２０１８年１月 石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第３２卷第１期 文章编号：１６７３—８２１７（２０１８）０卜０１０３—０３ Ｙ１砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究 柳自芬 （中国石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东东营２５７０９４） 摘要：胜利油田Ｙ１砂砾岩油藏投入开发后，由于地层能量下降，产能较低，长期处于低速低效开发状态。为提高 油井产能，对该油藏重新进行了地质研究，通过精细地震解释、地层对比和测井储层评价，分析了Ｙ１沙四段砂砾 岩油藏注水受效特征，明确了注水受效的主要影响因素，合理优化了井网模式，确定了合理的井网密度及经济技术井 距，提出了以多段压裂技术为主、径向水射流技术为辅、横向沟通储层、纵向均衡驱替的砂砾岩注采井网适配技术。 这些技术实施后，该油藏产油量、采油速度、日注水量明显提高，含水率、注入压力下降，预测采收率可提高６．９％。 关键词：胜利油田；低渗透砂砾岩油藏；井网模式；提高采收率 中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ １ 油藏概况 Ｙｌ砂砾岩油藏位于东营凹陷北部陡坡带，主力 含油层为沙四段，含油面积为３．４ｋｍ ，埋深为２５６０ ｉｎ ２ ８８０ ｍ，纵向上为多期扇体叠置，孔隙度为 １４．２％，渗透率为２８×１０一 ｍ２，地质储量为９１２× １０ ｔ，属中丰度低渗透砂砾岩块状油藏。该油藏发现 于１９８５年，１９９３年不规则井网整体压裂一套井网 投入开发，至２０１５年底，油井２４口，水井９口， 单井平均１３产油为３．４ｔ，单井平均日注水为１５．２ｉｎ ， 突出。具体表现为四种特征： （１）注采方向垂直或斜交地层主应力方向，注 采井距为１ ８０ ｎｌ～２６０ ｍ的油井具备一定能量，能够 长期稳定生产，该类型井共６口； （２）注采方向垂直或斜交地层主应力方向，注 采井距在２５０ ｍ以上，油井缺少地层能量，长期低 液生产或间开，该类型井共４口； （３）注采方向平行于地层主应力方向，注采井 距小于３００ ＩＴＩ，或者注采方向斜交于地层主应力方 向，井距小于１５０ ＩＴＩ的油井发生急剧水窜，快速水 淹，该类型井共３口；如Ｙ１—３５井１９９８年６月转 注，注水４个月后主应力方向上与之相距２１０ ｍ的 Ｙ１—３３含水迅速上升，由１４．３％升至９６．５％，动液面 由测不出回升至井口，呈现急剧水窜、水淹的特点； （４）３５０ １３＂１以内无对应水井的油井长期低能， 日产液在２ ｍ 以下，间开或无法正常生产，该类型 综合含水为５０．７％，采油速度为０．３１％，采出程度为 ５．８％，累计注采比为１．０２，地层能量下降约一半（砂 体连通性差，注水不受效）。该油藏长期处于低速低 效开发状态，整体开发效果差，２０１ ５年重新进行地 质研究，通过精细地震解释、地层对比、测井储层评 价等技术，把油藏划分５个砂层组１９个小层。 井共４口。如南部地区油井Ｙ１—５１井与水井Ｙ１—１１ 相距４００ ｍ，长期低能，日产液一直在２ ｍ 以下生 产，累产油仅为０．３×１０４ｔ，生产效果差。 ２注采受效特征 砂砾岩储层为近物源快速沉积的叠加，储层横 向变化快，内部非均质性强，相比于常规砂岩储层， 砂砾岩开采特征最主要的不同就是注水受效不均衡。 ３提高采收率对策 Ｙ１砂砾岩注采受效主要受控于地层主应力走向及 井距大小的影响：一是水淹具有明显方向性，基本 上按地层主应力方向推进水淹；二是注采井距大小 收稿日期：２０１７—０５—０８ 作者简介：柳自芬，工程师，１９８３年生，２００７年毕业于 西南石油大学油藏工程专业，现从事油田开发研究工作。 基金项目：永１砂砾岩老区有效注水改善开发效果技术研 究（ＹＫＹ１４０７）。 影响油井产能，注采井距为１５０ ｍ～２５０ ｍ时油井生 产较稳定，大于３５０ ｉｎ则注不进采不出，注采矛盾 石油地质与工程 ２０１８年第１期 相对常规砂岩油藏，砂砾岩油藏采收率难以提 高的症结在于：砂砾岩储层岩性复杂，由泥、砂、砾 混杂而成，岩性包括泥岩、粉砂岩、砂岩、含砾砂岩、 细砾岩、中粗砾岩，其中物性和含油性较好的为砂 岩和含砾砂岩，非均质性强，连通性差；再者，油藏 埋藏较深，多数油井产能较低，经济效益决定了油 藏开发井距较大，井间砂体展布连续性差，相邻的 油水井之间连通性差，甚至不连通，井网对储层的 有效控制程度低，储量动用程度差。提高砂砾岩油 藏采收率的重点就是提高储量控制程度，尽量扩大 有效动用程度，扩大体积波及效率 。Ｙ１砂砾岩油 藏各期次油层叠合程度好，主力层位集中，在低油 价条件下，采用一套层系开发。 ３．１合理井网模式 研究认为，注采井网的合理走向主要受物源及 地层主应力方向的控制。Ｙ１砂砾岩油藏沉积物源为 北东向，地层主应力近东西向分布，储层沿主河道 物源方向性质好，向河道两边逐渐变差。针对Ｙ１地 质特征，保持物源与地层主应力的相对位置不变， 建立地质模型，对不同井网（井距２００ｍ）部署情况 进行数值模拟，注水井部署分三种情况：平行物源 方向、垂直物源方向和平行主应力方向，临界压力 梯度为０．０１ ＭＰａ／ｍ，通过压力变化统计不同注水井 网的动用程度。由表１可以看出，沿裂缝方向注水， 动用程度最大，效果最佳；垂直物源方向注水效果 次之；沿物源方向注水效果较差。 表１ 不同注７ｋ方向动用程度 注水方向 动用程度，％ 沿物源方向 ７１．６ 垂直物源方向 ７４．８ 沿裂缝方向 ７７．５ 在确定了注水方向后，采用数值模拟方法对五 点法、矩形、正方形反九点、菱形反九点面积井网进 行研究，采用油藏实际注采压力２０ ＭＰａ进行生产， 保持油井井距为２００ ｍ。模拟结果表明，不同面积井 网动用程度排序为（表２）：五点法＞矩形＞正方形反 九点＞菱形反九点，五点法井网动用程度最大，建议 采用五点法井网部署。 表２不同井网模式下的动用程度 井网形式 动用程度／％ 菱形反九点 ６７．７９ 正方形反九点 ７１．９２ 矩形井网 ７４．４５ 五点法 ７７．９７ ３．２井距确定 根据文献［２］ｅｅ的计算公式，在油价￥５０／ｂｂｌ条件 下，计算的Ｙ１砂砾岩油藏经济极限井网密度和经济 合理井网密度分别为１８．９ ＩＺｌ／ｋｍ 和１３．０ ＩＺｌ／ｋｍ ，相 对应的合理井距为２７５ ｍ。根据低渗透油藏极限控制 半径公式（１），在油藏生产压差６ ＭＰａ，原油黏度１－３ ｍＰａ·ｓ，储层有效渗透率（６．５ ｌ１．２）×１０ ｍ 条 件下，计算生产井极限控制半径分别为５Ｏ．８ ｍ～７０＿３ ｍ，技术井距为１０１ ｍ～１４０ ｍ；水井注水压差为１４ ＭＰａ，极限控制半径为９０．６ ｉｎ～１３８．２ ｍ，技术井距为 １８１ ｍ￣２７６ｍ。 Ｂ ＝３．２２６（Ｐｅ—Ｐｗ）（Ｋ／ｕ）。＿ 。 （１） 式中：ｒ椐瞩为油藏极限控制半径，ｍ；Ｐｅ为地层压 力，ＭＰａ；ｐｌｎｒ为井底流压，ＭＰａ；Ｋ为渗透率，１０ ｍ ； 为原油黏度，ｍＰａ·ｓ。 ３．３ 立体均衡注采井网适配技术 ３．３．１压裂适配井网 Ｙ１砂砾岩油藏技术井距小于经济合理井距，井 距大，储层控制程度低。提高采收率的首要条件就 是扩大储层控制，可以充分利用压裂工艺措施沟通 生产井间相邻砂体，提高储量控制；纵向视各储层 物性差异进行压裂缝长差异化，均衡注采剖面，提 高储量动用，立体改善开发效果。Ｙ１砂砾岩采用五 点面积井网整体部署，充分利用老井，井网走向平 行于地层主应力方向，井距２７５ ｍ，生产井纵向采用 多段压裂，单个压裂段长不大于５０ ｍ，最大为４段 压裂；油井排内有效压裂半缝长６８～８７ ｍ，水井排 内有效压裂半缝长０—４７ ｍ。井网部署时，考虑井点 物性差异，压裂规模需要具体优化。 ３．３．２径向水射流适配井网 （１）径向水射流钻孔技术原理及优势。径向水 射流钻孔是先用小钻头在油层部位的套管上开２０ ｍｍ的窗口，然后使用１９ ｍｍ连续油管连接带喷嘴 的１２．７ ｍｍ软管，借助高压射流的水力破岩作用在 油层中的不同方向上钻出多个（直径３８～５０ ｍｍ、 长度为１００ ｍ左右）小井眼ｐ 。径向水射流钻孔具有 ４点优势 ：①相当于小井眼水平井，起到增加泄 油面积的目的；②可以形成多层多向多分支径向孔； ③对储层改造具有明确的方向性，可以实现对实钻 情况进行及时调整和补救；④与其他工艺联作（如 酸化、压裂、蒸气驱、ＣＯ 和注聚合物驱等，效果更 加突出）。 （２）径向水射流适配压裂井网。针对Ｙ１砂砾 岩油藏层间干扰严重、地层主应力方向变化大的问 题，利用径向水射流钻孔完善井网：①地层主应力 柳自芬等．Ｙｌ砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究 ·１０５· 发生偏转的区域，或者由于注采等开发因素导致地 采井距大小影响大。 （２）砂砾岩储层中的砂体交错叠置，非均值性 强，油层平面展布连续性差，大井距开发时，井网对 应力转向的部分井点，实施径向水射流钻孔代替压 裂，防止压裂措施造成裂缝转向，保证井网注水流 线的一致性；②对吸水剖面及产液剖面差异大的老 油水井，利用径向水射流钻孔沟通横向储层，改善 产液和吸水剖面，达到均衡驱替的目的。径向水射 流钻孔的长度与密度，由井点储层物性决定。 ３．３－３立体井网适配 对于Ｙ１砂砾岩油藏有效厚度大于３０ ｍ的储层， 沿北东６０。的地层主应力方向部署五点面积井网， 生产井采用多段压裂，一次投产，全井动用，压裂半 缝长视井点物性进行差异化优化；对地层主应力方 储量控制程度低，注水时，井网中的水线流向不能 很好地匹配地层主应力走向，导致水窜、水淹，水驱 动用程度低，这是造成砂砾岩油田低效开发的主要 原因。 （３）胜利油田砂砾岩油藏埋藏较深，厚度大， 有效开发此类油藏需要综合运用多段压裂与径向水 射流钻孔技术，对纵向储层一次动用，平面水流线 方向应平行地层主应力走向；根据储层物性差异， 改变压裂裂缝长度、径向水射流长度和钻孑Ｌ密度， 向发生偏转的井点、或者产液和吸水剖面差异大的 老井，辅助径向水射流钻孔适配井网，钻孔长度及 密度视井点物性进行差异化优化。利用多段压裂技 术与径向水射流钻孔相结合的方式，提高储量控制 均衡注采剖面，连通井间砂体，提高储量控制程度， 增加水驱动用，最终提高采收率。 参考文献 ［１１ 姚约东，雍洁，朱黎明，等．砂砾岩油藏采收率的影 】程度及动用程度，最终提高采收率。 ４开发技术应用效果 运用研究结果，在充分利用现有老井的基础上， 进行了开发方案调整，共钻新井１１口，其中油井７ 响因素与预测【Ｊ】．石油天然气学报，２０１０，３２（４）：１０８一 Ｉｌ３． 【２］俞启泰．计算水驱砂岩油藏合理井网密度与极限井网密 度的一种方法［Ｊ］．石油勘探与开发，１９８６，１４（２）：２２— ２４． 口，水井４口。方案调整后，开发效果明显，平均 单井日产油量由调整前的３．４ ｔ上升至６．７ ｔ，采油速 度由调整前的０．３１％上升至１．０３％，区块含水由调 【３】刘峰．径向水平井钻井综合配套技术试验研究［Ｊ］．石油 机械，２００３，３１（２）：２—４． 整前的５０．７％下降至３７．８％。方案调整后，采用多级 压裂及径向水射流适配井网，注水压力明显下降， 由调整前的２７．３ ＭＰａ下降至１９．４ ＭＰａ，平均单井日 注水量由调整前的２７．３ ｍ 上升到４６．８ ｍ ，水驱动用 程度由５４％提高至８１％；预测采收率由调整前的 １ １．４％提高到ｌ８．３％，提高６．９％。 【４］黄中伟．高压水射流辅助压裂机理与实验研究【Ｄ】．山东 青岛：中国石油大学（华东），２００６：３２—４０． ［５】邓杰，刘璐．鄂尔多斯盆地镇泾地区长８低渗透储层成 因【Ｊ］．石油地质与工程，２０１５，２９（２）：５３—５５． 【６］魏超平．河口采油厂强边底水普通稠油油藏高含水期井 网加密提高采收率研究【ＪＪ．石油地质与工程，２０１５，２９ （６）：１００—１０２． ５结论 （１）对于低渗透砂砾岩油藏，物源方向和地层 主应力方向不一致时，注水受效主要受控于地层主 ［７】姬奥林．孤东油田七区西Ｎｇ６大孑Ｌ道油藏二元复合驱油 提高采收率方案设计【Ｊ】．石油地质与工程，２０１５，２９（３）： １２２—１２５． 应力的走向，沿主应力方向注水，油井易受效，甚至 水淹；垂直主应力方向注水，油井整体受效差，受注 编辑：王金旗