Y1砂砾岩低渗透油藏提高采收率对策研究

2018-03-26柳自芬

石油地质与工程 2018年1期

柳自芬

（中国石化胜利油田分公司东辛采油厂，山东东营 257094）

1 油藏概况

Y1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3.4 km2，埋深为2 560 m ～2 880 m，纵向上为多期扇体叠置，孔隙度为14.2%，渗透率为28×10-3μm2，地质储量为912×104t，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，单井平均日产油为3.4 t，单井平均日注水为15.2 m3，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，2015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。

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。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 m则注不进采不出，注采矛盾突出。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180 m～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 m，或者注采方向斜交于地层主应力方向，井距小于150 m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 m以内无对应水井的油井长期低能，日产液在2 m3以下，间开或无法正常生产，该类型井共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 m3以下生产，累产油仅为0.3×104t，生产效果差。

3 提高采收率对策

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[1]。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200 m）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 不同注水方向动用程度

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

3.2 井距确定

根据文献[2]中的计算公式，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口/km2和13.0口/km2，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（6.5～11.2）×10-3μm2条件下，计算生产井极限控制半径分别为50.8 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 m～138.2 m，技术井距为181 m～276 m。

式中：r极限为油藏极限控制半径，m；Pe为地层压力，MPa；Pw为井底流压，MPa；K为渗透率，10-3μm2；μ为原油黏度，mPa·s。

3.3 立体均衡注采井网适配技术［5-7］

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[3]。径向水射流钻孔具有4点优势［4］：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、CO2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地层主应力发生偏转的区域，或者由于注采等开发因素导致地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 m3上升到46.8 m3，水驱动用程度由 54%提高至 81%；预测采收率由调整前的11.4%提高到18.3%，提高6.9%。