柳自芬

（中國石化勝利油田分公司東辛采油廠，山東東營 257094）

1 油藏概況

Y1砂礫巖油藏位于東營凹陷北部陡坡帶，主力含油層為沙四段，含油面積為3.4 km2，埋深為2 560 m ～2 880 m，縱向上為多期扇體疊置，孔隙度為14.2%，滲透率為28×10-3μm2，地質儲量為912×104t，屬中豐度低滲透砂礫巖塊狀油藏。該油藏發(fā)現(xiàn)于 1985年，1993年不規(guī)則井網整體壓裂一套井網投入開發(fā)，至2015年底，油井24口，水井9口，單井平均日產油為3.4 t，單井平均日注水為15.2 m3，綜合含水為50.7%，采油速度為0.31%，采出程度為5.8%，累計注采比為1.02，地層能量下降約一半（砂體連通性差，注水不受效）。該油藏長期處于低速低效開發(fā)狀態(tài)，整體開發(fā)效果差，2015年重新進行地質研究，通過精細地震解釋、地層對比、測井儲層評價等技術，把油藏劃分5個砂層組19個小層。

2 注采受效特征

砂礫巖儲層為近物源快速沉積的疊加，儲層橫向變化快，內部非均質性強，相比于常規(guī)砂巖儲層，砂礫巖開采特征最主要的不同就是注水受效不均衡。Y1砂礫巖注采受效主要受控于地層主應力走向及井距大小的影響：一是水淹具有明顯方向性，基本上按地層主應力方向推進水淹；二是注采井距大小影響油井產能，注采井距為150 m～250 m時油井生產較穩(wěn)定，大于350 m則注不進采不出，注采矛盾突出。具體表現(xiàn)為四種特征：

（1）注采方向垂直或斜交地層主應力方向，注采井距為180 m～260 m的油井具備一定能量，能夠長期穩(wěn)定生產，該類型井共6口；

（2）注采方向垂直或斜交地層主應力方向，注采井距在250 m以上，油井缺少地層能量，長期低液生產或間開，該類型井共4口；

（3）注采方向平行于地層主應力方向，注采井距小于 300 m，或者注采方向斜交于地層主應力方向，井距小于150 m的油井發(fā)生急劇水竄，快速水淹，該類型井共3口；如Y1-35井1998年6月轉注，注水4個月后主應力方向上與之相距210 m的Y1-33含水迅速上升，由14.3%升至96.5%，動液面由測不出回升至井口，呈現(xiàn)急劇水竄、水淹的特點；

（4）350 m以內無對應水井的油井長期低能，日產液在2 m3以下，間開或無法正常生產，該類型井共4口。如南部地區(qū)油井Y1-51井與水井Y1-11相距400 m，長期低能，日產液一直在2 m3以下生產，累產油僅為0.3×104t，生產效果差。

3 提高采收率對策

相對常規(guī)砂巖油藏，砂礫巖油藏采收率難以提高的癥結在于：砂礫巖儲層巖性復雜，由泥、砂、礫混雜而成，巖性包括泥巖、粉砂巖、砂巖、含礫砂巖、細礫巖、中粗礫巖，其中物性和含油性較好的為砂巖和含礫砂巖，非均質性強，連通性差；再者，油藏埋藏較深，多數(shù)油井產能較低，經濟效益決定了油藏開發(fā)井距較大，井間砂體展布連續(xù)性差，相鄰的油水井之間連通性差，甚至不連通，井網對儲層的有效控制程度低，儲量動用程度差。提高砂礫巖油藏采收率的重點就是提高儲量控制程度，盡量擴大有效動用程度，擴大體積波及效率[1]。Y1砂礫巖油藏各期次油層疊合程度好，主力層位集中，在低油價條件下，采用一套層系開發(fā)。

3.1 合理井網模式

研究認為，注采井網的合理走向主要受物源及地層主應力方向的控制。Y1砂礫巖油藏沉積物源為北東向，地層主應力近東西向分布，儲層沿主河道物源方向性質好，向河道兩邊逐漸變差。針對Y1地質特征，保持物源與地層主應力的相對位置不變，建立地質模型，對不同井網（井距200 m）部署情況進行數(shù)值模擬，注水井部署分三種情況：平行物源方向、垂直物源方向和平行主應力方向，臨界壓力梯度為0.01 MPa/m，通過壓力變化統(tǒng)計不同注水井網的動用程度。由表1可以看出，沿裂縫方向注水，動用程度最大，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較差。

表1 不同注水方向動用程度

在確定了注水方向后，采用數(shù)值模擬方法對五點法、矩形、正方形反九點、菱形反九點面積井網進行研究，采用油藏實際注采壓力20 MPa進行生產，保持油井井距為200 m。模擬結果表明，不同面積井網動用程度排序為（表2）：五點法＞矩形＞正方形反九點＞菱形反九點，五點法井網動用程度最大，建議采用五點法井網部署。

表2 不同井網模式下的動用程度

3.2 井距確定

根據(jù)文獻[2]中的計算公式，在油價$50/bbl條件下，計算的Y1砂礫巖油藏經濟極限井網密度和經濟合理井網密度分別為18.9口/km2和13.0口/km2，相對應的合理井距為275 m。根據(jù)低滲透油藏極限控制半徑公式（1），在油藏生產壓差6 MPa，原油黏度1.3 mPa·s，儲層有效滲透率（6.5～11.2）×10-3μm2條件下，計算生產井極限控制半徑分別為50.8 m～70.3 m，技術井距為 101 m～140 m；水井注水壓差為 14 MPa，極限控制半徑為90.6 m～138.2 m，技術井距為181 m～276 m。

式中：r極限為油藏極限控制半徑，m；Pe為地層壓力，MPa；Pw為井底流壓，MPa；K為滲透率，10-3μm2；μ為原油黏度，mPa·s。

3.3 立體均衡注采井網適配技術［5-7］

3.3.1 壓裂適配井網

Y1砂礫巖油藏技術井距小于經濟合理井距，井距大，儲層控制程度低。提高采收率的首要條件就是擴大儲層控制，可以充分利用壓裂工藝措施溝通生產井間相鄰砂體，提高儲量控制；縱向視各儲層物性差異進行壓裂縫長差異化，均衡注采剖面，提高儲量動用，立體改善開發(fā)效果。Y1砂礫巖采用五點面積井網整體部署，充分利用老井，井網走向平行于地層主應力方向，井距275 m，生產井縱向采用多段壓裂，單個壓裂段長不大于50 m，最大為4段壓裂；油井排內有效壓裂半縫長68 ～87 m，水井排內有效壓裂半縫長0 ～47 m。井網部署時，考慮井點物性差異，壓裂規(guī)模需要具體優(yōu)化。

3.3.2 徑向水射流適配井網

（1）徑向水射流鉆孔技術原理及優(yōu)勢。徑向水射流鉆孔是先用小鉆頭在油層部位的套管上開 20 mm的窗口，然后使用19 mm連續(xù)油管連接帶噴嘴的12.7 mm軟管，借助高壓射流的水力破巖作用在油層中的不同方向上鉆出多個（直徑 38～50 mm、長度為100 m左右）小井眼[3]。徑向水射流鉆孔具有4點優(yōu)勢［4］：①相當于小井眼水平井，起到增加泄油面積的目的；②可以形成多層多向多分支徑向孔；③對儲層改造具有明確的方向性，可以實現(xiàn)對實鉆情況進行及時調整和補救；④與其他工藝聯(lián)作（如酸化、壓裂、蒸氣驅、CO2和注聚合物驅等，效果更加突出）。

（2）徑向水射流適配壓裂井網。針對Y1砂礫巖油藏層間干擾嚴重、地層主應力方向變化大的問題，利用徑向水射流鉆孔完善井網：①地層主應力發(fā)生偏轉的區(qū)域，或者由于注采等開發(fā)因素導致地應力轉向的部分井點，實施徑向水射流鉆孔代替壓裂，防止壓裂措施造成裂縫轉向，保證井網注水流線的一致性；②對吸水剖面及產液剖面差異大的老油水井，利用徑向水射流鉆孔溝通橫向儲層，改善產液和吸水剖面，達到均衡驅替的目的。徑向水射流鉆孔的長度與密度，由井點儲層物性決定。

3.3.3 立體井網適配

對于Y1砂礫巖油藏有效厚度大于30 m的儲層，沿北東 60°的地層主應力方向部署五點面積井網，生產井采用多段壓裂，一次投產，全井動用，壓裂半縫長視井點物性進行差異化優(yōu)化；對地層主應力方向發(fā)生偏轉的井點、或者產液和吸水剖面差異大的老井，輔助徑向水射流鉆孔適配井網，鉆孔長度及密度視井點物性進行差異化優(yōu)化。利用多段壓裂技術與徑向水射流鉆孔相結合的方式，提高儲量控制程度及動用程度，最終提高采收率。

4 開發(fā)技術應用效果

運用研究結果，在充分利用現(xiàn)有老井的基礎上，進行了開發(fā)方案調整，共鉆新井11口，其中油井7口，水井4口。方案調整后，開發(fā)效果明顯，平均單井日產油量由調整前的3.4 t上升至6.7 t，采油速度由調整前的0.31% 上升至1.03%，區(qū)塊含水由調整前的50.7%下降至37.8%。方案調整后，采用多級壓裂及徑向水射流適配井網，注水壓力明顯下降，由調整前的27.3 MPa下降至19.4 MPa，平均單井日注水量由調整前的27.3 m3上升到46.8 m3，水驅動用程度由 54%提高至 81%；預測采收率由調整前的11.4%提高到18.3%，提高6.9%。

5 結論

（1）對于低滲透砂礫巖油藏，物源方向和地層主應力方向不一致時，注水受效主要受控于地層主應力的走向，沿主應力方向注水，油井易受效，甚至水淹；垂直主應力方向注水，油井整體受效差，受注采井距大小影響大。

（2）砂礫巖儲層中的砂體交錯疊置，非均值性強，油層平面展布連續(xù)性差，大井距開發(fā)時，井網對儲量控制程度低，注水時，井網中的水線流向不能很好地匹配地層主應力走向，導致水竄、水淹，水驅動用程度低，這是造成砂礫巖油田低效開發(fā)的主要原因。

（3）勝利油田砂礫巖油藏埋藏較深，厚度大，有效開發(fā)此類油藏需要綜合運用多段壓裂與徑向水射流鉆孔技術，對縱向儲層一次動用，平面水流線方向應平行地層主應力走向；根據(jù)儲層物性差異，改變壓裂裂縫長度、徑向水射流長度和鉆孔密度，均衡注采剖面，連通井間砂體，提高儲量控制程度，增加水驅動用，最終提高采收率。

[1] 姚約東， 雍潔， 朱黎明，等．砂礫巖油藏采收率的影響因素與預測[J]. 石油天然氣學報，2010，32（4）：108–113.

[2] 俞啟泰．計算水驅砂巖油藏合理井網密度與極限井網密度的一種方法[J]．石油勘探與開發(fā)，1986, 14（2）：22–24.

[3] 劉峰. 徑向水平井鉆井綜合配套技術試驗研究[J]．石油機械，2003，31（2）：2–4.

[4] 黃中偉．高壓水射流輔助壓裂機理與實驗研究[D]．山東青島：中國石油大學（華東），2006：32–40．

[5] 鄧杰，劉璐．鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇地區(qū)長8低滲透儲層成因[J]. 石油地質與工程，2015，29（2）：53–55.

[6] 魏超平．河口采油廠強邊底水普通稠油油藏高含水期井網加密提高采收率研究[J]．石油地質與工程，2015，29（6）：100–102.

[7] 姬奧林．孤東油田七區(qū)西Ng6大孔道油藏二元復合驅油提高采收率方案設計[J]．石油地質與工程，2015，29（3）：122–125.