文33块沙三上高压低渗油藏开发技术研究

王 库，刘永花，吴 超，余正东，戴 康

中国石化中原油田分公司采油四厂，河南濮阳 457176

1 加强油藏研究，深化地质认识

1.1 构造精细研究

通过精细地层对比及三维地震人机联作构造解释，结合HDT、生产动态资料对该块构造进行精细研究。大的构造格架基本不变，但边界断层的位置更加准确，小断层组合及展布更加合理，同时对文33 沙三上西块、北部复杂带有了新的认识，调整挖潜方向也更加明确。

1.2 沉积微相及砂体展布规律研究

文33 块沙三上主要发育半深水浊积扇相（主要为中扇亚相）和浅水扇三角洲相（分为三角洲前缘、前三角洲亚相）。三角洲前缘亚相可进一步划分为：水下分流河道、水下分流河道侧翼、水下分流次河道、河口坝、远砂坝、水下天然堤坝—决口扇以及水下支流间湾等沉积微相。半深湖浊积扇中扇亚相主要发育有主沟道、分支沟道、沟间和外扇末梢微相。通过沉积微相研究，本区微相展布有以下特征：一是物源主要来自北西、北北东和北北西方向，个别来源于南西方向，具有多物源的特点；二是沉积具有多期次的特点。

2 开辟现场先导试验，为高压低渗油藏有效注水开发提供技术储备

为提高该油藏开发水平，在室内多层水驱油试验研究及总结以往经验的基础上，提出了200m ～250m 井距逐层上返注水开发先导试验。

2.1 试验目的

试验目的：1）研究、探讨文南油田地质条件下注水开发的可行性，寻求这种类型油藏开发的有效途径；2）试验缩小井段，解决层间矛盾的可行性；2）试验缩小井距，解决平面矛盾的可行性；4）寻求合理的开发技术政策：即合理的层系组合、井网密度、注水方式等。

试验方式：纵向上，将原来两套层系（S3 上1-5、S3 上6-10）细分为两套井网（S3 上1-3、S3 上4-10）五套层系（S3 上1-3、S3 上4-6、S3 上7、S3 上8、S3 上9-10）从下往上逐层上返注水开发；平面上，注采井距由400-450m 缩小到200-250m，加密调整。

上返时机确定：油井平均单井极限产量2.0t/d、油藏综合含水94%以后上返。

2.2 现场试验效果

1996 年开始先导试验，从试验结果证明，在200m ～250m井距、35MPa ～36MPa 的注水压力下沙三上7-8 砂组可以实现注水开发，逐层上返注水开发适合该油藏。在先导试验指导下，96 年开始分年度编制调整方案，不断扩大先导试验区的范围和战果，密井网基本上由试验区扩展到全区，至2004 年底，共投入钻井工作量55 口，转注22 口，注采井数比由1∶7.5 提高到1∶2.0，采油速度由0.27%提高到2.37%。

2.3 应用相控剩余油评价技术，掌控剩余油分布规律

随着油藏细分层系、逐层上返注水开发的不断深入，油藏主力层水淹严重，剩余油分布规律认识难度逐步加大。近几年在沉积微相研究的基础上，运用小层平面图和沉积微相图叠合法，通过勾绘含水分级图来半定量研究分析水淹状况及剩余油潜力。通过相控剩余油研究，认为该油藏剩余油主要集中在水下分流河道侧翼微相。

3 应用相控井网重组技术，实现低渗油藏有效动用

该油藏属高压低渗油藏，储层物性差，注水压力偏高、开发难度大。因此，在开发过程中，必须对合理注采井距、合理层段组合以及相控井网的合理配置等进行研究，以实现低渗油藏的有效动用。

3.1 合理层段组合研究

室内长岩心实验结果表明，单注单采时，渗透率对采收率影响不大；合注单采时，每个层的采收率比单注单采时都有所降低；不同的多层组合开发时，高渗透层采收率变化不大，组合的层数越多，低渗透层的采收率降低最多。

统计该油藏渗透率级差与吸水厚度关系，当渗透率级差越小，吸水厚度比例越大，水驱动用状况越好。根据室内岩心实验和现场试验分析认为：层段组合渗透率级差在4 倍内比较合适。

3.2 合理井距的确定

对于低渗油藏而言，合理井距主要考虑两点：一是井网密度必须适应储层连通性，尽可能提高水驱控制程度和采收率；二是井网密度保证足够的单井控制储量。在考虑以上因素的基础上，立足于沉积微相研究以及见效效果与相控井网的相应关系，研究合理的注采井距。

3.2.1 从井网密度与采收率关系的角度，分析合理井距

根据我国油藏按k/μ 分类时最终采收率与井网密度相关式绘出采收率与井网密度关系图版，根据本区渗流物性资料统计，流度系数一般在30md/mPa·s ～100md/mPa·s 之间，从上图可以看出，当井网密度为10 口/km2～15 口/km2，采收率增加幅度开始减缓，折算井距为258m ～316m。

3.2.2 从渗流能力的角度，分析合理注采井距

通过低渗油藏资料计算的注采压力剖面结果表明，80%的注采压差消耗在注采井底30m 范围内，注采井之间的驱替压差仅占注采压差的20%。根据实际注采压力资料，该区注采井距应选择250m 以内。

3.2.3 储层发育及连通状况分析注采井距

该油藏主要油砂体发育呈南北条带状分布，垂直于文33断层方向延伸宽度较窄，故在该方向要求注采井距较小，而在平行于文33 断层方向的砂体连通性相对较好，250m 井距井间连通率可达80%以上，故在该方向注采井距可相对大些。总体从砂体连通状况考虑，250m 井距可满足要求。

3.2.4 从沉积微相角度分析合理井距

对该油藏不同相带注采关系的见效特征进行研究，发现不同相带注采关系对井距要求不同。河道注水、河道采油，合理注采井距在250m ～300m 左右；河道注水、侧翼采油，合理注采井距在200m ～250m 左右；侧翼注水、侧翼采油或侧翼注水、河道采油，合理注采井距应缩小到180m ～210m 左右。

3.3 相控剩余油挖潜技术研究

3.3.1 不同相带注采井网配置关系

将40 个注水见效井组按不同相带注采井网进行研究，结果表明（见下表），河道注水-河道或侧翼采油见效效果好。

不同相带见效见水规律表明，注采井网尽可能选择河道注水，河道或侧翼采油，对应油井见效效果好。

3.3.2 不同相带剩余油井网配置研究

1）水下分流河道剩余油

水下分流河道砂岩厚度较大，粒度较粗，泥质含量少，水淹程度高，剩余油主要分布于井网未控制区构造高部位及注水未波及区。

对于构造相对简单区域，剩余油饱和度低的的主河道，通过改变液流方向挖潜水淹区平面剩余油或水驱损失形成的剩余油；在剩余油饱和度相对较高且纵向上叠合性较好的区域，实施定向井开发；当油水井同处于主河道相带时，适当拉大注采井距到250m 左右，采取逆古水流方向注水，延长油井见效期。

2）水下分流河道侧翼剩余油

水下分流河道侧翼微相沉积物粒级变细，泥质含量增多，物性变差，需要的注水启动压力较高，从而剩余油较为富集。

这类相带剩余油平面上分布连片。对该类相带井网进行以下调整：一是注采井距按照200m 部署直井或利用老井侧钻可兼顾多个砂体，增加单井控制储量；二是通过单砂体、最小自然段、二三类层重组等方式实施层间精细注采调整；三是按照河道注水，侧翼采油井网，同时侧翼油井实施压裂引效。

4 几点认识

1）逐层上返注水开发是提高层间非均质严重、含油井段长的低渗油藏开发效果的有效途径；

2）在沉积微相研究的基础上进行相控剩余油及相控井网重组研究，是高压低渗油藏开发后期提高采收率的关键；

3）运用配套高压注水、高压分注及水质改造工艺技术是高压低渗油藏精细挖潜取得成功的保障。

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