“三低”砂岩油藏改善开发效果技术研究与实践

潘有军，徐　赢，吴美娥，张中劲，谢　军，杨　震

(1.中国石油吐哈油田公司 勘探开发研究院，新疆　哈密　839009；2.中国石油吐哈油田公司 三塘湖采油厂，新疆　哈密　839009)

“三低”砂岩油藏改善开发效果技术研究与实践

潘有军1，徐赢1，吴美娥1，张中劲1，谢军1，杨震2

(1.中国石油吐哈油田公司 勘探开发研究院，新疆哈密839009；2.中国石油吐哈油田公司 三塘湖采油厂，新疆哈密839009)

摘要：牛圈湖西山窑组油藏属于特低渗、低压、低流度的“三低”砂岩油藏，开发方案实施后，表现出非均质性严重、注水效果差、单井产量低等现象。为了改善油藏开发效果，首先建立分区测井解释模型及标准，对所有井重新测井解释及储量复算，并开展精细储层非均质性描述及相控精细地质建模。在深化油藏认识基础上通过实施超前温和注水、开展井网加密调整、制定选井标准开展重复压裂、实施层内分注和双液法调剖体系改善剖面矛盾等一系列技术措施，油藏注水状况逐步好转，采油速度不断提高，开发效果明显改善，为此类油藏改善开发效果提供了可借鉴的经验。

关键词：“三低”砂岩油藏；非均值；超前温和注水；井网加密调整；重复压裂选井；层内分注；双液法调剖

中图分类号：TE35

文献标识码：B

文章编号：1008-9446(2015)05-0014-06

Abstract:The sandstone reservoir of Xishanyao Formation in Niuquanhu Oilfield is characterized by ultra-low permeability， low pressure and low mobility. After the implementation of the development plan, serious heterogeneity, poor water, low well production are common. In order to improve reservoir development, we first create partitions interpretation models and standard on all wells to re-log interpretation and reserves recalculation, and conduct described heterogeneity and phased fine reservoir geological modeling. After the implementation of leading moderate injection, infill adjustment, well selection criteria setting, repeated fracturing, injection within the layer, and double fluid dispensing systems to improve law cross-sectional profile, the water injection situation gradually improved, and the production rate continues to increase, which significantly improves development effectiveness. This paper provides valuable experience for similar reservoirs to improve development effect.

基金项目：中国石油天然气股份有限公司项目(牛圈湖特低渗低流度复杂油藏有效开发配套技术研究与试验)：2009D-1503-08

收稿日期：2015-05-27

作者简介：潘有军(1984-)，男，贵州黎平人，中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院工程师，从事油气田开发研究。

Research and Practice of Improvement and Development Effectiveness in “Three Lows” Sandstone Reservoir

PAN You-jun1， XU Ying1， WU Mei-e1， ZHANG Zhong-jin1， XIE Jun1， YANG Zhen2

(1.Research Institute of Exploration and Development， PetroChina Tuha Oilfield Company，Hami 839009， Xinjiang， China;2.Santanghu Oil Production Plant, PetroChina Tuha Oilfield Company， Hami 839009， Xinjiang， China)

Key words:“three lows” sandstone reservoir; heterogeneity; mild injection advance; infill adjustment; refracturing selected wells; inner layer dispensed; two liquid method profile

牛圈湖西山窑组(J2x)油藏属于特低渗、低压、低流度的典型 “三低”砂岩油藏[1，2], 储层物性为中低孔低渗，平均孔隙度13.7%，渗透率2.8 mD，储层非均值性强，比同类型油藏油相流度低(长庆姬塬油田0.527，牛圈湖区块0.04～0.35)，开发动用难度大。在超前注水井组试验取得成功的基础上编制了菱形反九点井网超前注水开发的开发方案。在开发试验、方案编制和产能建设阶段，认为牛圈湖西山窑组油藏的主要矛盾是低压，主要对策是超前注水。开发方案实施后，油井生产指标与方案设计目标差距大，表现出储层非均质性严重、注水效果差、单井产量低等现象[1]，储层及流体的非均质性是主要矛盾。目前国内外低渗透油藏改善开发效果技术对策主要有细分层系开发、精细注水、重复压裂、油层解堵、调整井网与注采井距以及采用三次采油技术等[3-6]。为了改善牛圈湖区块开发效果，首先建立了分区测井解释模型及标准，对所有井重新测井解释及储量复算，在此基础上精细储层非均质性描述及相控地质建模。

1油藏地质特征

牛圈湖西山窑组油藏构造简单，为一不规则的背斜构造，构造形态为近东西向展布的宽缓背斜，南北两侧受背冲逆断裂夹持，高点埋深1 519 m，海拔-781 m，断层局部发育，天然裂缝不发育[1，7，8]。储层单一，为辫状河或扇三角洲前缘沉积的大型砂岩岩性体，砂体厚度15～30 m，储层物性差且非均质性强，砂体内不同储层间互分布，渗透率变异系数大于0.7，突进系数大于3.0，纵向非均质性严重。根据沉积相及断层人为划分为南区、东区和北区3个区块(见图3)[1，2，7]，其中南区物性和含油性最好，平均有效厚度8 m，孔隙度15.3%，渗透率4.83 mD，含油饱和度57%，东区次之，平均有效厚度11.3 m，孔隙度13.7%，渗透率3.38 mD，含油饱和度52%，北区储层条件差，平均有效厚度6.8 m，孔隙度12.1%，渗透率1.12 mD，含油饱和度49%。原始地层压力系数低，油藏平均压力10.58～11.38 MPa，压力系数0.75～0.865，储量丰度低，为76.1×104t/km2。粘土矿物以高岭石为主，平均含量64.7%，速敏中等偏强。油藏类型属于“特低渗、低压、低流度”复合圈闭砂岩油藏，油井基本无自然产能。

2开发历程

为解决低压油藏有效开发的难题，2004年至2006年在牛圈湖区块建立了三个超前注水试验区：第一个试验区为2004年建立的直井先导试验区，主要为试验超前注水开发的可行性。设计采用正方形五点井网，井距200 m，地层压力提高为17 MPa，超前注水时间4个月。第二个试验区为2005年建立的水平井试验区，主要试验合理的井型。设计采用水平井+直井混合注采形式。第三个试验区为2006年建立的菱形反九点井网试验区，主要试验合理井网形式。设计排距150 m，井排比1 ∶3。以上试验区中直井试验区获得成功，水平井井网试验无效。

以上试验区共完钻开发井53口，经过近3年的开发试验，积累了较丰富的经验，确定超前注水开发能够实现牛圈湖区块的经济有效开发。随后编制开发方案，方案要点为：1)开发方式采用超前注水开发，主要技术政策界限：超前注水时间：8个月；超前注水量：0.5%PV；地层压力提高至压力系数1.0后油井压裂投产。2)设计单井产能6 t/d。3)采用菱形反九点井网，排距150 m，井距450 m，井排方向平行最大主应力方向。产能建设分步实施，2006年利用试验区建产能5×104t，2007年Ⅰ期新建产能25×104t，2008年Ⅱ期新建产能34.3×104t。

但产能建设未达方案设计指标，设计单井产能为6 t/d，实际仅2.7 t/d，2008年以后放缓钻井节奏，建产区块转向地质条件好的东区。

3生产特征分析

开发方案实施后，油井生产指标与方案设计目标差距大，表现出储层非均质性严重、注水效果差、单井产量低等现象[1]，暴露出分区开采差异大，储层及流体的非均质性是主要矛盾。

具体表现在：1)分区开采差异大，低产液、高含水井比例高。北区低产井比例高，开发效果最差，小于1 t/d的井占83.3%，主要表现为低产液(小于3 m3/d占39%)、高含水(大于90%占43.9%)；2)压力恢复、见效见水方向不均衡，河道沉积方向是控制油水运动的主要因素。主向井以高产液高含水为主，侧向井以低产液中含水为主；3)油干层(局部含油，具有一定渗透性的吸水层)是注水渗流主要通道，油层动用程度低，纵向油水运动特征有别于常规油藏。水洗检查井取心表明，随着物性变好，含油性也好，在油干层发育层段见水洗。通过吸水剖面监测得出东区、南区、北区的油干层吸水比分别为38.2%、48.1%、65.5%；4)水线推进速度快，见水后含水上升快。通过示踪剂监测得出平均有效水线推进速度为47 m/d，其中北东(河道向)优势方向明显，比其它方向快2～3倍。

根据上述开采特征研究分析认为：1)储层条件差，油层不发育，是导致北区开发效果差的根本原因；2)油水井排与砂体展布方向、人工裂缝方向一致，加之初期采取超破压高强度注水，加剧了平、剖面矛盾；3)油相流度低，储层渗流机理复杂，注水波及厚度小，导致水线推进速度快；4)油干层吸水，无效吸水比例大，油层动用程度低，油水关系复杂。

4改善开发效果技术对策

4.1　建立分区测井解释模型

牛圈湖西山窑组油藏各区块油藏特征有所差别，南区、东区储层物性较好，北区较差，原油物性也有所差异，南区和东区储层原油物性较好，气油比高，北区原油物性较差，气油比很低。经分析这些差异会对测井有影响，常规的把全区作为一个整体建立测井解释模型进行测井解释，势必造成测井解释符合率低，而且以前对水淹层的测井响应特征认识不够，部分水淹层电阻率较高，很难把油层和水淹层分开，通过应用测井、岩心、试油和试采等资料，通过分区分岩性建立测井解释模型及标准，研究出适合牛圈湖区块的测井解释方法，提高了牛圈湖区块测井解释的精度，而且通过综合研究分析水淹层的各种测井响应特征[9]， 能够把水淹层判别出来，提高了措施的成功率。

在储层四性关系研究基础上，重新建立的分区测井解释模型(见图1)，符合率提高到90%以上。与原标准对比，储层物性及电性下限标准有所提高，重新界定了分区储层下限标准，核实地质储量减少了40.5%。

4.2　开展储层非均值性描述

为深化油藏认识与开发调整，开展了以非均质性描述为重点的油藏认识：1)开展牛圈湖不同储层及夹层展布特征研究，为井网调整及注水调控提供了地质依据。牛圈湖油层展布形态以条带状为主，油干层以窄条带状、豆荚状为主，致密层以土豆状、豆荚状为主。牛圈湖夹层以钙质夹层为主，占夹层数的75.5%，夹层分布以不稳定分布为主，占78.5%。

2)采用相控建模技术，建立了分层精细地质模型，为油藏数值模拟研究、注水开发调整以及滚动扩边奠定了基础。充分考虑了储层各向异性，模型网格采用角点网格系统，平面上网格步长为25×25 m，纵向上分为4个砂层，建模网格总节点数为478×275×5=657 250个。

4.3　实施精细注水技术

近两年通过实施温和注水、井网调整、压裂引效、化学调剖等大量试验，见到较好效果，“三低”砂岩油藏注水开发技术逐步成熟，产量稳步上升，具体形成了以下3项关键技术：1)超前温和注水技术；2)井网加密调整技术；3)重复压裂提高单井产量技术。

4.3.1实施超前温和注水技术

通过实施超前温和注水技术，控制了含水上升，具体包括以下3项技术系列。

1)制定超前温和注水技术政策界限：水井选择性避射油干层(与油层连通的可以射开)，层内细分注水；吸水强度控制在1.5～3.0 m3/d·m，单井配注15～25 m3/d；建产区实施控制超破压、小水量超前注水技术，初期单井配注30 m3/d；新井地层压力系数提高到1.0(原始压力的130%)压裂投产(见图2)。

3)优化调剖技术体系。以井组、单砂体和流动单元为调控对象，以“三加强、三控制”注水调控为原则(加强油层、差油层注水、加强未见效井组注水、加强低压区注水；控制油干层注水、控制水淹方向注水、控制高压区注水)，坚持“整体调、早期调、多轮次调”的思路，采取“控压力、低排量”的技术对策。2012年开始在牛圈湖区块引进双液法调剖体系，采用无机颗粒+聚合物/冻胶两种液体组合交替注入形成多个段塞，实施后剖面矛盾得到明显改善，扩大波及体积，控制含水上升，增油效果明显。

4.3.2开展矢量化井网加密调整

对东区开展矢量化井网加密调整研究与试验，形成了适合油藏地质特点的开发井网，目前井网加密调整技术正逐步应用于全区。

1)井网加密调整的思路是：由开发方案的菱形反九点通过角井转注变成长方形五点法，长方形五点法通过井排间加密调整形成长方形反九点，最后长方形反九点老井转注形成最终的150～225 m菱形五点法井网。

2)加密调整部署原则：加密井部署原则：加密调整区域注采井网较完善；新钻加密井部署在油层厚度大于10m区域。转注井部署原则：位于油井排的角井先转注；转注井周围油层厚度较大且分布稳定；转注后注采井网完善。

3)加密调整方案要点：通过加密调整，最终形成150～225 m菱形五点法井网；新钻加密井23口，转注16口；动用含油面积2.18 km2，动用地质储量204×104t，建产3.18×104t；通过整体加密调整，采油速度提高到1.5%，采收率提高4.0%。

4)井网加密调整方案实施情况。2012年在东区中心部位开展井网加密调整试验区，部署加密井31口，转注老井20口，形成23个菱形五点法井网井组，注采井距150～225 m。井网调整试验区加密井单井初产5.7 t/d，油井见效比例提高到73.8%，水驱控制程度由加密前的68.4%提高到加密后的 85.6%，见效由少数井见效转为多数井见效且见效区域已能覆盖到大部分油井排区域，水驱状况得到明显改善，采油速度提高到1.6%。目前井网加密调整技术正逐步运用于全区，截止目前，累计形成完整的菱形五点法注水井组124个，双、多向见效比例不断提高。

4.3.3精细选井选层，开展重复压裂

一是坚持“五步走”压裂技术思路，措施前注水培养，措施后注水保障，五步分别为：

1)精细小层研究弄清储层展布：根据沉积旋回，划分4个小层；开展单砂体连通研究；找准潜力区。2)精细注水培养提高地层能量：强化井组分析，摸清油水分布；注水培养压裂潜力井。3)动态分析筛选优质井层。选井六量化：井组储量大于4.5×104t；采出程度小于10%；储层物性kh大于15 mD·m；水驱方向2个以上，累计注入量大于3 000 m3；日产油量小于2t/d；含水小于30%。4)油藏工程优化压裂方式规模：油藏工程方法优化压裂工艺、优化压裂方式。5)五分注水保障延长压裂效果：紧密跟踪，及时调配，注水保护高产井，延长有效期。

二是优选压裂时机：东区主体区优势方向注水量达到0.3×104～0.5×104m3为压裂最佳时机；东区南部注水方向性更强，优势方向注水量达到0.1×104～0.3×104m3为压裂最佳时机。

通过精细选井选层，以重复压裂为主的增产效果逐年变好，2010～2014年间共实施重复压裂107井次，平均单井增油2.9 t/d。

通过以上改善油田开发效果技术研究与实践，采油速度不断提高，自然递减逐年下降，含水上升得到有效控制，开发效果明显改善(见表1)。

表1　牛圈湖区块历年开发指标对比

5结论

1)常规的把全区作为一个整体建立测井解释模型进行测井解释，测井解释符合率低，通过分区分岩性建立测井解释模型及标准，提高了牛圈湖西山窑组油藏测井解释的精度，符合率提高到90%以上，核实地质储量减少了40.5%。

2)牛圈湖区块油层展布形态以条带状为主，油干层以窄条带状、豆荚状为主，致密层以土豆状、豆荚状为主。夹层以钙质夹层为主，占夹层数的75.5%，分布不稳定。

3)制定超前温和注水技术政策界限：水井选择性避射油干层(与油层连通的可以射开)，层内细分注水；吸水强度控制在1.5～3.0 m3/d·m，单井配注15～25 m3/d；建产区实施控制超破压、小水量超前注水技术，初期单井配注30 m3/d；新井地层压力系数提高到1.0(原始压力的130%)压裂投产。

4)牛圈湖区块采用150 m～225 m菱形五点法井网适应性好，东区加密井初产达到方案设计指标，油井见效比例提高到73.8%，采油速度提高到1.6%。

5)牛圈湖区块含水上升过快是强注所致，通过不断深化油藏认识，坚持“超前注、温和注、早期调、多次调”和“三加强、三控制”为主要内容的精细注水技术路线，以及通过加快井网调整，开展重复压裂为主的增产措施，油田注水状况逐步改善，油层动用程度得到提高，含水保持稳定，自然递减得到控制，产量逐步上升，开发效果明显改善。

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