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）

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%。

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孔密度，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。

[1] 姚约东， 雍洁， 朱黎明，等．砂砾岩油藏采收率的影响因素与预测[J]. 石油天然气学报，2010，32（4）：108–113.

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[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[J]．石油地质与工程，2015，29（6）：100–102.

[7] 姬奥林．孤东油田七区西Ng6大孔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.