文33塊沙三上高壓低滲油藏開發技術研究

王 庫，劉永花，吳 超，余正東，戴 康

中國石化中原油田分公司采油四廠，河南濮陽 457176

1 加強油藏研究，深化地質認識

1.1 構造精細研究

通過精細地層對比及三維地震人機聯作構造解釋，結合HDT、生產動態資料對該塊構造進行精細研究。大的構造格架基本不變，但邊界斷層的位置更加準確，小斷層組合及展布更加合理，同時對文33 沙三上西塊、北部復雜帶有了新的認識，調整挖潛方向也更加明確。

1.2 沉積微相及砂體展布規律研究

文33 塊沙三上主要發育半深水濁積扇相（主要為中扇亞相）和淺水扇三角洲相（分為三角洲前緣、前三角洲亞相）。三角洲前緣亞相可進一步劃分為：水下分流河道、水下分流河道側翼、水下分流次河道、河口壩、遠砂壩、水下天然堤壩—決口扇以及水下支流間灣等沉積微相。半深湖濁積扇中扇亞相主要發育有主溝道、分支溝道、溝間和外扇末梢微相。通過沉積微相研究，本區微相展布有以下特征：一是物源主要來自北西、北北東和北北西方向，個別來源于南西方向，具有多物源的特點；二是沉積具有多期次的特點。

2 開辟現場先導試驗，為高壓低滲油藏有效注水開發提供技術儲備

為提高該油藏開發水平，在室內多層水驅油試驗研究及總結以往經驗的基礎上，提出了200m ～250m 井距逐層上返注水開發先導試驗。

2.1 試驗目的

試驗目的：1）研究、探討文南油田地質條件下注水開發的可行性，尋求這種類型油藏開發的有效途徑；2）試驗縮小井段，解決層間矛盾的可行性；2）試驗縮小井距，解決平面矛盾的可行性；4）尋求合理的開發技術政策：即合理的層系組合、井網密度、注水方式等。

試驗方式：縱向上，將原來兩套層系（S3 上1-5、S3 上6-10）細分為兩套井網（S3 上1-3、S3 上4-10）五套層系（S3 上1-3、S3 上4-6、S3 上7、S3 上8、S3 上9-10）從下往上逐層上返注水開發；平面上，注采井距由400-450m 縮小到200-250m，加密調整。

上返時機確定：油井平均單井極限產量2.0t/d、油藏綜合含水94%以后上返。

2.2 現場試驗效果

1996 年開始先導試驗，從試驗結果證明，在200m ～250m井距、35MPa ～36MPa 的注水壓力下沙三上7-8 砂組可以實現注水開發，逐層上返注水開發適合該油藏。在先導試驗指導下，96 年開始分年度編制調整方案，不斷擴大先導試驗區的范圍和戰果，密井網基本上由試驗區擴展到全區，至2004 年底，共投入鉆井工作量55 口，轉注22 口，注采井數比由1∶7.5 提高到1∶2.0，采油速度由0.27%提高到2.37%。

2.3 應用相控剩余油評價技術，掌控剩余油分布規律

隨著油藏細分層系、逐層上返注水開發的不斷深入，油藏主力層水淹嚴重，剩余油分布規律認識難度逐步加大。近幾年在沉積微相研究的基礎上，運用小層平面圖和沉積微相圖疊合法，通過勾繪含水分級圖來半定量研究分析水淹狀況及剩余油潛力。通過相控剩余油研究，認為該油藏剩余油主要集中在水下分流河道側翼微相。

3 應用相控井網重組技術，實現低滲油藏有效動用

該油藏屬高壓低滲油藏，儲層物性差，注水壓力偏高、開發難度大。因此，在開發過程中，必須對合理注采井距、合理層段組合以及相控井網的合理配置等進行研究，以實現低滲油藏的有效動用。

3.1 合理層段組合研究

室內長巖心實驗結果表明，單注單采時，滲透率對采收率影響不大；合注單采時，每個層的采收率比單注單采時都有所降低；不同的多層組合開發時，高滲透層采收率變化不大，組合的層數越多，低滲透層的采收率降低最多。

統計該油藏滲透率級差與吸水厚度關系，當滲透率級差越小，吸水厚度比例越大，水驅動用狀況越好。根據室內巖心實驗和現場試驗分析認為：層段組合滲透率級差在4 倍內比較合適。

3.2 合理井距的確定

對于低滲油藏而言，合理井距主要考慮兩點：一是井網密度必須適應儲層連通性，盡可能提高水驅控制程度和采收率；二是井網密度保證足夠的單井控制儲量。在考慮以上因素的基礎上，立足于沉積微相研究以及見效效果與相控井網的相應關系，研究合理的注采井距。

3.2.1 從井網密度與采收率關系的角度，分析合理井距

根據我國油藏按k/μ 分類時最終采收率與井網密度相關式繪出采收率與井網密度關系圖版，根據本區滲流物性資料統計，流度系數一般在30md/mPa·s ～100md/mPa·s 之間，從上圖可以看出，當井網密度為10 口/km2～15 口/km2，采收率增加幅度開始減緩，折算井距為258m ～316m。

3.2.2 從滲流能力的角度，分析合理注采井距

通過低滲油藏資料計算的注采壓力剖面結果表明，80%的注采壓差消耗在注采井底30m 范圍內，注采井之間的驅替壓差僅占注采壓差的20%。根據實際注采壓力資料，該區注采井距應選擇250m 以內。

3.2.3 儲層發育及連通狀況分析注采井距

該油藏主要油砂體發育呈南北條帶狀分布，垂直于文33斷層方向延伸寬度較窄，故在該方向要求注采井距較小，而在平行于文33 斷層方向的砂體連通性相對較好，250m 井距井間連通率可達80%以上，故在該方向注采井距可相對大些。總體從砂體連通狀況考慮，250m 井距可滿足要求。

3.2.4 從沉積微相角度分析合理井距

對該油藏不同相帶注采關系的見效特征進行研究，發現不同相帶注采關系對井距要求不同。河道注水、河道采油，合理注采井距在250m ～300m 左右；河道注水、側翼采油，合理注采井距在200m ～250m 左右；側翼注水、側翼采油或側翼注水、河道采油，合理注采井距應縮小到180m ～210m 左右。

3.3 相控剩余油挖潛技術研究

3.3.1 不同相帶注采井網配置關系

將40 個注水見效井組按不同相帶注采井網進行研究，結果表明（見下表），河道注水-河道或側翼采油見效效果好。

不同相帶見效見水規律表明，注采井網盡可能選擇河道注水，河道或側翼采油，對應油井見效效果好。

3.3.2 不同相帶剩余油井網配置研究

1）水下分流河道剩余油

水下分流河道砂巖厚度較大，粒度較粗，泥質含量少，水淹程度高，剩余油主要分布于井網未控制區構造高部位及注水未波及區。

對于構造相對簡單區域，剩余油飽和度低的的主河道，通過改變液流方向挖潛水淹區平面剩余油或水驅損失形成的剩余油；在剩余油飽和度相對較高且縱向上疊合性較好的區域，實施定向井開發；當油水井同處于主河道相帶時，適當拉大注采井距到250m 左右，采取逆古水流方向注水，延長油井見效期。

2）水下分流河道側翼剩余油

水下分流河道側翼微相沉積物粒級變細，泥質含量增多，物性變差，需要的注水啟動壓力較高，從而剩余油較為富集。

這類相帶剩余油平面上分布連片。對該類相帶井網進行以下調整：一是注采井距按照200m 部署直井或利用老井側鉆可兼顧多個砂體，增加單井控制儲量；二是通過單砂體、最小自然段、二三類層重組等方式實施層間精細注采調整；三是按照河道注水，側翼采油井網，同時側翼油井實施壓裂引效。

4 幾點認識

1）逐層上返注水開發是提高層間非均質嚴重、含油井段長的低滲油藏開發效果的有效途徑；

2）在沉積微相研究的基礎上進行相控剩余油及相控井網重組研究，是高壓低滲油藏開發后期提高采收率的關鍵；

3）運用配套高壓注水、高壓分注及水質改造工藝技術是高壓低滲油藏精細挖潛取得成功的保障。

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