八面河油田面4區局部開發調整對策探討

王 利，劉 杰

（1.長江大學，湖北 荊州434023；2.中國石化股份勝利油田分公司清河采油廠，山東 壽光262714）

八面河油田面4區位于山東省壽光市羊口鎮八面河村，構造位于八面河斷裂構造帶的中部，北鄰面2區，南接面12區。本區含油層多，不同油層具有不同的油水界面。呈現出多油水體系的構造、巖性油藏類型，其中沙四段探明含油面積7.4km2，石油地質儲量675.0×104t，標定采收率23.3%，可采儲量為157.6×104t，現已全部動用。本文充分利用新鉆井、測井等資料，開展儲層特征研究，在此基礎上進行井型、井網及配套工藝的研究，制定合理的改善水驅開發技術對策，形成綜合調整方案。

1 儲層精細研究

八面河地區沉積著古生界、中生界、新生界地層。研究區油層主要分布在新生界地層下第三系沙河街組沙三、沙四段。在地層精細地層對比及細分小層研究的基礎上，開展單砂體沉積微相研究，確定不同微相的物性特征及分布情況，找出合理區域實施產建。

1.1 重新制定油干水標準，實現儲量外擴

通過油井14－16－X21及14－7－5兩口井的取芯資料及老井測井曲線的精細對比，重新制定了面4－面14區沙四1砂組油干水的解釋標準（表1），并根據該標準對儲層重新認識，實現儲層外擴，高部位預計新增儲量127.35萬噸。

表1 面4－面14區沙四段1沙組油干解釋標準

1.2 根據儲層物性，進行儲層分類

面4－面14區沙四1砂組平面上連片分布的3號、4號、5號小層符合以下標準:①儲層中間無灰、泥質夾層，連續厚度大于1.0m；②聲波大于330us／m；③自然電位具有一定的幅度差。符合上述標準劃分為Ⅰ類儲層，其余為Ⅱ類，并將各小層物性好的Ⅰ類儲層進行疊合，優選2014年產建方案區。

2 注水開采特征研究

面4－面14區沙四1砂組儲層物性差，平均滲透率262×10－3μm2，為中低滲透油藏。開發動用難度大，開發效果一直較差。面14區沙四段中低滲透油藏開發如下特征。

2.1 先期注水好于同期注水

中低滲透油藏，具有壓力梯度和驅動壓差較大、滲流和傳導慢等特點。通過先期注水，能建立有效的壓力驅替系統，有利于提高有效波及體積，同時可有效避免因壓力下降造成的儲層物性變差。

根據中低滲透油藏的采出程度與時間關系擬合曲線可以看出，與同期注水開發相比，先期注水能夠更好地實現中低滲透油藏的高效開發（圖1）。

圖1 采出程度與時間關系曲線

由研究區的實際生產情況來看，先期注水區油井投產初期日產油達到4t，且穩產效果好，投產10個月后日產油仍穩定在3.3t；同期注水區域油井投產初期日產油也能達到2.3t左右，但受層壓力傳導能力差影響，能量不能及時補充，產量遞減快，投產10個月后日產油井下降至1.5t，開發效果明顯差于先期注水區油井（圖2）。

圖2 面14區先期注水與同期注水開發情況對比圖

2.2 多向注水對應油井生產情況好于單向注水

目前單向注水對應油井見效3口，見效前平均單井日油1.8t，日液3.4m3，見效后日油2.0t，日液11.4m3；多向注水見效油井4口，見效前平均單井日產油3.2t，日液4.9m3，見效后日油5.8t，日液10.6m3，明顯好于單向受效的3口油井。單向注水對應油井見效表現為:液量上升，含水上升，油量下降，動液面回升，例如4－14－X35井、4－16－X35井，增液不增油，效果較差；多向注水對應油井見效表現為:液量油量同步上升，動液面回升，如4－10－X39井、4－10－X33井，增油效果明顯（圖3）。

圖3 多向注水對應油井生產情況歸一化曲線

多向對應油井中4－9－X39井生產特征是個特例，該井雙向對應4－9－X37、4－10－X37，見效初期液面回升，液量油量小幅上升，兩個月后液面進而回升，含水大幅上升，油量呈明顯下降趨勢。分析認為對應兩口井注水強度分別為10.0m3／md、13.6m3／md，注水強度偏大加劇了注入水的突進（圖4）。

圖4 單向注水對應油井生產情況歸一化曲線

2.3 平面上注水推進方向主要受物性影響

沙四一砂組各個單砂體物性較好的區域在平面上主要分布在兩條北東－南西向的帶狀區域，由4－10－X37井組示蹤劑監測結果顯示注入水主要推進方向是北東向的4－12－X30、4－9－X35、4－10－X35三口井，說明注入水推進主要受儲層物性影響，沿高滲透帶向物性好的方向推進。由各井組注入水推進方向示意圖可以看出各井組注入水推進方向規律性不強，在平面上無明顯方向性（表2）。

表2 4－10－X37井示蹤劑相應情況 （2012.08.31）

3 沙四段中低滲透油藏開發技術對策研究

確定了合理注采井距、井型和配套工藝以及措施引效最佳時機:合理的注采井距為200～250m，適合井型為常規定向井，配套工藝為陶粒（篩砂）預充填，措施引效最佳時機為對應水井累計注水量≥0.4萬方。

3.1 合理的注采井距

由極限半徑公式計算可以得出，面4－面14區沙四段1砂組極限控制半徑為107m左右，計算出其技術極限井距為215m，同時考慮到儲層物性及配套儲層改造措施的影響，判定面4－面14區沙四段1砂組合理注采井距為200～250m。

通過數值模擬與實際生產情況相結合，確定面4－面14區沙四1砂組合理注采井距為200～250m。

3.2 合理井型的研究

2012年面4－10－X33井區投產大斜度井9口，初期平均單井日油3.4t，目前日油1.7t；投產定向井3口，初期平均單井日油4.4t，目前日油2.6t；大斜度井平均單井單月產油量64t，略低于定向井平均單月產油量，總體上看大斜度井與常規定向井產能相當。

選取儲層物性、注水對應條件相似，生產小層一致的大斜度井4－16－X35井和定向井4－14－X35井作對比，2口井的日油能力相當，2口井累產油量和平均單月產油量也相近（表3）。

表3 4－14－X35、4－16－X35生產情況統計表

3.3 配套工藝研究

面4－面14區沙四段1砂組儲層物性差，灰質含量較重，采用預充填對儲層進行改造，可以有效提高近井地帶的導流能力，進而提高油井產能，改善開發效果。通過對沙四段油井生產情況進行統計對比，未進行預充填投產油井平均單井日產油2.3t，預充填改造后平均日產油為5.6t，酸化改造后平均日產油3.5t。

儲層預充填改造時，支撐劑的選擇至關重要。為進一步優化預充填工藝，改善中低滲透油藏的開發效果，在研究區選擇石了英砂及陶粒兩種支撐劑進行預充填試驗。

與石英砂相比，陶粒具有更好的球度和圓度，抗破碎能力也明顯好于石英砂。其缺點為成本較高，由于密度大，對壓裂液的性能及泵送條件要求較高。

在研究區對4－12－X35的生產情況進行對比分析，發現該井2012年6月壓裂投產，支撐劑選擇石英砂，2012年8月實施二次壓裂支撐劑改為陶粒，液量、油量均大幅度上升。與之相應的還有4－12－X37。

經過工藝優化試驗，優選陶粒預充填工藝作為研究區中低滲透油藏的主導工藝。

3.4 措施引效最佳時機研究

油藏采用先期注水開發時，油井投產時機的選擇直接影響到先期注水開的發效果。為了確定最佳投產時機，研究區選擇2個注采井網相對完善的井組中，摸索出井距200～250m，注水井注水時間半年左右、累注水量達≥0.4萬方油井可見效（油井均實施壓裂措施），表現為動液面回升，液量上升。

4 結論及建議

4.1 研究認識及結論

1）儲層精細研究:重新制定對油干水標準，實現儲量外擴升級，并對儲層實現分類，優選了方案區。

2）總結了面4－面14區沙四1砂組注水開采特征:先期注水效果好于同期注水，多向注水對應油井生產情況好于單向注水，注水推進方向主要受物性影響。

3）確定了合理注采井距、井型和配套工藝，以及措施引效最佳時機:合理的注采井距為200～250m，適合井型為常規定向井，配套工藝為陶粒（篩砂）預充填，措施引效最佳時機為對應水井累計注水量≥0.4萬方。

4）截至目前，面4－面14區沙四1砂老井工作量完成轉注2口，酸化1井次，調參3井次，實施工作量的4口井目前平均單井日產油為2.9t，基本達到研究目的。

4.2 建議

加強面4－面14區沙四1砂組合理注采比研究:目前面4－面14區沙四1砂組合理的注采比仍處于摸索階段，下一步需加強相應的研究，實現中低滲透油藏的高效開發。

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