F油田B区块特低渗透储层动用效果分析

孙晓康

摘要：随着油田外围区块的陆续投入开发，储层物性也就愈发变差，对于低渗透率，低孔隙度、低饱和度、高启动压力的三类区块，常规注水调整无法使区块有效动用，规的井网也很难使井间建立起有效的驱动体系。本文针对B区块开发存在的问题，研究如何通过扩大油水井间有效波及体积的方式，来改善区块开发效果。同时，可以指导同类区块的开发。

关键词：三类区块;有效驱动体系;有效波及体系

1 区块基本概况

按照油藏的构造位置、储层渗透性、原油流动性以及裂缝发育程度，将S油田的区块划分为三种类型，一类储层平均渗透率15.9mD，有效孔隙度18.9%，含油饱和度58%，地下原油粘度8.1mPa.s;二类储层平均渗透率7.2mD，有效孔隙度17.3%，含油饱和度55%，地下原油粘度10.2mPa.s;三类储层平均渗透率3.6mD，有效孔隙度15.1%，含油饱和度51%，地下原油粘度12.7mPa.s。从三类储层的物性参数上看，第三类区块的特点是“四低一高”，即：低孔隙度、低空气渗透率、低含油饱和度、低流度、高原油黏度，这类储层开发难度大，但是统计不同储层的存量比例，三类储层的储量比例却占了整个油田储量的37.6%。因此，这部分储层能否有效动用关系着油田的开发。

本文研究的B区块构造上位于F油田背斜构造的翼部，开发面积2.43km2，地质储量195.26×104t，原始地层压力11.11MPa，饱和压力7.43MPa，渗透率3.6mD，孔隙度15.5%，含油饱和度49.0%。

2 区块开发存在的问题

B区块于2008年采用300m×300m反九点面积井网，同步注水方式投入开发，初期部署油井23口、水井7口。这种井网方式存在油水井间距离过大，难以建立起有效的驱动体系[1]的缺点。投产初期单井日产油仅为0.7t，区块开发效果差。为了改善区块开发效果，首先要缩短油水井间距离，进一步完善区块注采关系，2012年对区块采取了加密调整，一共布加密油井33口，转注基础油井12口。加密初期加密井日产油2.3t，基础油井日产油由0.5t上升到2.0t，取得了较好的效果，但是稳产时间短、产量递减速度快，到2016年单井产量再次降低到0.6t，没有取得理想的开发效果。

分析加密后区块开发效果差的原因：最主要的还是储层物性差、渗透率低，另外区块原油粘度大、液体流度低，导致油水井间无法建立起有效的驱动体系。具体在区块开发过程中主要表现出以下三个方面的问题：

一是油水井间存在严重的憋压现象。从油水井历年静压结果看，油井地层压力低，并且逐年呈现下降的趋势，地层压力恢复能力差，水井注水压力却明显升高，导致油水井间注采压差高，而且随着开发时间的延长，注采压差越来越高，投产初期为16.8MPa，目前已经上升到20.2MPa，上升了3.4MPa，井间憋压现象加重。

二是水驱储量动用程度极低。通过对区块小层精细分层，储层细分为三类储层和四类储层，在物性上四类储层要更差于三类储层。区块油水井见连通关系比较完善，多向连通的储量比例占总储量比例的54.2%，而且区块的水驱控制程度也高，达到83.9%，其中三类储层为94.6%，四类储层为81.5%，虽然油水井间注采关系完善，但是水驱储量动用程度却极低，其中三类储层储量82.01×104t，采出程度17.8%;四类储层储量113.25×104t，采出程度仅为7.6%。水驱储量动用程度仅为39.8%，其中三类储层为47.8%，四类储层仅为29.3%，动用状况太差。

三是水井吸水能力差，油井日产水平低，常规油水井措施手段效果差平均单井日配水方案为20m3，但是日注水量只有8m3，注水强度仅为0.38m3/dm，较配注强度低0.43m3/dm。油井平均单井日产油也只有0.7t，采液强度0.06m3/dm，采油强度仅为0.04m3/dm。投产后B区块在措施改造上也做了大量的工作，尤其是加密调整后，共实施油井转向压裂13口、注水井压裂4口、注水井酸化11口井，但是从措施效果上，均没有达到预期效果。

四是纵向上层间动用差异大。区块加密调整后无论是从吸水剖面上显示的小层吸水情况、还是取芯井的水洗结果，以及精细油藏描述中剩余油量化的成果，均表明：两类油层动用差异较大，三类油层动用状况要明显好于四类油层的动用状况，说明加密调整之后，三类储层油水井之间能够建立起有效的驱动体系，但是四类储层之间还没有被驱动。

3 治理思路、手段及取得的效果

针对区块存在的问题，要想改善区块的开发效果，本质上就是研究如何扩大油水井间的有效波及体积，使油水井间能够建立有效的驱动体系，通过研究我们主要实施以下治理手段。

一是油水井对应改造。采取油井与连通水井对应措施的手段，根据单井储层发育情况制定有针对性的改造方式，具体按照以下标准实施措施。

在压裂规模上要有所加大，进而达到措施效果。区块油水井投产时采取的是压裂投产，当时设计的压裂缝长为180米，通过后期对油水井的人工裂缝进行模拟看出实际压开的缝长油井只有110米，水井压开缝长更低，只有80米，都没有达到方案设计要求，这也是导致井间未能建立起有效的驱动体系的原因之一。因此，在总结上次压裂的效果上，研究设计加大压裂规模改造，本次油井缝长设计为260米、水井缝长设计为220米，这样措施后能够有效缩短井间驱动距离，从而增加渗流面积，使油水井间能够建立起有效的驱动体系。

二是开展精细注水调整。油水井对应改造后，注水井恢复正常注水后，井间就能够建立起有效驱动体系。在此基础上，为了巩固措施效果，及时对注水井进行笼改分、精细分层等精细注水调整，从而达到注好水、注够水、精细注水、有效注水的目的，也能够缓解层间矛盾突出的问题，也是对以上油井措施效果的保障。

结合以上两条治理原则，我们在该区块共实施油水井对应措施改造24口井，其中水井压裂4口，酸化2口井，措施后注水压力由15.2MPa下降到10.6MPa，目前稳定到14.0MPa，注水量也由之前的8m3上升到目前的20m3。油井实施转向压裂18口，单井日产油由0.6t增加到2.0t，采油速度提高0.77%。注采压差也由20.2MPa下降到目前的18.2MPa，有效缓解了油层憋压状况。

从吸水剖面以及产液剖面的结果看出，措施后三四类储层均得到有效动用，但是由于四类储层能量有限，两类储层之间还存在着严重的层间干扰。措施3个月后，部分油井的四类储层不出液、水井四类储层不吸水，层间矛盾凸显。我们及时对注水井进行调整，实施笼改分3口井、精细分层8口井，实现四类储层单卡10个层段，注水结构调整10口井，有效缓解层间矛盾，从吸水剖面上看，调整后四类储层恢复吸水，油层动用状况得到改善。

截止到2019年区块的水驱储量动用程度达到58.8%，其中三类储层为68.8%，四类储层上升到49.5%。

4 结论

1）特低渗透储层以建立驱动体系为出发点，扩大油水井对应改造规模是从根本上改善井组开发效果的有效途径。

2）油水井间建立起有效驱动体系的基础上，实施精细注水调整，提高各类储层动用程度，是巩固对应改造效果的重要保障。

參考文献：

[1] 李莉，周锡生，李艳华.低渗透油藏有效驱动体系和井网加密作用分析[C].第七届全国渗流力学学术讨论会，2005.95～101.