八面河油田面4区局部开发调整对策探讨

王 利，刘 杰

（1.长江大学，湖北 荆州434023；2.中国石化股份胜利油田分公司清河采油厂，山东 寿光262714）

八面河油田面4区位于山东省寿光市羊口镇八面河村，构造位于八面河断裂构造带的中部，北邻面2区，南接面12区。本区含油层多，不同油层具有不同的油水界面。呈现出多油水体系的构造、岩性油藏类型，其中沙四段探明含油面积7.4km2，石油地质储量675.0×104t，标定采收率23.3%，可采储量为157.6×104t，现已全部动用。本文充分利用新钻井、测井等资料，开展储层特征研究，在此基础上进行井型、井网及配套工艺的研究，制定合理的改善水驱开发技术对策，形成综合调整方案。

1 储层精细研究

八面河地区沉积着古生界、中生界、新生界地层。研究区油层主要分布在新生界地层下第三系沙河街组沙三、沙四段。在地层精细地层对比及细分小层研究的基础上，开展单砂体沉积微相研究，确定不同微相的物性特征及分布情况，找出合理区域实施产建。

1.1 重新制定油干水标准，实现储量外扩

通过油井14－16－X21及14－7－5两口井的取芯资料及老井测井曲线的精细对比，重新制定了面4－面14区沙四1砂组油干水的解释标准（表1），并根据该标准对储层重新认识，实现储层外扩，高部位预计新增储量127.35万吨。

表1 面4－面14区沙四段1沙组油干解释标准

1.2 根据储层物性，进行储层分类

面4－面14区沙四1砂组平面上连片分布的3号、4号、5号小层符合以下标准:①储层中间无灰、泥质夹层，连续厚度大于1.0m；②声波大于330us／m；③自然电位具有一定的幅度差。符合上述标准划分为Ⅰ类储层，其余为Ⅱ类，并将各小层物性好的Ⅰ类储层进行叠合，优选2014年产建方案区。

2 注水开采特征研究

面4－面14区沙四1砂组储层物性差，平均渗透率262×10－3μm2，为中低渗透油藏。开发动用难度大，开发效果一直较差。面14区沙四段中低渗透油藏开发如下特征。

2.1 先期注水好于同期注水

中低渗透油藏，具有压力梯度和驱动压差较大、渗流和传导慢等特点。通过先期注水，能建立有效的压力驱替系统，有利于提高有效波及体积，同时可有效避免因压力下降造成的储层物性变差。

根据中低渗透油藏的采出程度与时间关系拟合曲线可以看出，与同期注水开发相比，先期注水能够更好地实现中低渗透油藏的高效开发（图1）。

图1 采出程度与时间关系曲线

由研究区的实际生产情况来看，先期注水区油井投产初期日产油达到4t，且稳产效果好，投产10个月后日产油仍稳定在3.3t；同期注水区域油井投产初期日产油也能达到2.3t左右，但受层压力传导能力差影响，能量不能及时补充，产量递减快，投产10个月后日产油井下降至1.5t，开发效果明显差于先期注水区油井（图2）。

图2 面14区先期注水与同期注水开发情况对比图

2.2 多向注水对应油井生产情况好于单向注水

目前单向注水对应油井见效3口，见效前平均单井日油1.8t，日液3.4m3，见效后日油2.0t，日液11.4m3；多向注水见效油井4口，见效前平均单井日产油3.2t，日液4.9m3，见效后日油5.8t，日液10.6m3，明显好于单向受效的3口油井。单向注水对应油井见效表现为:液量上升，含水上升，油量下降，动液面回升，例如4－14－X35井、4－16－X35井，增液不增油，效果较差；多向注水对应油井见效表现为:液量油量同步上升，动液面回升，如4－10－X39井、4－10－X33井，增油效果明显（图3）。

图3 多向注水对应油井生产情况归一化曲线

多向对应油井中4－9－X39井生产特征是个特例，该井双向对应4－9－X37、4－10－X37，见效初期液面回升，液量油量小幅上升，两个月后液面进而回升，含水大幅上升，油量呈明显下降趋势。分析认为对应两口井注水强度分别为10.0m3／md、13.6m3／md，注水强度偏大加剧了注入水的突进（图4）。

图4 单向注水对应油井生产情况归一化曲线

2.3 平面上注水推进方向主要受物性影响

沙四一砂组各个单砂体物性较好的区域在平面上主要分布在两条北东－南西向的带状区域，由4－10－X37井组示踪剂监测结果显示注入水主要推进方向是北东向的4－12－X30、4－9－X35、4－10－X35三口井，说明注入水推进主要受储层物性影响，沿高渗透带向物性好的方向推进。由各井组注入水推进方向示意图可以看出各井组注入水推进方向规律性不强，在平面上无明显方向性（表2）。

表2 4－10－X37井示踪剂相应情况 （2012.08.31）

3 沙四段中低渗透油藏开发技术对策研究

确定了合理注采井距、井型和配套工艺以及措施引效最佳时机:合理的注采井距为200～250m，适合井型为常规定向井，配套工艺为陶粒（筛砂）预充填，措施引效最佳时机为对应水井累计注水量≥0.4万方。

3.1 合理的注采井距

由极限半径公式计算可以得出，面4－面14区沙四段1砂组极限控制半径为107m左右，计算出其技术极限井距为215m，同时考虑到储层物性及配套储层改造措施的影响，判定面4－面14区沙四段1砂组合理注采井距为200～250m。

通过数值模拟与实际生产情况相结合，确定面4－面14区沙四1砂组合理注采井距为200～250m。

3.2 合理井型的研究

2012年面4－10－X33井区投产大斜度井9口，初期平均单井日油3.4t，目前日油1.7t；投产定向井3口，初期平均单井日油4.4t，目前日油2.6t；大斜度井平均单井单月产油量64t，略低于定向井平均单月产油量，总体上看大斜度井与常规定向井产能相当。

选取储层物性、注水对应条件相似，生产小层一致的大斜度井4－16－X35井和定向井4－14－X35井作对比，2口井的日油能力相当，2口井累产油量和平均单月产油量也相近（表3）。

表3 4－14－X35、4－16－X35生产情况统计表

3.3 配套工艺研究

面4－面14区沙四段1砂组储层物性差，灰质含量较重，采用预充填对储层进行改造，可以有效提高近井地带的导流能力，进而提高油井产能，改善开发效果。通过对沙四段油井生产情况进行统计对比，未进行预充填投产油井平均单井日产油2.3t，预充填改造后平均日产油为5.6t，酸化改造后平均日产油3.5t。

储层预充填改造时，支撑剂的选择至关重要。为进一步优化预充填工艺，改善中低渗透油藏的开发效果，在研究区选择石了英砂及陶粒两种支撑剂进行预充填试验。

与石英砂相比，陶粒具有更好的球度和圆度，抗破碎能力也明显好于石英砂。其缺点为成本较高，由于密度大，对压裂液的性能及泵送条件要求较高。

在研究区对4－12－X35的生产情况进行对比分析，发现该井2012年6月压裂投产，支撑剂选择石英砂，2012年8月实施二次压裂支撑剂改为陶粒，液量、油量均大幅度上升。与之相应的还有4－12－X37。

经过工艺优化试验，优选陶粒预充填工艺作为研究区中低渗透油藏的主导工艺。

3.4 措施引效最佳时机研究

油藏采用先期注水开发时，油井投产时机的选择直接影响到先期注水开的发效果。为了确定最佳投产时机，研究区选择2个注采井网相对完善的井组中，摸索出井距200～250m，注水井注水时间半年左右、累注水量达≥0.4万方油井可见效（油井均实施压裂措施），表现为动液面回升，液量上升。

4 结论及建议

4.1 研究认识及结论

1）储层精细研究:重新制定对油干水标准，实现储量外扩升级，并对储层实现分类，优选了方案区。

2）总结了面4－面14区沙四1砂组注水开采特征:先期注水效果好于同期注水，多向注水对应油井生产情况好于单向注水，注水推进方向主要受物性影响。

3）确定了合理注采井距、井型和配套工艺，以及措施引效最佳时机:合理的注采井距为200～250m，适合井型为常规定向井，配套工艺为陶粒（筛砂）预充填，措施引效最佳时机为对应水井累计注水量≥0.4万方。

4）截至目前，面4－面14区沙四1砂老井工作量完成转注2口，酸化1井次，调参3井次，实施工作量的4口井目前平均单井日产油为2.9t，基本达到研究目的。

4.2 建议

加强面4－面14区沙四1砂组合理注采比研究:目前面4－面14区沙四1砂组合理的注采比仍处于摸索阶段，下一步需加强相应的研究，实现中低渗透油藏的高效开发。

［1］李良枕，张金亮.沉积环境和沉积相［M］.北京:石油工业出版社，1996.

［2］刘丽，低渗透油藏启动压力梯度的应力敏感性实验研究［J］.油气地质与采收率，2012（02）:81－83.

［3］刘吉余，刘曼玉，徐浩.高含水期采出程度影响因素分析及定量计算［J］.油气地质与采收率，2010（01）:62－63.

［4］王春梅，同晓山.八面河地区沙四段滩坝砂储层描述技术［J］.江汉石油职工大学学报，2010（05）:31－32.

［5］邹存友，韩大匡，盛海波.建立采收率与井网密度关系的方法探讨［J］.油气地质与采收率，2010（05）:43－45.

［6］杜殿发，等.低渗透油藏直井水平井联合井网产能公式［J］.油气地质与采收率，2012（02）:64－66.

［7］唐衔，侯加根，邓强，许凡.基于模糊C均值聚类的流动单元划分方法［J］.油气地质与采收率，2009（04）:34－37.