山东八面河薄层滩坝砂中低渗稠油油藏开发技术对策
开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇山东八面河薄层滩坝砂中低渗稠油油藏开发技术对策范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！
摘要： 八面河未动用储量主要为沙四段滩坝砂储量，其主要特点是层薄、渗透率低、油稠，难动用。在近3年技术攻关和现场试验摸索中，积极采取老井复查与新井评价相结合的方式，重点针对规模较大、适宜注水的区块开展储层再认识，落实储层、储量，借鉴低渗透油藏开发思路，实施先期注水，优化多段塞复合压裂工艺，提高单井产能，改善开发效益，努力实现难动用滩坝砂储量经济有效开发。
Abstract： The undeveloped reserves in Bamianhe are mainly beach bar sand of No.4 section of Shahejie formation. Its main characteristics are thin layer， low permeability， heavy oil and difficulty of development. In the technical research and field test of the past three years， oil mine review and new mine evaluation were combined， the reservoirs in the large scale sections suitable for water injection are recognized， the reservoirs and reserves are committed. Referring to the development thought of low permeability oil reservoir， early water injection was carried out， multiple section compound fracturing technology was optimized， individual well deliverability was improved， and the development benefit was improved， thus the hard-to-produce beach bar sand reserves economy can be developed well.
Key words： thin beach-bar sand；mid-low permeability heavy oil reservoir；advanced water injection；multi-section fracturing techniques
中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2016）11-0095-03
0 引言
截止2014年，八面河油田累计探明储量7168×104t，其中滩坝砂岩性油藏4728×104t，占全部储量的66%。2000-2014年，滩坝砂储量累计动用2109×104t，未动用储量2410×104t，未动用储量沉积相类型主要为滩坝边缘沉积，集中分布在面4-面14区沙四段1砂组和海滩Ⅱ块，主要特点是层薄、渗透率低、油稠，难动用。以面4-面14区沙四段1砂组和海滩Ⅱ块为例来说明该类油藏在开发过程中所面临的问题，制定薄层滩坝砂中低渗稠油油藏合理开发技术对策，为该类油藏的科学、合理、有效开发提供技术支撑。
1 概况
八面河油田位于东营凹陷南斜坡东段，勘探面积1138km2。区内分为北部斜坡带、鼻状断裂带和南部斜坡带三个区带。发现Ng、Es、Ek三个主要含油气层系，累计探明石油地质储量1.72×108t，其中沙河街组的沙三段和沙四段占98.4%，是最主要的勘探开发层系。沙四段以滨浅湖沉积为主，三角洲局部发育，滩坝砂、席状砂岩性油藏发育。沙三段以三角洲前缘为主，河口坝、水下分流河道发育，以构造油藏为主[1-4]。
未动用储量主要为沙四段滩坝砂储量，集中分布在面4-面14区沙四段1砂组和海滩Ⅱ块，储量为1212×104t，占全部未动用储量的62.8%。面4-面14区构造位置处于八面河主体断裂构造带中部，滩Ⅱ块构造位置处于南斜坡东段的沙子岭地区， 含油层段为沙四段1-5砂组；两区块均属于中高孔、中低渗普通稠油油藏。
2 开发面临问题
2.1 储层薄，物性差
面4-面14区沙四段1砂组和海滩Ⅱ块储层厚度薄、物性差，储层岩性主要为细砂岩、粉砂岩，且具有一定敏感性。具体油藏基础参数如表1。
2.2 自然产能低
面4-面14区沙四段1砂组自然投产3口井，平均单井初期日液量为2.3m3，日产油1.5t；海滩Ⅱ块自然投产3口井，日产油在1.1～1.9t之间，平均单井日产油1.5t，产能较低。
2.3 配套工艺措施不明确
面4-面14区1砂组油井储层胶结差，层多层薄，不易充分改造储层，原油粘度高达1584mPa・s，易造成细粉砂运移。压裂后，在生产过程中暴露出液量、产量下降快，出砂、免修期短等问题；海滩Ⅱ块泥质含量高，敏感性强，常规压裂液对储层伤害大，压后效果差。
3 开发技术对策
八面河薄层滩坝砂中低渗稠油油藏面临的这些问题决定了其在开发过程中必须制定科学合理的开发技术对策。
3.1通过地质再认识，实现储量差中选优
3.1.1 修订测井解释标准，进一步落实储量规模
面4-面14沙四段1砂组修订测井解释标准，进一步落实储量规模，对测井数据进行标准化处理，综合评价油井取心资料、试油试采资料分析，修订区块的测井解释标准。通过对全区油井开展测井曲线重新解释，厚度增加0.4m，复算储量增加54.3万吨，变化率10%[5]。
3.1.2 开展储层分类，筛选优势产建区域
面4-面14沙四段1砂组按流动系数（如图1所示）将储层分为2类，优选Ⅰ类储量作为产建优势区域。
海滩Ⅱ块全区原油粘度变化较小，地层系数为影响油井产能的主要因素： KH大于210时，油井初期日产大于2吨（如图2所示）。
3.2 优化开发方式，确定合理井型、井网，保证单井产能
3.2.1 优化开发方式
海滩区每采出1%的地质储量压降为9.49MPa，面4-面14沙四段每采出1%的地质储量压降为2.75MPa。根据胜利油区能量判断标准，两区均属天然能量微弱油藏[6]。海滩区天然能量不足，自然产能低，需要注水开发。由于储层具有应力敏感性，需要先期注水。面4-面14沙四段1砂组先期注水（如图3所示）相比同期注水（如图4所示）对应油井初期液量、产量高，含水上升较慢、产量递减慢。
3.2.2 合理井型
大斜度井与定向井相比，产能无明显优势（如图5、图6所示）。
3.2.3 合理井网
从软件模拟来看，压裂造缝长度有限，压裂有效支撑半缝长在40.2-57.6m，工艺改造以短缝压裂为主，大斜度井无明显优势。
以2012年-2014年三年产建投产20口新井生产资料为基础，其中注采井距在200-250m的油井11口，注水见效明显，投产24个月平均日产油3.3t，日产液11.1m3，综合含水70.3%。而8口注采井距大于250m的新井注水见效慢，且效果不明显，投产24个月平均日产油1.6t，日产液4.1m3，综合含水61%。6口注采井距小于200m的油井注水见效快，含水上升快导致油量下降，投产24个月平均日产油1.7t，日产液7.7m3，综合含水77.9%。据此，综合分析后，认为井距在200-250m注采开发效果较好。
针对面4-面14区沙四1砂组基本形成了一套经济有效开发方式：立足先期注水，采用150m×300m矩形井网，定向井开发，配套压裂引效。注水实验表明：注水充足时油井压裂引效，可有效提高产能，改善开发效果。
3.3 系统工艺技术研究，形成区块配套压裂防砂工艺
3.3.1 工艺适应性探索
海滩Ⅱ块流动系数为17.5，面4-面14区为8.7，均需要进行酸化或者压裂改造来提高渗流能力，提高单井产量。岩心酸液溶蚀实验结果显示（如表2所示），八面河常用的盐酸和土酸体系对这两个区块岩心溶蚀均低于10%，表明酸化改造储层能力有限。两个区块实际实施的酸化效果不理想，初期能达到2吨，半个月后降至1吨。
增产工艺试验结果表明：压裂是两个区块的合适增产配套工艺，比酸化措施增产效果好。
3.3.2 压裂工艺优化
面4-面14区油藏埋深浅，仅1150m，原油粘度高达1584mPa・s，压后油井在生产中暴露出液量、产量下降快，出砂，免修期短等问题，分析认为是储层胶结差、细粉砂运移导致。2012年M4-10-X33井区，参照面14区沙四六砂组相对成熟的疏松砂岩压裂参数，普通加砂强度压裂（3方/米），投产12口，出砂6口，免修期35天，分析主要原因为改造范围小，地层疏松，原油粘度高，压后出砂频繁。
2013年M14-18-9井区提出提高加砂强度减少支撑剂嵌入对导流能力的影响，延缓出砂的设计思路，加砂强度由原来的3方/m提高到5方/m，投产10口，出砂3口，免修期延长到105天，不能根本解决出砂问题。
2014年在M109井区持续开展压裂防砂工艺技术研究，初步形成了一套“压裂+涂防”的多段塞复合压裂防砂主导工艺，既改造油层又能起到防砂作用。该工艺通过提高加砂强度来扩大充填半径，建立高质量的充填层，减少支撑剂嵌入对导流能力的影响，延缓出砂。主体压裂采用分级充填，即先向地层深部充填小粒径砾石来支撑微裂缝，同时阻挡地层砂，再在近井带充填大粒径砾石来支撑裂缝中部和缝口，建立高导流能力通道，防止微粒堵塞；最后采用覆膜砂留塞封口，进一步加强挡砂效果。
海滩Ⅱ块埋深较深，压实性相对较强，压裂施工时有明显破裂压力，成缝的可能性较大，初期压裂设计以提高裂缝长度为主[7]。压裂体系为胍胶+20-40目筛砂或者陶粒，施工加大前置液用量比例，排量提高到3.5-4方。压裂施工顺利，但压后均未达到预期产能。压后效果不理想，分析原因有两点：一是储层强水敏，普通压裂液对地层伤害大；二是易出细粉砂。
按照形成宽短缝、提高渗流范围的总体思路，初步确定了不同小层的施工规模，优化了压裂施工参数（如表3所示）。
压裂液采用APCF超分子压裂携砂液，降低二次伤害。它具有耐高温、抗剪切、低伤害的特点，特别适于中等水敏性的要求。残渣含量低，油相渗透率损害率为30%，远低于八面河油田常用的胍胶及聚合物压裂液，能够大大减少压裂液对储层的伤害[8]。
在软地层中，支撑剂的嵌入程度随支撑剂粒径的增加而增大，随地层砂粒度中值的增大而减小；压裂充填防砂支撑剂粒径应优选为5-9倍的地层砂粒度中值。支撑剂粒径是地层砂粒度中值的6-9倍时，可形成内部砂桥；适合于压裂充填防砂的支撑剂粒径组合方案是粒径为地层砂粒度中值6-9倍的支撑剂与小于6倍的支撑剂体积比为3∶1。滩Ⅱ块粒度中值一般小于0.04mm，结合生产实际，因此采用前缘小粒径30/60目（0.25-0.6mm）25%+主体段大粒径20/40目（0.4-0.8mm）75%组合陶粒为支撑剂，提高长期导流能力的同时抑制细粉砂运移。
在前期大量研究的基础上，2014年7月18日对Y3-6-X28井开展压裂改造，初期产液6.4m3/d，产油3.5t/d，已稳定生产4个多月。证明通过优化压裂工艺可获得较好的增产效果。
3.4 加强地面配套设施和钻井设计优化，进一步保障开发效益
①充分利用已建站点、管线，提高管网使用效率，降低地面建设费用；②多井整拖，降低钻井工程费，钻机整拖率为62.5%，钻井工程费用平均每口减少11万；③综合考虑优选地面井场，减少靶前位移，节约钻井进尺；④加强随钻跟踪，钻遇目的层加口袋后立即停钻，控制无效进尺。
4 总体效果
①连续三年实现面4-面14区沙四段1砂组储量的经济有效开发。通过地质再认识及配套工艺优化，2012-2014年在Ⅰ类储量区域实施产建，累计动用地质储量255万吨。平均单井产能2.2吨，预测单井15年累计产油7391t。
②老井复查获得稳定产量，新增储量规模150万吨。依据新解释标准对上报储量边界外原认为“干层”区域进行重新解释，部分干层升级为油层，预计新增地质储量规模150万吨，1砂组储量规模得到进一步增大[9]。
③初步形成了滩Ⅱ块有效开发动用对策。滩Ⅱ块立足先期注水开发，配套工艺以能形成改善近井地带渗透性的宽、短缝压裂为主。施工参数：控制半缝长60-90m，不同小层采取不同压裂参数。压裂液：应用APCF超分子压裂携砂液，降低二次伤害。支撑剂：采用前缘小粒径30/60目（0.25-0.6mm）25%+主体段大粒径20/40目（0.4-0.8mm）75%组合陶粒。
5 结论
地质认识和配套工艺技术的进步，难动用区块可实现经济有效动用。
①落实物质基础，优选有利区域，可以为有效开发提供可靠地质依据。②注水能保持油藏能量、建立有效驱替压力系统，保证单井产液量、减缓产量递减。③后期不断完善了预充填+防砂一体化工艺的研究和应用，最终形成了该区一套既改造油层又起到防砂作用的多段塞复合充填改造工艺，可提高单井产能，改善开发效益，实现储量经济有效动用。
参考文献：
[1]万仁溥，罗英俊.采油技术手册（修订本）第九分层，压裂增产技术[M].北京：试油工业出版社，1991.
[2]智勤功，谢金川，吴琼.疏松砂岩油藏压裂防砂一体化技术[J].石油钻采工艺，2007，29（2）：57-60.
[3]郭天魁，张士诚，王雷，贺甲元.疏松砂岩地层压裂充填支撑剂粒径优选[J].中国石油大学学报，2012，36（01）：60-61.
[4]袁先春，赵新国，刘小红，等.东濮凹陷古潜山勘探潜力分析[J].石油勘探与开发，2001，23（2）：29-32.
[5]吕修祥.渤海湾盆地八面河地区潜山油气聚集[J].石油学报，1999，20（2）：23-29.
[6]王秉海.胜利油田地质研究与勘探实践[M].山东东营：石油大学出版社，1992.
[7]吴崇筠，薛叔浩.中国含油气盆地沉积学[M].石油工业出版社，1993.
[8]周英杰.胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践[J].石油勘探与开发，2006，33（4）：479-483.
[9]徐丕东.水敏性稠油油藏开发技术在八面河油田的应用[J].石油勘探与开发，2007，34（3）：374-377.