楊 波，冉茂科

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)特征

1.1 地質(zhì)概況

位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡X1部，斷裂與局部構(gòu)造不發(fā)育，東高西低的西傾單斜，傾角小于1°，主要開(kāi)發(fā) C1、C2層。

1.2 沉積特征

主要為內(nèi)陸湖泊河流三角洲前緣沉積體系，受朵狀砂體和鼻狀隆起構(gòu)造控制，以水下分流河道微相最為發(fā)育，砂體多呈北東-南西向的條帶狀分布。

1.3 物性特征

平均孔隙度12.32%，滲透率1.49 mD，為典型的低滲透油藏。

1.4 開(kāi)發(fā)特征

C油藏NE62.3°裂縫發(fā)育，初期儲(chǔ)層壓裂改造，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，井排距500 m×180 m，長(zhǎng)對(duì)角線與最大主應(yīng)力方向平行（NE72°），井網(wǎng)密度約為11口/平方千米。2007年沿水線周圍部署側(cè)鉆井，2011年西南部整體加密井，2007-2015年投產(chǎn)84口，累產(chǎn)油達(dá)34×104t，提高采出程度0.7%（由13.3%上升到14.0%）。

2 測(cè)井響應(yīng)特征變化規(guī)律

2.1 測(cè)井響應(yīng)變化機(jī)理

注入水驅(qū)替油層孔隙空間內(nèi)的油，油層含油飽和度降低，含水飽和度升高；注入水與原狀地層水混合，改變了原狀地層水礦化度，從而改變地層導(dǎo)電性[1-3]。

2.2 測(cè)井響應(yīng)特征規(guī)律

對(duì)比統(tǒng)計(jì)水驅(qū)前（原井）與水驅(qū)后（側(cè)鉆井加密）測(cè)井曲線響應(yīng)特征，整體“一偏一降兩升”特征：自然電位（SP）泥巖基線偏移、電阻率（RT）下降（平均電阻率由25.1 Ω·m 下降到 19.2 Ω·m）、聲波時(shí)差（AC）增大（由229.3 μs/m 上升到 236.3 μs/m）、含水飽和度（SW%）增高（平均水飽由47.2%上升到53.2%）。

下面本文研究將測(cè)井響應(yīng)特征規(guī)律總結(jié)歸納分為一、二、三類測(cè)井特征。

2.2.1 一類測(cè)井響應(yīng)特征 水驅(qū)后油層下部電阻率異常抬升（12 Ω·m～20 Ω·m），含水飽和度略降低，SP 曲線泥巖基線左偏移，投產(chǎn)易即高含水（含水＞60%）。此類井強(qiáng)水洗，高電阻段并非剩余油富集區(qū)，含油性好存在假象，初期改造必須優(yōu)化剩余油富集區(qū)射孔段，合理控制砂量，防止投產(chǎn)即水淹。

2.2.2 二類測(cè)井響應(yīng)特征 水驅(qū)后電阻率下降（多小于10 Ω·m），含水飽和度上升，SP曲線泥巖基層左偏移，符合油層水淹規(guī)律。此類井投產(chǎn)易中含水（20%＜含水＜60%），如何防止投產(chǎn)含水過(guò)高是關(guān)鍵，必須要合理初期改造強(qiáng)度。

2.2.3 三類測(cè)井響應(yīng)特征 水驅(qū)后電阻率下降、含水飽和度上升幅度都不大，多呈現(xiàn)電阻率、含水飽和度值與原井相當(dāng)，SP曲線無(wú)向左偏移特征。此類井投產(chǎn)多為低含水井（含水＜20%），水驅(qū)前后測(cè)井曲線特征無(wú)異常，表明水驅(qū)油推進(jìn)速度較慢，存在較長(zhǎng)低含水采油期，初期考慮加大初期改造強(qiáng)度，提高單井產(chǎn)量，延長(zhǎng)初期產(chǎn)量遞減期。

3 初期改造參數(shù)選擇

3.1 一類測(cè)井響應(yīng)井初期改造參數(shù)選擇

錄井結(jié)束后出現(xiàn)一類特征時(shí)，壓裂射孔應(yīng)盡量避免高電阻段（電阻率異常抬升 12 Ω·m～20 Ω·m），同時(shí)為防止投產(chǎn)見(jiàn)水甚至水淹的風(fēng)險(xiǎn)，建議小砂量、小排量改造，合理加砂 15 m3～20 m3，排量 1 400 L/min～1 700 L/min（對(duì)比原井加砂30 m3～40 m3、排 量1 900 L/min～2 200 L/min）。

3.2 二類測(cè)井響應(yīng)井初期改造參數(shù)選擇

錄井結(jié)束后出現(xiàn)二類特征時(shí)，水淹后電阻率曲線幅度降低（0～10 Ω·m），SP 曲線基線左偏移，投產(chǎn)即中含水，如何防止投產(chǎn)含水過(guò)高是關(guān)鍵，必須要合理初期改造強(qiáng)度，合理加砂 20 m3～27 m3，排量1 600 L/min～1 800L/min（對(duì)比原井加砂 35 m3～40 m3、排量 1900L/min～2200L/min）。

3.3 三類測(cè)井響應(yīng)井初期改造參數(shù)選擇

統(tǒng)計(jì)二次壓裂改造16口，符合三類曲線特征13口井，13口井初期加砂20 m3～30 m3，排量 1.6 m3/h～2.0 m3/h，二次改造加砂 25 m3～35 m3，排量 1.8 m3/h～2.2 m3/h。對(duì)比投產(chǎn)前三個(gè)月產(chǎn)量快速遞減，4個(gè)月后遞減35%，二次壓裂后8個(gè)月遞減11.7%，表明二次改造砂量加大、排量放大，延長(zhǎng)措施有效期，且產(chǎn)降速度較初期緩慢。

結(jié)合二次改造效果，錄井結(jié)束后出現(xiàn)三類特征時(shí)，初期改造可適當(dāng)加大砂量或排量，合理加砂25 m3～30 m3，排量1 600 L/min～2 000 L/min（對(duì)比原井加砂35 m3～40 m3、排量 2 000 L/min～2 200 L/min）。

4 時(shí)機(jī)及井位選擇

4.1 側(cè)鉆加密時(shí)機(jī)選擇

隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，油藏進(jìn)入中含水采油階段，水驅(qū)狀況復(fù)雜，開(kāi)發(fā)矛盾凸顯，常規(guī)注采調(diào)控技術(shù)很難挖掘剩余油潛力，如何選取側(cè)鉆加密時(shí)機(jī)尤為重要。

4.1.1 距離原井見(jiàn)水時(shí)間分析 統(tǒng)計(jì)歷年側(cè)鉆加密效果與原井見(jiàn)水時(shí)間關(guān)系（57口），總結(jié)得出：側(cè)鉆加密距離原井見(jiàn)水時(shí)間越長(zhǎng)，水驅(qū)前緣波及面越廣，油層水洗強(qiáng)度大，投產(chǎn)易中高含水，效果越差，尤其在距離原井見(jiàn)水時(shí)間超過(guò)6年以上，投產(chǎn)含水易突破30%，建議距離原井見(jiàn)水時(shí)間2～6年最佳（見(jiàn)圖1）。

4.1.2 原井見(jiàn)水至關(guān)井時(shí)間分析 統(tǒng)計(jì)歷年側(cè)鉆加密效果與原井見(jiàn)水至關(guān)井時(shí)間關(guān)系（44口），總結(jié)得出：原井見(jiàn)水與關(guān)井時(shí)間差越短反應(yīng)原井暴性水淹關(guān)井可能越大，儲(chǔ)量失控未動(dòng)用儲(chǔ)量越多，側(cè)鉆加密投產(chǎn)易高產(chǎn)低含水，效果越好。建議原井見(jiàn)水至關(guān)井時(shí)間0～4年最佳（見(jiàn)圖2）。

4.1.3 原井采出程度分析 統(tǒng)計(jì)歷年側(cè)鉆加密效果與原井采出程度的關(guān)系（55口），總結(jié)得出：原井采出程度＜10%（單井累產(chǎn)油＜7 000 t），投產(chǎn)單井產(chǎn)油高，低含水，效果最佳；原井采出程度＞20%，側(cè)鉆加密投產(chǎn)易中高含水（突破50%），效果差。建議對(duì)應(yīng)原井采出程度＜10%為最佳，10%～20%適中。

4.1.4 周圍油井采出程度分析 統(tǒng)計(jì)歷年側(cè)鉆加密效果與周圍油井采出程度的關(guān)系（52口），總結(jié)得出：周圍油井采出程度10%～20%（單井累產(chǎn)油2×104t～5×104t），投產(chǎn)單井產(chǎn)油高，低含水，效果最佳；周圍油井采出程度＜10%，受油藏驅(qū)替壓力系統(tǒng)未有效建立，平面水驅(qū)方向不明確，投產(chǎn)易中高含水，效果差；針對(duì)油層物性好低含水的高產(chǎn)區(qū)，采出程度相對(duì)較高（＞30%），投產(chǎn)單井產(chǎn)油高，低含水，效果較好。建議對(duì)應(yīng)周圍油井采出程度10%～20%為最佳，20%～30%適中（見(jiàn)圖3）。4.1.5 周圍油井含水分析 統(tǒng)計(jì)歷年側(cè)鉆加密效果與周圍油井綜合含水的關(guān)系（52口），總結(jié)得出：周圍油井含水＜20%，投產(chǎn)單井產(chǎn)油高，低含水，效果最佳；周圍油井含水＞40%，受油層中強(qiáng)度水洗，投產(chǎn)易中高含水（突破40%），效果差。建議周圍油井含水＜20%為最佳，20%～30%適中（見(jiàn)圖4）。

圖1 距離原井見(jiàn)水時(shí)間與油量、含水散點(diǎn)圖

圖2 原井見(jiàn)水至關(guān)井時(shí)間與油量、含水散點(diǎn)圖

圖3 對(duì)應(yīng)周圍油井采出程度與油量、含水散點(diǎn)圖

圖4 對(duì)應(yīng)周圍油井含水與油量、含水散點(diǎn)圖

4.2 側(cè)鉆加密井位的選擇

根據(jù)裂縫型油藏剩余油分布模式，側(cè)鉆加密井網(wǎng)位置均是在原井網(wǎng)長(zhǎng)對(duì)角線的兩側(cè)布井（裂縫側(cè)向油井間加密）。

4.2.1 距離原井直線位置分析 統(tǒng)計(jì)51口距離原井直線位置與初期液油水關(guān)系散點(diǎn)圖，總結(jié)得出：當(dāng)距離原井距離過(guò)?。ㄐ∮?10 m），剩余油富集量高，但投產(chǎn)易連通裂縫水線，投產(chǎn)即高含水，當(dāng)距離原井距離過(guò)大（大于140 m），剩余油富集量低，側(cè)鉆加密井液量下降，且易連通裂縫水線，投產(chǎn)易快速見(jiàn)水。建議距離原井位置110 m～140 m最佳。

4.2.2 距離水線垂直位置分析 統(tǒng)計(jì)50口水線垂直距離與初期液油水關(guān)系散點(diǎn)圖，總結(jié)得出：當(dāng)水線垂直距離過(guò)?。ㄐ∮?00 m），剩余油富集量高，但投產(chǎn)易連通裂縫水線，投產(chǎn)即高含水，當(dāng)水線垂直距離過(guò)大（大于130 m），剩余油富集量低，投產(chǎn)液量下降，易連通裂縫水線，快速見(jiàn)水。建議距離水線垂直距離位置100 m～130 m最佳。

4.2.3 井網(wǎng)部署分析 目前兩種模式，2007-2015年期間均是采用原井水線兩側(cè)油井間加密1口井；2016年試驗(yàn)轉(zhuǎn)變側(cè)鉆加密井網(wǎng)模式，采用原井水線兩側(cè)油井間加密2口井。

井網(wǎng)模式一：2007-2015年側(cè)鉆加密84口，初期均單井日產(chǎn)液5.8 m3，日產(chǎn)油3.4 t，含水30.1%，目前均單井日產(chǎn)液3.0 m3，單井日產(chǎn)油2.2 t，含水28.1%，累計(jì)產(chǎn)油達(dá)34×104t，提高采出程度0.7%（由13.3%上升到14.0%）。

井網(wǎng)模式二：2016年側(cè)鉆加密2口，初期均單井日產(chǎn)液13.9 m3，單井日產(chǎn)油1.3 t，含水89.1%，目前均單井日產(chǎn)液12.96 m3，日產(chǎn)油1.4 t，含水87.3%，累計(jì)產(chǎn)油僅110 t。

就目前該井網(wǎng)模式看，側(cè)鉆加密效果較差，考慮投產(chǎn)井僅2口井采取井網(wǎng)模式二，不足定性井網(wǎng)模式二的不適應(yīng)性。

5 技術(shù)運(yùn)用及效果

5.1 一類測(cè)井響應(yīng)特征運(yùn)用

側(cè)鉆加密井11口井投產(chǎn)即高含水（＞60%），9口井一類測(cè)井特征，分析成功率比例占81.8%。

5.2 二類測(cè)井響應(yīng)特征運(yùn)用

側(cè)鉆加密井22口投產(chǎn)即中含水（20%～60%），16口井二類測(cè)井特征，分析成功率比例占72.7%。

5.3 三類測(cè)井響應(yīng)特征運(yùn)用

側(cè)鉆加密井49口投產(chǎn)即低含水（小于20%），44口井三類測(cè)井特征，分析成功率比例占89.8%。

5.4 2016年新投側(cè)鉆加密井運(yùn)用

2016年側(cè)鉆加密井5口：A1、A2井投產(chǎn)即中高含水（＞60%），A3、A4井投產(chǎn)即中含水（20%～60%），A5井投產(chǎn)低含水（＜20%）（見(jiàn)表1）。

表1 D1區(qū)塊C油藏2016年側(cè)鉆加密井效果綜合分析

通過(guò)2016年5口側(cè)鉆加密井綜合效果分析，進(jìn)一步驗(yàn)證了側(cè)鉆加密時(shí)機(jī)、井網(wǎng)位置、測(cè)井響應(yīng)特征及初期改造參數(shù)的研究成果是具有可行性的。

5.5 提出側(cè)鉆加密方案

結(jié)合效果運(yùn)用，綜合側(cè)鉆加密效果影響因素，提出了6套側(cè)鉆加密時(shí)機(jī)及井位方案，根據(jù)油藏開(kāi)發(fā)階段需求及注水受效單元生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，可擇優(yōu)實(shí)施（方案一＞方案二＞方案三＞方案四＞方案五＞方案六）（見(jiàn)表2）。

同時(shí)，提出了3套側(cè)鉆加密初期改造及射孔方案，特低滲油藏具有普遍適用性，錄井結(jié)束后，針對(duì)不同測(cè)井響應(yīng)類型實(shí)施差異化參數(shù)改造（見(jiàn)表3）。

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）歸納出側(cè)鉆加密井測(cè)井響應(yīng)特征，主要分為一、二、三類特征。

（2）不同測(cè)井響應(yīng)特征井提出差異化參數(shù)改造及射孔方案。一類井，射孔避免高電阻段（電阻率異常抬升 12 Ω·m～20 Ω·m），建議低砂量、低排量改造，加砂 15 m3～20 m3，排量 1 400 L/min～1 700 L/min；二類井，加砂 20 m3～27 m3，排量 1 600 L/min～1 800 L/min；三類井，加大砂量、排量，加砂 25 m3～30 m3，排量 1 600 L/min～2 000 L/min。

表2 D1區(qū)塊C油藏側(cè)鉆加密時(shí)機(jī)及井位方案

表3 D1區(qū)塊C油藏側(cè)鉆加密初期改造及射孔方案

（3）側(cè)鉆加密時(shí)機(jī)距離原井見(jiàn)水時(shí)間2～6年，關(guān)井時(shí)間2～4年，見(jiàn)水至關(guān)井時(shí)間0～4年為最佳；原井采出程度＜10%為最佳，10%～20%適中；周圍油井采出程度10%～20%為最佳，20%～30%適中，高產(chǎn)區(qū)低含水，采出程度放大30%～40%；周圍油井含水＜20%為最佳，20%～30%適中。

（4）側(cè)鉆加密井位距離原井位置110 m～140 m，距離水線垂直位置100 m～130 m，就目前效果看，沿水線兩側(cè)向油井加密1口井效果優(yōu)于沿水線兩側(cè)向油井加密2口井，后期須擴(kuò)大試驗(yàn)1～2個(gè)井組驗(yàn)證效果，明確最佳側(cè)鉆加密井網(wǎng)模式。

（5）系統(tǒng)總結(jié)出一套從合理部署時(shí)機(jī)、精確井網(wǎng)位置、優(yōu)選射孔段、優(yōu)化初期改造參數(shù)等方面?zhèn)茹@加密技術(shù)方案，具有可行性、推廣價(jià)值。

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