孤东油田小砂体开发技术.doc

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孤东油田小砂体开发技术、刖g1一、基本概况1（-）小砂体油藏地质特征2（二）小砂体开发效果评价4二、小砂体开发技术4（一）精细储层研允，落实小砂体展布5（-）优化技术政策，指导小砂体开发7（三）强化注水技术，提高小砂体采收率13（四）配套钻采工艺，提高储量动用程度17三、开发状况分析21（一）储量动用状况分析21（二）井网状况分析22（三）能量状况分析23（四）剩余油状况分析23 四、下步工作安排24（一）精细刻画小砂体，开展成因与分布规律研究24（二）强化“三小一新”配套技术研究应用，提高开发效益24（三）加大未动用砂体的整体调整力度，提高储量动用程度25（四）深化已动用砂体评价治理，提高水驱动用程度25 冃U舌孤东油山是八十年代中期在我国东部地区发现的一个大型整装滩海油山，地处黄河入海口北侧。在构造上属于济阳坳陷沾化凹陷东北部，桩西〜孤东潜山披覆构造带的南端，是一个被断层复杂化的具有多层结构的披覆背斜构造油气田。孤东油田自上而下发育三套含油层系：上第三系馆陶组、下第三系东营组、沙河街组。馆陶组为主要含油层系，共分为6个砂层组、23个小层，储量占全油田储量的87.9%o其中Ngs5-6砂层组为主力油层，属于辫状河沉积，油层发育厚度大，连通性好，Ngs3-4砂层组为曲流河沉积，主耍沉积相为废弃河道，油层发育较差，平面展布系数小、连通性差的零散小砂体发育。孤东油田于1986年投入开发，针对主力层采用密井网、细分层系、储量一次动用的开发技术政策，经历井网调整、控水稳油、厚油层顶部水平井挖潜、三次釆油等工作，“十一五”以来，在主力油层高含水(97.9%),高釆出程度(43.2%)的情况下，加大了小砂体研究和挖潜的力度，通过精细地质研究、优化技术政策、强化注水开发和配套工艺技术，小砂体开发见到明显成效。、基本概况根据目前的井距及井网形式，按照形成简单注采井网确定小砂体而积。计算出一个单注单采砂体的最小面积为0・05kn?(0.045),形成一个反九点注采井组的最小面积为0.1km2(0.09),因此面积小于0.lkm?的砂体可作为小砂体。统计孤东油田小砂体总数997个，总地质储量1239.6万吨(表1-1)。占孤东油田总地质储量的4.58%,主要分布在二区、三四区、七区西和八区等单元的馆上3-4砂层组。表1-1孤东小砂体储量分布表 冃U舌孤东油山是八十年代中期在我国东部地区发现的一个大型整装滩海油山，地处黄河入海口北侧。在构造上属于济阳坳陷沾化凹陷东北部，桩西〜孤东潜山披覆构造带的南端，是一个被断层复杂化的具有多层结构的披覆背斜构造油气田。孤东油田自上而下发育三套含油层系：上第三系馆陶组、下第三系东营组、沙河街组。馆陶组为主要含油层系，共分为6个砂层组、23个小层，储量占全油田储量的87.9%o其中Ngs5-6砂层组为主力油层，属于辫状河沉积，油层发育厚度大，连通性好，Ngs3-4砂层组为曲流河沉积，主耍沉积相为废弃河道，油层发育较差，平面展布系数小、连通性差的零散小砂体发育。孤东油田于1986年投入开发，针对主力层采用密井网、细分层系、储量一次动用的开发技术政策，经历井网调整、控水稳油、厚油层顶部水平井挖潜、三次釆油等工作，“十一五”以来，在主力油层高含水(97.9%),高釆出程度(43.2%)的情况下，加大了小砂体研究和挖潜的力度，通过精细地质研究、优化技术政策、强化注水开发和配套工艺技术，小砂体开发见到明显成效。、基本概况根据目前的井距及井网形式，按照形成简单注采井网确定小砂体而积。计算出一个单注单采砂体的最小面积为0・05kn?(0.045),形成一个反九点注采井组的最小面积为0.1km2(0.09),因此面积小于0.lkm?的砂体可作为小砂体。统计孤东油田小砂体总数997个，总地质储量1239.6万吨(表1-1)。占孤东油田总地质储量的4.58%,主要分布在二区、三四区、七区西和八区等单元的馆上3-4砂层组。表1-1孤东小砂体储量分布表 分类地质储量W1.0x104t1.0-2.0x104t2.0-5.0x104t>5.0x104t小计个数地质储量创个数地质储量10"个数地质储量讪个数地质储量10"个数占总砂体个数比例%地质储量比例%面积＜0.02km2的砂体618356.25965.912.167868.00424.234.22面积0.02-0.04km2的砂体4132.6112173.552148.720520.56354.828.62血秒10.04-0.1km2的砂体21.82649.663249.623159.611411.43460.637.16合计661390.6197289.0116400.423159.69971001239.6100从小砂体储量来看，地质储量〈1万吨的砂体有661个，地质储量390.6万吨，砂体个数占66.3%,地质储量占31.51%；地质储量在1-2万吨的砂体有197个，地质储量289万吨，砂体个数占19.76%，地质储量占23.31%；地质储量在2.0-5.0万吨的砂体有116个，地质储量400.4万吨，砂体个数占11.63%,地质储量占32.3%；地质储量大于5.0万吨的砂体有23个，地质储量159.6万吨,砂体个数占2.3%,地质储量占12.88%o总体来看小砂体屮，绝大多数是面积小、储量低、动用难度大。（一）小砂体油藏地质特征1、平面展布系数小小砂体主要位于馆上3-4砂层组，属于曲流河沉积，主要沉积相为废弃河道，油层连通性差，平而展布系数小，砂体多呈土豆状、窄条带状分布，发育面积小。统计七区西4'-51单元6个小层发育154个砂体，其中土豆状砂体115个，占总数的74.7%,含油面积小于0.1Km2的砂体有134个，占总砂体87.0%,地质储量112.76X10%,占总储量13.4%o2、油层发育薄小砂体主耍为曲流河沉积，油层发育薄，多数小砂体厚度在3米以下，储量规模小。统计七区西4」只单元的小砂体平均厚度2.4m,厚度小于2.Om的小砂体有79个，占砂体总数的51.0%,储量53.8X10't,占总储量的6.0%,地质储量主要集屮在厚度3.0~4.Om的砂体，砂体个数27个，占总砂体个数的18.0%, 地质储量475.0X10lt,占总储量53.0%o3、油层渗透率低小砂体主要沉积微相为废弃河道，泥质含量高，油藏渗透率低。表1-2孤东油DJ七区西不同砂层组储层物性对比表层位孔隙度含油饱和度泥质含量粘土矿物中渗透率(%)(%)(%)蒙脱石(%)块数平均值块数平均块数平均值块数平均值毫达西七区西8333.24742.87112.07759.3598七区西Ng523234.1131541978.320371514七区西Ng641233.622054.23197.82045.12089平均33.752.8849.31801通过对孤东七区西砂体面积小于0.1Kn?的274个小砂体的沉积相分类统计,小砂体主要以废弃河道微相为主。其中主河道微相砂体48个，占总小砂体个数的17.5%,储量92X10%,占总小砂体储量的32.6%；废弃河道微相小砂体186个，占总小砂体个数的67.9%,储量154X10lt,占总小砂体储量的54.6%。砂岩胶结疏松，以泥质胶结为主，平均泥质含量12.07%,平均渗透率低(表1-2)。如七区西馆上段4」5】单元，统计面积WO.lkn?的134个砂体；平均渗透率为598X103um2,最小渗透率138X105m",较孤东油山七区西馆上的平均渗透率(1801.3X10_3Lim2)低1203X10_3nm2o4、原油粘度高小砂体埋深浅，原油粘度高。统计冃前生产的98个小砂体油井平均原油粘度2594mpa.s,明显高于孤东油田馆陶组的平均原油粘度(1426mpa.s)。（二）小砂体开发效果评价“十五”以来孤东油田开始动用零散小砂体，主要利用老井上返补孔的方式零散挖潜。“十一五”以来，通过加强小砂体开发技术政策研究，采取整体研究, 分块实施，在开发上实现了“三个转变”，由零散挖潜向整体调整转变，由单纯上产向提高采收率转变，由常规开采向一体化运行转变，形成了一套孤东特色的小砂体开发技术，小砂体开发取得了明显成效。截止目前，已动用小砂体326个，动用储量732.5万吨，动用砂体占总砂体个数的32.7%,动用储量占小砂体总地质储量的59.l%o增加水驱储量491.5万吨，动用小砂体水驱动用程度达到67.1%,新增可采储量188.3万吨，目前已动用小砂体采收率达到25.7%。2010年孤东采油厂编制实施了以三四区、七区西丫另单元小砂体为主的整体调整方案，投产新井18口，投产初期平均单井U油6.7吨，平均含水72.5%,目前平均单井日油5.4吨，综合含水84.l%o同时配套老井完善措施15口（油井转注8口），增加动用储量100.8万吨，新增水驱储量74.6万吨，新增可采储量22.0万吨,提高采收率1.78%,新建产能3.3万吨。冃前小砂体开油井125口，平均单井日液27.5吨，平均单井日油2.6吨，综合含水90.5%,累产油131.9万吨，采出程度10.64%（已动用砂体釆出程度18.9%）,釆油速度0.86%,开水井39口,平均单井日注51m3,注采比0.53,平均地层压降1.86Mpao二、小砂体开发技术树立小砂体“极致开发”理念,按照“所有的储量都能动用、所有而积〉o・04Km2的小砂体都能注上水”的调整思路。以单砂体为研究对象，以提高“两率”为核心，实施油藏、丁艺的一体化治理，改善小砂体的开发效果。（一）精细储层研究，落实小砂体展布针对孤东油山小砂体“面积小、储层薄、分布零散”等特点，按照“精细对比落实储层、动静结合深化认识、井震一体确定边界”的思路，精细落实小 砂体发育特征，为进一步挖潜提供强有力的技术支撑。1、精细对比落实储层针对小砂体发育特点，在精细地层对比过程中由传统的等高程对比模式为主转变为以相变对比模式为主，进一步细化小砂体展布特征。通过精细地层对比和砂体细分，孤东油田馆上段砂体主要划分为四种类型：单一型、两分型、下切型和叠加型。单一型砂体：一个沉积时间单元内发育一个砂体，为最常见的一种砂体类型；两分型砂体：一个沉积吋间单元内，出现两个砂体，以泥岩相隔，该类砂体厚度一般较小；下切型砂体：砂体沉积过程中，由于河道砂体的垂直下切作用和侧蚀作用，后一期河道砂体切削前一期河道砂体，占据两个沉积吋间单元；叠加型砂体：是两期或者两期以上的河道砂体以明显或者不明显的冲刷相互叠加在一起，形成一个连通砂体。根据砂体类型划分结果，结合周围井砂体的发育情况，对占据两个沉积吋间单元以上的砂体，且厚度大于5米的砂体进行劈层，如果在电性曲线上有明显的回返，存在明显的岩性夹层，且占据前一个时间单元的厚度小于2米的砂体，按照劈层处理；若在电性曲线上无明显的冋返，且一个时间单元厚度小于2米的砂体，按照砂体下切处理，不进彳亍劈层。通过精细劈层，韵律细分使储层展布特征获得新认识，原来大片连通的储层细分后呈现较小片状、条带状和土豆状。2、动静结合深化认识结合动态生产资料，对小砂体的展布特征和连通性进行重新认识,对部分注水不见效砂体，权衡层内、平面非均质性、连通性等因索，动静结合，深化认识，进一步落实小砂体展布形态。 生产过程中，部分砂体在静态上有完善的注采对应关系，但是实际生产过程中，油水井不连通，分析为油水井分别位于两个不连通的小砂体。如七区西坐层的25-234砂体，原解释为一个连通砂体，部署25-234井采油，对应25-2226井注水，完善一注一采井网，但是根据生产数据发现，注水开发时油井不见效,一直供液差生产，后转注27-1226井，对应油井见效明显，分析该砂体应分为两个不连通的小砂体。3、井震一体确定边界以往砂体含油面积的圈定，一般釆用三分之一和径向函数法。径向函数法是以尖灭线为零控制点,利用径向函数法插值得到有效厚度零线，有效厚度越大，零线据尖灭线越近，有效厚度越小，零线距尖灭线越远。在圈定砂体尖灭线时，尖灭线视临近尖灭井和钻遇储层井储层厚度和井距圈定。井距小于等于一个井距时，当储层厚度大于5米，尖灭点于两井连线距尖灭井三分之一处；当储层厚度小于5米，尖灭点于两井连线距尖灭井三分之二处，井距大于一个井距吋，则视储层厚度而定。这样的方法较为简便，也能大体刻画砂体平面展布，但是在油田开发中后期，特别是在加强小砂体开发的情况下已不能适用精细刻画的要求。小砂体边界较为准确的确定是其后期有效开发的关键。在实际工作屮，通过井震结合，逐渐形成一套行之有效的方法：①通过合成地震记录来标定地震层位，将地震资料与测井资料紧密结合，提高了地质层位标定的准确性。②鉴于馆陶组河道砂体纵向叠置、发育厚度薄、横向变化快、组合样式复杂等情况,受地震资料分辨率限制，剖面上难于有效识别。采用正演模型技术以建立地质模型，来帮助识别特殊的地质体在地震上的响应特征，从而指导储层解释工作, 有效提高了砂体刻画精度。③利用河道砂体追踪描述技术，对小砂体反射轴进行横向追踪，精细刻画小砂体平面展布及砂体边界；构造成图吋，构造线间隔为2米，对小砂体的构造变化进行更为精细的解释。通过井震一体联合作业，捉高了含油砂体边界的横向识别能力，克服了小层平面图砂体边界传统制定过程屮的不足，有效提高了砂体刻画精度。如利用河道砂体追踪描述技术，追踪描述7-34-3415井4'层砂体反射轴，刻画出构造线间隔为2米的小砂体构造图，并在砂体高部位部署生产井7-33-2396取得良好钻遇生产效果。钻遇屮层小砂体油层5.5米，投产初期液油含水20/14.2/29.1%,目前26.6/7.4/72%,已累油2400余吨）。（二）优化技术政策，指导小砂体开发1、小砂体开发技术政策研究开展了小砂体开发技术政策研究，建立了两种小砂体模型（图2-1）。模型1面积小于0.04Kin2模型2面积0.04-0.lKm2图2-1孤东油田小砂体开发技术政策研究模型网格图模型1（面积＜0.04km储量＞2.0X10%）,面积小，不能够完善注釆井网的砂体，主要结合数值模拟技术，进行直井、水平井弹性开发和直井单井吞吐开发的对比优化研究。 模型2（0.04-0.lkm储量＞2.0X104t）,面积较大,能够完善简单注采关系的砂体，利用数值模拟技术，进行不同厚度、不同开釆方式的对比优化研究。（1）小砂体直井弹性、水平井弹性与直井单井吞吐对比优化研究利用模型1（面积＜0.04km储量＞2.0X10%）的有关参数，对不能形成一注一釆井网的这类砂体分别进行了直井弹性开采、水平井弹性开釆、直井单井吞吐等三方面的研究。%1直井弹性开采根据数值模拟技术，分别计算了有效厚度二2、3、4、5m情况下的指标。从计算中可知，按直井累积油量达3800t的经济极限标准，有效厚度在5m及5m以下的累积油量均达不到直井的经济油量，地层压力下降很快，如有效厚度为5m时，在400天时，就已达到枯竭压力，此时最大累积采油量只有2337t（图2-2）,由此可知，对于这类砂体，利用直井弹性开采不经济。642086420nnn13三小妙体仃效时的压力随时何变化曲线（数模）002008O间oHOI4^"图2-2小砂体有效厚度为5m吋直井弹性开采效果图（数模）%1水平井弹性开采对①屮采用直井弹性开采不经济的小砂体，利用模型1对最大有效厚度h=5m下的水平井弹性方式进行了研究，通过数值模拟计算可知，水平井弹性开采至200天左右吋，地层压力就下降至枯竭压力，此时累积采油量只有2394t,釆收率仅7.3%,达不到水平井的经济累积采油量（7500吨），因此认为，此类砂体 不适宜水平井弹性开采（图2-3）o小砂体水平井不同井段采收率对比曲线0100200时间d0100200300时间d小砂体水平井不同井段累积油戢随时间关系曲线图2-3小砂体水平井弹性开采效果对比图（数模）%1直井单井吞叶针对小砂体釆用弹性开采不经济的情况，利用模型1对有效厚度h=3.4、5m下的单井吞吐开采方式进行了研究，通过数模计算可知，单井吞吐方式在有效厚度h二4m时，970天以后可达经济油量，即3年即可收回投资，此时釆收率为18.2%,而有效厚度4m以下的砂体，在合理投资回收期6年之内累积油量均达不到经济油量，由此可以看出，单井吞叶方式适用于有效厚度大于加的小砂体（图2-4）。时间d图2-4小砂体直井单井吞吐效果效果对比图（数模）综合以上3种针对小砂体的不同开采方式对比后认为，对于不能形成注采井网的小砂体，单井吞吐是最佳的开采方式（图2-5）,而水平井弹性开采虽然初期采油速度较高，但由于没有能量补充，地层压力下降太快，最终采收率仍然较低，但略高于直井弹性开采。从计算中还可看出,水平井井段长短对此类砂 体的开采只影响采油速度而对最终采收率影响不大。图2-5小砂体不同开采方式效果对比图（模型1）（2）可注水小砂体直井、水平井注采方式对比优化研究利用模型2（面积0.04-0.lkm储量＞2.0X10%）的有关参数，对可形成简单注采井网的这类砂体分别进行了如下研究:%1直井一注一采利用模型2计算了砂体面积为0.1km2下不同厚度（l・0m、1.5m.2.5m）的直1000015000a2000025000O)05井一注一采3个方案的对比:f-直井一注一采0.1-1♦'直井i注一采0・1-1.5T-直井一注一采0・1-2.51000200050003000400050006000700080009000时间d图2-6直井可一注一采砂体不同厚度效果对比图从计算结果的对比屮可以看出，有效厚度Im以上的砂体，累积油量均能达到3800t的经济油量，只不过时间长短不同而己，厚度越大的，其达到经济油量的吋间越早，反之则越晚，通过数值模拟，有效厚度二2・5m的吋间为613天， 有效厚度二1・5m的时间为1004天，有效厚度二lm的时间为1200天，均在6年内收回投资（图2-6）,由此说明，直井一注一采的开采方式在该砂体应用较为适宜。%1直井一注二采利用模型2计算了砂体面积为0.1km2T不同厚度（1.0111、2.5m）的2个方案的对比：从计算结果的对比中可以看出，有效厚度lm以上的砂体，平均单井累积油量均能达到7600t的经济油量，只不过吋间长短不同而已，厚度越大的，其达到经济油量的时间越早，反之则越晚，从数值模拟中看出，有效厚度=2.5m的时间为652天，有效厚度二lm的时间为1437天（图2-7）。010002000300040005000时间d图2-7直井一•注二采砂体不同厚度效果对比图%1水平井注采方式利用模型2计算了砂体而积为0.lkm水平井段为250m条件下的不同厚度（2.5m.4m、5m）的3个注釆方案的对比:从计算结果的对比中可以看出，有效厚度为4m的砂体，累积汕量在324天时可达到7500t的经济油量，而有效厚度为2.5m的砂体，在2000天时累积油量才能达到7500to因此，水平井注采方式在面积0.1km2的范围内，最好应用于有效厚度〉3m的砂体（见图2-8）o 180001600014000120001000080006000400020000T口直井注一口水平井采0.1-4-250―♦—水平井弹性0.1-5-250T口直井注一口水平井采0.1-5-250f——口直井注一口水平井采0.1-2.5-2500100020003000400050006000时间d图2-8水平井注采方式下不同方案效果对比图从优化结果归纳来看：%1对于面积〈0・0你卅不能形成注采井网的小砂体，应采用直井单井吞叶.方式进行开釆。%1对于面积0.04-0.1km2的可形成一注一采井网的这类砂体：有效厚度=l-2m的，可采用直井一注一采开采方式有效厚度〉二加的，可采用直井一注一采或一注二采的开采方式%1部署水平井时必须配套注采井网，有效厚度耍求在3.0米以上，地质储量4.0万吨以上。2、小砂体开发经济界限研究据数模结果，若采用直井弹性开采，采收率为6.3%,吞吐开发采收率为18.2%,直井一注一釆的釆收率为26%,水平井开发釆收率高于直井5%。根据采收率计算结果，研究小砂体开发的经济极限地质储量（表2-1）。表2-1单井控制经济极限地质储量（油价50美元/桶）开发方式经济极限累产油（吨）采收率（%）经济极限地质储量（万吨）直井弹性38006.36.0水平井弹性75007.310.3直井吞吐380018.22.1直井一注一采3800261.5直井一注二采3800311.2 水平井注采7500312.43、小砂体注采井距研究小砂体开发中完善注采井网是基础，针对小砂体的油藏地质特征，依据精细地质研究成果（平面上细分到沉积微相、纵向上细分到沉积单元或者成因单元、单元内细分到单砂体），以单井、单层、单砂体为分析对象，搞清油层非均质与油水运动关系，做到静态精细地质与动态水驱控制的具体结合，研究单砂体井网完善开发技术。10020«1'*11150100IX）200250300350400450图2-9注采井距与动用程度关系井距加研究表明：薄层小砂体泥质含量较高，部分井区和层段渗透率较低，存在非达西渗流特征，注釆井距越大，砂岩厚度动用比例就越小，合理注采井距应该在150-200米（图2-9）o（三）强化注水技术，提高小砂体釆收率根据研究成果，对不同的砂体（而积、储量、厚度）采取不同的技术对策（表2-2）o 表2-2小砂体开发技术对策小砂体分类（Km2）地质特征技术濟<0.04储量W1.0万1屯厚度弹性开采储量＞1・0万吨厚度＞3m单井吞吐0.04-0.1储量W3.0万吨厚度W2m注•采；不稳定注水储量＞3.0万1屯厚度＞2m矢量井网完善注采关系；不稳定注水储量＞4.0力一吨厚度＞3m水平井一注一采桶定注水1、针对面积＜0.04Km2的小砂体实施注水吞吐技术通过小砂体开发技术政策研究，针对面积＜0.04Km2,无法形成注采井网的小砂体，实施单井吞吐开发。针对孤东油田地层平缓、油稠、普通单井吞吐效果差的问题，通过研究，实施活性水吞吐，提高单井吞吐效果。利用孤东水驱岩样及地层水，针对注地层水和活性水开展室内研究及矿场试验（表2-3）o表2-3活性水吞吐参数研究参数室内研究矿场试验注入浓度0.1%活性水0.1%活性水注入速度1.5ml/min根据地层吸水情况控制在6-10m7h注入量恢复压力不超过地层破裂压力根据压力恢复情况进行调整，平均单井注入量1500m3闷井吋间120min以地面测静压情况进行随时调整，平均时间30-60天采液速度3ml/min初期按15rrf7d排液，后期根据具体情况进行调整。在统一的注水工艺参数条件下进行•地层水吞吐效果与活性水吞吐效果对比实验。实验表明三块样品使用活性水时的累计采出程度分别比原始水增加了2.82%至2.99%,平均增加了2.91%（表2-4）。表2-4模拟注水吞吐采油实验数据表 实验号初始弹性驱采出程度/%注入水模拟采出程度/%累计采出程度/%12315.49原始水5.242.871.3914.995.47活性水5.324.112.9117.8125.43原始水5.123.051.5215.125.47活性水5.284.153.2118.1135.45原始水5」92.821.4814.945.46活性水5.254.063.0817.85孤东油田累计实施活性水吞吐12井次,累增油0.89万吨。如8-26-131井，该井位于八区35层的小砂体，砂体面积0.02Km2,地质储量1・2万吨，正常生产时5m7d,日产油量1.2t/d,含水76%,一直保持低液生产,静压为7.6Mpa,动液面1091米。2009年2月21日开始实施活性水吞叶注入活性水2500m3,注入速度6m7d,闷井60天。6月3日开井，正常生产时日液17.2m3/d,日油5.lt/d,含水70.3%,动液面776米，至11月底正常生产186天,累计产油894.6吨，累计增油720吨。2、针对面积＞0.04Km2的小砂体，完善注采井网(1)“大网套小网”，强化小砂体的注采井网针对小砂体注采井网完善程度低的情况，在层系注采井网总框架下，采取主力层井网抽稀，小砂体井网加密，以“大网套小网”的形式，强化小砂体的注采井网。如七区中主力油层F层为212X106ni的正对行列式注采井网，5冬层的非主力层小砂体井网完善程度低，通过大网抽稀、小网加密，5’层由212X106m的止对行列式注釆井网，抽稀为212X212m的斜向行列式井网，同吋改变液流方向,驱替分流线区域的剩余油，5飪层的小砂体加密为212X106m的正对行列式注采井网，强化小砂体的注采井网。（2）局部细分，完善小砂体的注采井网 针对非主力层小砂体，在完善层系注采井网的同时，实施局部细分，强化分砂体注釆系统的完善。按照砂体发育形态和储量动用及剩余油分布状况，实施井网优化重组和局部细分，完善单砂体注采关系。一是更新完善井和实施转注、补孔改层、归位措施，完善单砂体注采井网，二是选取叠合厚度大，叠合主力层数大于3层的井区实施分注分采，简化层段，完善小砂体注采井网。如六区6-33N1463井区由6个非主力小层砂体叠合而成，厚度16-31m,渗透率级差达到6.3,层间矛盾突出。采取局部细分，把計、3?组合一套，4"组合一套，45和F组合一套,完善分砂体注采井网。井区由原来的面积注水转变为行列式井网，两向注采对应率由36.8%提高到71.4%,提高了34.6%。（3）矢量调整，建立孤立砂体注采关系针对孤立小砂体，着重完善单砂体注采关系，同时根据砂体形态优化合理的矢量注采井距，提高小砂体的水驱储量动用程度。如七区西5’层的40-206砂体，面积0.042Km2,地质储量2.2万吨，根据砂体形态部署一注一采，截止冃前累产油0.455万吨,采出程度20.7%,目前日油&2吨,含水70.8%。（4）实施不稳定注水，改善开发效果针对小砂体单向对应，含水上升快的问题，结合数值模技术拟加强不稳定注水技术研究，扩大注水波及体积，减缓含水上升速度，延长小砂体稳产期，捉高米收率。%1周期注水参数选择周期注水参数主要包括注水周期和注水量的波动幅度，采用数值模拟法、经验公式法及结合油藏实际情况具体选择。 据计算，小砂体注水周期为52天，根据经验，注水井为短注长停型、且注水周期中降压升压周期比为2：1时效果最好。根据数模及现场试验表明，注水量波动幅度一般以高于常规注水量的50%以上为好。%1周期注水时机优选为了选择转入周期注水的最佳时机，首先对连续注水至含水98%时进行了计算，其次将连续注水含水率分别为0%、25%、60%、80%、90%、95%时转入周期注水进行了计算（图2-10）o含水%图2-10不同含水条件下转周期注水开发效果对比直方图由图中可知，连续注水在含水率大于80%以后再转周期注水，效果较好。%1周期注水的工作方式优选根据以上优选出的最佳转注时机方案（含水90%）,设计了2种工作方式:方式一：水井间注，油井连续生产；方式二：水井间注,油井Iuj）[O根据以上2种工作方式，分别计算了6个周期的生产指标，通过综合分析,水井间注，油井连续生产为最佳工作方式。（四）配套钻采工艺，提高储量动用程度 1、侧钻井和定向井技术（1）侧钻井技术小砂体储量低，设计新井的经济极限不满足，因此利用报废老井开窗侧钻,节约成本，提高小砂体的储量动用程度，侧钻井单井节约钻井成本150万元，利用报废井设计短靶前距侧钻水平井，可节约单井钻井费用220万元。2007年以来,对小砂体实施报废井侧钻32口（油井21口、水井11口，侧钻水平井5口），日增油能力63.8吨，累计增油3.84万吨，增加（恢复）小砂体控制储量85.2万吨,增加（恢复）小砂体水驱储量53.9万吨（表2-5）o表2-52007年以来投产小砂体侧钻井统计表年月小计侧钻井侧钻水平井油井水井油井20075221200874320099522201011542合计3216115如八区6了层未动用小砂体8-28-8砂体，面积0.07Km2,储量5.8万吨,由于无老井可利用，一直未动用。利用报废井8-28-8井设计短靶前距的侧钻水平井动用该砂体,初期日油&9吨,含水21.9%,截止目前累产油3247.6吨。（2）双靶点定向斜井针对小砂体发育零散，储量控制难度大的问题，结合构造、储层以及剩余油分布特征的研究，利用双靶点定向井，采取“串糖葫芦”的形式，提高小砂体的储量控制程度。如7-38X115井，目的层位6°层和Ngxl层的未动用小砂体，通过构造分析,该井区为紧靠断层边部区域的构造高部位，因此为了提高储量的控制程度，设计为距离断层30米的双靶点定向井。从钻遇情况看，该井共钻遇有效目的层6 个（表2-6）,砂体厚度44.6米，有效厚度27.3米，平均含油饱和度62.9%,其中钻遇Ngxl层砂厚9.2米，有效厚度8・2米，含油饱和度76.6%,测井图上显示电阻48个欧姆，取得了非常好的钻遇效果。该井投产Ngxl层，初期口油10吨，截止冃前累计产油1546.9吨。表2-67-38X115井钻遇油层基本情况统计表层位砂厚m效厚m含油饱和度％测井解释结论455.7354较强水淹层547.82.562上中下强水淹层625.83.867油层6511.67.865上油层下油水同层674.5252.7油水同层Ngxl9.28.276.6油层合计44.627.362.92、采油工艺技术防砂工艺：孤东油田小砂体以粉细砂岩为主，埋深浅、压实差、胶结疏松,防砂难度大。针对易出砂的地质特征，小砂体直井主要采用绕丝挤压充填防砂、水平井采用下滤砾右充填防砂，有效的提高了防砂的成功率，保证了单井效果。解堵工艺：应用混气水声波助排解堵工艺，有效提高近井地带的渗透率，疏通地层通道。针对新投油井因钻井泥浆滤失、漏失等原因引起的油层近井地带堵塞，应用混气水声波助排解堵工艺，提高了近井地带的渗透率，疏通地层通道。应用4口井，平均单井初期日液31吨，日油9.3吨。3、修井技术一是配套完善水平井、侧钻井修井工艺，改进完善了适用于不同结构井的螺杆钻套磨铳管柱工艺、液压增力解卡工艺、刮胶液反循环冲砂工艺、不留塞小井眼化学颗粒防砂工艺、不留塞液体化学防砂工艺、水平井完井筛管内复合绕丝筛管挤压循环充填、小井眼机械防砂工艺试验等修井工艺。 二是强化对轻微套变井和层内差异大的井的治理，对已轻微套变并有利用价值的井采用不留塞颗粒化学防砂、液体化学防砂、割缝管防砂等工艺恢复生产；对于层内差异大的油井，通过下半绕，应用喷砂射孔等工艺增强潜力层段的渗透性，利用砂堵抑制高含水层段的生产能力，充分发挥低含水段潜力。三是配套完善套变井修复工艺技术，引进套管补贴、套管破漏封堵、过泵卡封、液压整形、爆炸整形、换套管等套管损伤的修复工艺。2006-2010年釆用配套防砂工艺技术，共治理停产油井42口，累计增油4.6万吨。治理停注井25口，恢复口注能力1445立方米。如6-38-515井，45层位于砂体边部，泥质含量高，砂厚3.9米，二类效厚1.6米，泥质含量26.6%,渗透率213毫达西，由于防砂难度大，该井为93.10以来的长期停产井，通过实施检拔绕混排测压下绕卡封31砂封5】单采45的扶井措施，液量12.3吨、油量4.0吨、含水67%。实施效果通过小砂体开发技术政策及配套工艺技术研究,采取整体研究、分块实施,针对孤东油田四区3-4、六区3-5、七区4'-5八区3-4等单元实施措施工作量287井次，动用砂体326个，取得较好的效果（表2-7）o表2-7孤东油田已动用小砂体动用方式统计表开发方式动用砂体个数（个）动用储量（万吨）新增水驱储量（万吨）新增可采储量（万吨）弹性开发9382.45.2单井吞吐3147.68.7…注•采146328.1263.585.3一注两采43192.3157.159.6两注一采420.817.57.5两注两采961.353.422.1 合计326732.5491.5188.3 总体来说，通过近几年的小砂体开发，有以下四点认识和体会:一是精细地质研究是前提：雕刻砂体边界，落实砂体形态;二是优化技术政策是指导：确定开发方式，实现科学开发;三是强化注水开发是关键:千方百计注上水，大幅度提高采收率;四是配套工艺技术是支撑：一体化治理，提高储量动用程度。三、开发状况分析（一）储量动用状况分析未动用砂体有一定潜力。由于先天性原因小砂体发育零散，储量规模低，部分而积小、储量低的砂体，由于设计新井的经济条件不允许，而钻遇老井均为其他层系正常生产井，无法补孔改层生产，因此至今未动用。从动用情况来看，孤东油田小砂体总数997个，地质储量1239.6万吨,已动用小砂体326个，动用储量732.5万吨，动用砂体个数占32.7%,动用储量占67.3%,可见储量高的砂体动用程度高，已动用砂体平均单砂体控制储量2.2万吨。未动用砂体671个，未动用储量507.1万吨（表3-1）,主要集屮在二区、四区、七区西、八区等区块。表3-1孤东油田未动用砂体按储量分类汇总分类地质储量Wl.OX104t1.0-2.0X104t2.0-5.0X10“个数地质储量104t平均单个砂体储量个数地质储量104t平均单个砂体储量个数地质储量:104t平均单个砂体储量面积WO.02km2567300.10.51619.41.224.52.3面积0.02-0.04km21814.60.82539.91.6721.53.1面积0.04-0.1km221.80.91628.41.81876.94.3合计587316.50.55787.71.527102.93.8已动用小砂体仍有进一步提高动用程度的潜力。孤东油田从2000年开始动用零散小砂体，主要采取下部报废井上返补孔的方式开发小砂体，因此部分井利用时间短就停产报废，砂体储量动用程度低，导致储量失控；另外部分面积 较大的砂体储量控制程度低，有进一步提高动用程度的潜力。表3-2储量动用差砂体统计表区块地质储量W5.0J旳5.0-10.0x1旳个数地质储量个数地质储量二区717.815.2四区510.9212.6六区610.216.7七区西1017.2210.3八区518.4合计3374.5634.8统计孤东油田潜力较大的储量动用差砂体39个，地质储量109.3万吨（表3-2）,平均单砂体储量2.8万吨。如二区4'层的51-12砂体，砂体面积0.09Km2,地质储量6.6万吨，目前只有1口油井生产，且位于砂体边部，日液7吨，日油3.8吨，含水45.7%,储量动用程度低，下步设计新井1口，转注老井1口，完善一注二采井网。（二）井网状况分析由于小砂体发育零散、连通性差的静态地质特点，无法形成完善的注采井网，注采对应率相对较低。目前开油井125口，动用砂体数158个，总井层186个，其中有水井对应的井层99个，注采对应率仅为53.2%,其中一向井层对应率44.6%,两向井层对应率8.6%（表3-3）。表3-3孤东油田小砂体注采对应率统计表砂体面积（Km2）开发方式总砂体数（个）总井层数（个）水井对应井层（个）一向井层对应率（%）两向井层对应率（%）<0.04弹性开发363600.00.0单井吞吐181800.00.00.04-0.1一注一采72725170.8一注两采19382873.7两注一采44425.075.0两注两采9181616.772.2合计1581869944.68.6 （三）能量状况分析井网完善程度低，地层压力下降大。小砂体发育面积小，形成完善注采井网的难度大，部分油井依靠天然能量开釆，地层能量不足，压降大，供液差，油井长期低液低效生产，但是部分有水井对应的小砂体，生产情况较好，地层能量也保持较好。监测小砂体油井静压41口井，目前平均地层压力11.07Mpa,平均压降1.86Mpao如七区西护层的7-35-2246砂体，采取一注一采开发，冃前日液28.6吨,日油2.1吨,含水92.6%,动液面619米，地层压降0.5Mpao（四）剩余油状况分析1、从监测资料看，小砂体剩余油富集小砂体储量动用程度低，含油饱和度高，统计162个井层的动态监测资料,未动用砂体的平均含油饱和度51.86%,动用差砂体含油饱和度46.1%,略高于主力单元分流线区域的剩余油饱和度（45.9%）,已动用砂体油水井间的剩余油饱和度35.2%,高于主力单元主流线剩余油饱和度（30.7%）。如7-34-1415井，坐层为未动用砂体，含油饱和度53.2%,生产该层完善一注一采，初期含水仅21.3%,目前日油7.3吨，含水68.1%,累产油1468.9吨。2、从数模资料看，小砂体剩余油富集在小砂体挖潜屮，对于部分已动用砂体，充分利用数值模拟技术，研究剩余油分布特征，寻找剩余油富集区，提高挖潜效果。例如，5'层在27-215井区小砂体含油面积o.1km2,平均厚度5.0m,地质储量10.9万吨。共有5口井生产,1口注水井，油水井均是多层合采、合注，采用常规方法分析剩余油难度大，并且只能定性分析。通过数值模拟技术通过对该小砂体进行研究，分析了油水运动状况，定量的描述了剩余油分布，通过数值模拟技术，27-215井区F层剩余油饱和度47.8%,储量丰度0.71t/m2,井区采出程度9.7%,具有进一步完善井 网潜力，在此基础上，设计了完善井27C215井,投产初期日油7.8吨，含水68.4%,截止目前累计产油2564.1吨。总体来看，小砂体储量动用程度较差，井网完善程度低，剩余油饱和度相对较高，潜力较大，仍是下一步的主要挖潜方向之一。四、下步工作安排继续坚持小砂体“极致开发”理念，加大“三小一新”配套技术的研究力度，扩大小砂体挖潜的实施规模，以完善单砂体注采系统为核心，进一步提高小砂体的储量动用率及采收率。（-）精细刻画小砂体，开展成因与分布规律研究目前小砂体的开发工作主要集中在评价储量、技术政策、开发方式上，而对小砂体形成的沉积背景、成因类型和分布规律尚未做研究。下一步要开展沉积结构和岩相组合分析，揭示小砂体的沉积背景，明确小砂体成因类型，建立分布模式，总结孤东油田小砂体分布规律，为小砂体的深度开发奠定基础。（二）强化“三小一新”配套技术研究应用，提高开发效益通过研究“三小一新”配套技术（小砂体、小钻机、小井眼、新技术），推进技术创新，降低小砂体开发成本，拓展老区提高“两率”空间。根据孤东小砂体的油藏物性和前期老井开发经验，油井需要采用绕丝充填防砂方式，目前绕丝充填防砂仅能适应于5in以上的套管，小于5in套管只能采用化学防砂。但是由于孤东地层疏松，出砂严重，化学防砂普遍有效期短，防砂效果差。统计2009年以来的侧钻小井眼井，化学防砂有效期最短17天，平均只有129天，生产过程中暴露出砂卡躺井频繁，重复化学防砂工作量大等问题。因此，下步需要加大研究小井眼机械防砂技术。 针对小井眼修井工艺，通过引进小井眼配套修井工具，能够满足常规修井需耍，但无法满足防砂后期处理需耍，下步需耍加强修井工艺技术研究。（三）加大未动用砂体的整体调整力度，提高储量动用程度经过近几年的开发，部分小砂体的储量已经得到有效的动用，但是仍有部分砂体潜力较大，下步要继续加大小砂体的挖潜力度，提高孤东油山小砂体的储量动用率和米收率。按照“集中研究、分批实施”的原则，2010年主耍针对孤东油田三区、六区、八区的小砂体实施了挖潜，2011年计划针对二区、四区以及七区西的未动用小砂体实施挖潜。安排新井40口（水平井10口），配套老井措施25口（补孔10口，转注15口），预计增加动用储量126万吨，新增可采储量32万吨，增加水驱储量50万吨,提高采收率2.5%,建产能4.95万吨。（四）深化已动用砂体评价治理，提高水驱动用程度做好逐砂体评价工作，确保“六个清楚”，即储量动用状况清、注采状况清、压力状况清、剩余油分布状况清、水驱动用程度清、采收率清，在此基础上做好分砂体治理。由于小砂体连续性差，相变快，井网控制程度低，注采不完善是影响开发效果的主要因素，所以重点做好注水工作，对“能注水”的小砂体确保“注上水”、对已“注上水”的小砂体确保“注足水”、对已“注足水”的小砂体确保“注好水”，进一步提高小砂体的水驭动用程度。1、对“能注水”的小砂体确保“注上水”。针对而积＞0.04km2未完善注采井网的砂体，加大转注、分注力度，完善小砂体注采井网，下步需要实施完善注采井网的砂体15个，预计新增水驱动用储量35.9万吨。如二区4“层的2-13X62砂体，砂体面积0.lKm2，地质储量6.2万吨，目前只有一口油井生产，日液7.7吨，日油6.8吨，含水10.9%,动液面1302米,下步计划实施2-11-59井转注,完善一注一采对应关系，预增液20吨，预增油5吨。 2、对已“注上水”的小砂体确保“注足水”。针对部分小砂体泥质含量高,水井吸水差的问题，实施水井增注措施，提高水驱开发效果，下步计划釆取增压、酸化、解堵等措施实施增注砂体7个,预计增水200亿如七区西4’层的29-234砂体，由于该井区泥质含量高，水井一直吸水差，对应油井31-1246井液量只有7.6吨，日油2.2吨，2009年8月，对该井实施上增压泵增注措施，对应油井日增液10吨，日增油2吨。3、对已“注足水”的小砂体确保“注好水”。部分砂体厚度大，长期注水开发，油水井间形成高渗透条带，注入水沿高渗透条带低效循环，造成单井含水居高不下，开发效果变差，下步加大堵调力度，扩大注水波及体积，计划实施堵调砂体5个。如水层38-366井区，平均砂厚4.5米，采出程度36.5%,综合含水97.3%,动态上水井与40-375、37-346井对应好，分析存在高渗透条带,计划实施堵调，预增油2吨。总之，孤东油田近几年在小砂体开发上取得了一定成效，在今后的工作中我们将进一步转变思路，矢量调整，抓整拾零，精雕细刻，继续加大小砂体的挖潜力度，不断提高“两率”,为油田的持续稳定发展贡献力量。