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摘 要：盐家油田位于陈家庄凸起永安鼻状构造的西翼， 为一套近岸水下扇沉积，油藏埋深2200-2750m，主力油层为沙三、沙四段。目前已进入注水开发期，本文通过对该块开发现状的分析，根据该块的开采特征，提出开发中存在的问题，并提出解决方法。
关键词：砂砾岩油藏；注水；开发现状；压裂
分类号：P618.13
一、基本概况
1.1地理位置
盐22块构造位置位于东营凹陷北带东段，其西北部为陈家庄凸起，东部为青坨子凸起，南临民丰洼陷。沉积主要受陈南断裂控制为近岸水下扇沉积，主要含油层段为沙四段的砂砾岩体。
1.2区块地质特征
根据油藏现有钻井资料可知，盐22区块自下而上钻遇的地层有：沙河街组沙四段、沙三段、东营组、馆陶组、明化镇组及平原组。该区块目的层为沙河街组沙四上亚段，埋深3000～4000m，根据沉积旋回特征将该段地层划分为4个砂组15个小层。盐 22 区块油藏为鼻状构造，闭合幅度 200m 左右，构造轴部中心位置为盐 22-43 至盐 22x5 井区域，构造两侧地层倾角为 10～15°左右。盐22块各砂砾岩体的层内非均质情况严重，各砂体渗透率变异系数在0.6～1之间，级差在6～67之间，突进系数在2.3～6.6之间。原始地层压力34.32Mpa，该块压力系数0.98，属于常压系统。储层温度120-150℃，温度梯度3.39-3.60，属常温系统。盐22块地面原油密度0.8649-0.8803g/cm3，地层原油粘度为2.49mPa·s，地面原油粘9.3-19.7mPa·s（50℃），凝固点11-22℃，含硫0.06-1.2%，属于稀油、低粘度、低含硫、中凝固点原油，原油性质相对较好。根据盐22块地层水分析资料，Cl-含量17754mg/L，地层水矿化度30249mg/L，水型为CaCl2型。盐22块含油面积2.3km2，地质储量654×104t。
二、盐22区块开发分析
2.1开发概况
盐22区块自2005年9月盐22井投产以来，共有21口井先后投产，其中盐22-2井于2008年2月转为注水井，盐22斜45井于2008年8月转为注水井，又于12月转为生产井。截至2012年5月，盐22区块累积产油15.3554×104t，累积产水7.0553×104t，累积注水28.4067×104m3，日液水平149t/d，日油水平104t/d，综合含水30%。
2.2开发分析
（1）生产井产量分析。根据盐22区块2012年5月生产情况，对5月的月产油量进行了分类，建立了盐22区块产量评价分类标准。将2012年5月份产油量分为4类：Ⅰ类，月产油量大于250吨；Ⅱ类，月产油量介于150吨～250吨之间；Ⅲ类，月产油量介于50吨～150吨之间；Ⅳ类，月产油量小于50吨。（2）油井含水上升规律。盐 22 区块油井没有无水采收期，初期含水上升迅速，中期由于新井的投产和压裂等改造措施的实施使得含水上升速度减慢，综合含水由 2005 年 9 月的 7.3%上升到 2012 年 5 月的 30%。根据2012年5月含水率统计分析，将单井分为2类。Ⅰ类为目前含水率大于50%的生产井；Ⅱ类为目前含水率小于50%的生产井。（3） 油藏目前采出程度。盐22区块截止到2012年5月，累计产油15.3554万吨，该区块原油地质储量 826.97万吨，目前原油采出程度仅为 1.86%。
三、开发中存在的主要问题
（1）油藏天然能量弱，自喷生产期短。盐22砂砾岩油藏每采出1%的地质储量压降为3.6MPa，弹性产率比为1.03，采油速度仅为0.8%，表明天然能量不足。盐22块有2口井连续测得地层压力资料，数据反映油井生产过程中地层压力下降快。统计压裂油井的油压变化情况，初期油压在2～9.5MPa，随着生产的进行，油压普遍降为0 MPa，降到0的时间范围在15～57天，平均31.3天，阶段平均累产油只有530.2t。说明了天然能量的不足。（2）大井距井组实验效果不明显。（3）在勘探过程中，地震识别及测井解释难度大，砂砾岩体岩性复杂，变化快，非均质性非常强，砾岩、砂砾岩、泥质砂砾及泥岩等多种岩层交替出现，形成了各岩石间的薄互层，岩层间的物性和含油性差异大，岩层单层沉积厚度有时非常薄，远远超过大多数的测井响应分辨率，就目前的测井方法和解释处理方法来说都难以适应。岩石骨架电阻率高，油水层在电性特征上都表现为高阻层，油水层岩电关系特征不明显，规律性差，油水层认识不清。（4）生产井套损严重，地层容易受到污染。由于中深层油藏含气高，腐蚀性强，出砂严重，导致基础井网的生产井套损现象比较严重。
四、下步措施及建议
4.1压裂改造效果显著
受区块储层渗流能力差的制约，油井投产自然产能较低。油井采取压裂改造措施后，油井增产效果显著，开发效果得到明显改善。盐22井采油指数1.33t/d·MPa，同层段油井盐22-42井压裂后采油指数4.56 t/d·MPa，为前者的3.4倍。对比常规投产与压裂后产能，无论是初期，还是目前，后者都比前者高出数倍。增液倍数达到3.0倍以上，平均有效期达到267天，压裂效果明显，目前均采取压裂方式投产。
4.2 采用五点法小井距井组注水实验效果好
对于低渗透油藏，既要考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；又要考虑油田开发的经济合理性，井网不能太密，此外还要最大程度地延缓方向性水窜及水淹时间。2009年开展五点法小井距注水试验，设计注采井距175m，水井1口，油井4口。盐22斜47井转注后3个月油井开始见效，液面，液量均有所上升。周围4口油井日产液量由转注前的37m3上升到见效后的51m3，日油由24t上升到32t，目前仍见效。以小井距五点法井网作为其开发的首选井网形式。
4.3加大技术研发力度，解决技术难题
重点加大技术研发力度， 解决在地震勘探和油藏开发中面临的一系列技术难题。低品位砂砾岩开采中面临的关键技术包括深层砂砾岩体储层期次精细划分及预测， 储层和油水层的有效识别， 注采系统优化布局， 以及储层改造等。在储层期次精细划分及预测技术提升方面，建议分期次研究平面岩石相的变化规律， 确定沉积微相， 在此基础上结合拟声波测井约束反演、交汇图分析等手段， 实现对中深层储层展布的预测和内幕期次的划分。为了解决对油水层的有效判断问题， 建议改善现有的电法测井技术， 利用双侧向% 微球型聚焦方法有效判断流体性质。
4.4油管偏磨的综合防治
盐22处在沙砾岩油藏，开采层位较深，缺少对应注水井补充地层能量，导致在开发过程中出现许多问题，如泵挂深（2100-2500米）、出砂、结蜡、腐蚀等等，这些都会对油井偏磨造成影响。针对盐22区块的偏磨现状，进行的治理工作有：1、盐22断块井具有泵挂深、液面深、产能低等特点，使用皮带机配连续杆，采用长冲程慢冲次生产，是对低产能量井偏磨治理的有效措施。2、要保证地面管理措施到位，在对偏磨井进行配套治理的同时，加强对该类井的日常管理，强化热洗、调参、加药等地面管理工作。3、防腐工艺有待进一步优化和完善，腐蚀是造成倒井的重要原因。应用防磨、防垢、防腐、防蜡、防污染等新工艺，可以达到治理偏磨的效果。
参考文献：
[1]姚约东，雍洁.砂砾岩油藏采收率的影响因素与预测.石油天然气学报，2010，32（4）；108-113.
[2]王涛，刘文锐，郭海波，朱黎明.人工神经网络在砂砾岩油藏采收率预测中的应用.吐哈油气，2011，16（4）；356-359.
[3]阎燕.砂砾岩油藏干扰试井适用性研究.中国西部科技.2011，10（7）.
关键词：砂砾岩油藏；注水；开发现状；压裂
分类号：P618.13
一、基本概况
1.1地理位置
盐22块构造位置位于东营凹陷北带东段，其西北部为陈家庄凸起，东部为青坨子凸起，南临民丰洼陷。沉积主要受陈南断裂控制为近岸水下扇沉积，主要含油层段为沙四段的砂砾岩体。
1.2区块地质特征
根据油藏现有钻井资料可知，盐22区块自下而上钻遇的地层有：沙河街组沙四段、沙三段、东营组、馆陶组、明化镇组及平原组。该区块目的层为沙河街组沙四上亚段，埋深3000～4000m，根据沉积旋回特征将该段地层划分为4个砂组15个小层。盐 22 区块油藏为鼻状构造，闭合幅度 200m 左右，构造轴部中心位置为盐 22-43 至盐 22x5 井区域，构造两侧地层倾角为 10～15°左右。盐22块各砂砾岩体的层内非均质情况严重，各砂体渗透率变异系数在0.6～1之间，级差在6～67之间，突进系数在2.3～6.6之间。原始地层压力34.32Mpa，该块压力系数0.98，属于常压系统。储层温度120-150℃，温度梯度3.39-3.60，属常温系统。盐22块地面原油密度0.8649-0.8803g/cm3，地层原油粘度为2.49mPa·s，地面原油粘9.3-19.7mPa·s（50℃），凝固点11-22℃，含硫0.06-1.2%，属于稀油、低粘度、低含硫、中凝固点原油，原油性质相对较好。根据盐22块地层水分析资料，Cl-含量17754mg/L，地层水矿化度30249mg/L，水型为CaCl2型。盐22块含油面积2.3km2，地质储量654×104t。
二、盐22区块开发分析
2.1开发概况
盐22区块自2005年9月盐22井投产以来，共有21口井先后投产，其中盐22-2井于2008年2月转为注水井，盐22斜45井于2008年8月转为注水井，又于12月转为生产井。截至2012年5月，盐22区块累积产油15.3554×104t，累积产水7.0553×104t，累积注水28.4067×104m3，日液水平149t/d，日油水平104t/d，综合含水30%。
2.2开发分析
（1）生产井产量分析。根据盐22区块2012年5月生产情况，对5月的月产油量进行了分类，建立了盐22区块产量评价分类标准。将2012年5月份产油量分为4类：Ⅰ类，月产油量大于250吨；Ⅱ类，月产油量介于150吨～250吨之间；Ⅲ类，月产油量介于50吨～150吨之间；Ⅳ类，月产油量小于50吨。（2）油井含水上升规律。盐 22 区块油井没有无水采收期，初期含水上升迅速，中期由于新井的投产和压裂等改造措施的实施使得含水上升速度减慢，综合含水由 2005 年 9 月的 7.3%上升到 2012 年 5 月的 30%。根据2012年5月含水率统计分析，将单井分为2类。Ⅰ类为目前含水率大于50%的生产井；Ⅱ类为目前含水率小于50%的生产井。（3） 油藏目前采出程度。盐22区块截止到2012年5月，累计产油15.3554万吨，该区块原油地质储量 826.97万吨，目前原油采出程度仅为 1.86%。
三、开发中存在的主要问题
（1）油藏天然能量弱，自喷生产期短。盐22砂砾岩油藏每采出1%的地质储量压降为3.6MPa，弹性产率比为1.03，采油速度仅为0.8%，表明天然能量不足。盐22块有2口井连续测得地层压力资料，数据反映油井生产过程中地层压力下降快。统计压裂油井的油压变化情况，初期油压在2～9.5MPa，随着生产的进行，油压普遍降为0 MPa，降到0的时间范围在15～57天，平均31.3天，阶段平均累产油只有530.2t。说明了天然能量的不足。（2）大井距井组实验效果不明显。（3）在勘探过程中，地震识别及测井解释难度大，砂砾岩体岩性复杂，变化快，非均质性非常强，砾岩、砂砾岩、泥质砂砾及泥岩等多种岩层交替出现，形成了各岩石间的薄互层，岩层间的物性和含油性差异大，岩层单层沉积厚度有时非常薄，远远超过大多数的测井响应分辨率，就目前的测井方法和解释处理方法来说都难以适应。岩石骨架电阻率高，油水层在电性特征上都表现为高阻层，油水层岩电关系特征不明显，规律性差，油水层认识不清。（4）生产井套损严重，地层容易受到污染。由于中深层油藏含气高，腐蚀性强，出砂严重，导致基础井网的生产井套损现象比较严重。
四、下步措施及建议
4.1压裂改造效果显著
受区块储层渗流能力差的制约，油井投产自然产能较低。油井采取压裂改造措施后，油井增产效果显著，开发效果得到明显改善。盐22井采油指数1.33t/d·MPa，同层段油井盐22-42井压裂后采油指数4.56 t/d·MPa，为前者的3.4倍。对比常规投产与压裂后产能，无论是初期，还是目前，后者都比前者高出数倍。增液倍数达到3.0倍以上，平均有效期达到267天，压裂效果明显，目前均采取压裂方式投产。
4.2 采用五点法小井距井组注水实验效果好
对于低渗透油藏，既要考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，注采井距不能过大；又要考虑油田开发的经济合理性，井网不能太密，此外还要最大程度地延缓方向性水窜及水淹时间。2009年开展五点法小井距注水试验，设计注采井距175m，水井1口，油井4口。盐22斜47井转注后3个月油井开始见效，液面，液量均有所上升。周围4口油井日产液量由转注前的37m3上升到见效后的51m3，日油由24t上升到32t，目前仍见效。以小井距五点法井网作为其开发的首选井网形式。
4.3加大技术研发力度，解决技术难题
重点加大技术研发力度， 解决在地震勘探和油藏开发中面临的一系列技术难题。低品位砂砾岩开采中面临的关键技术包括深层砂砾岩体储层期次精细划分及预测， 储层和油水层的有效识别， 注采系统优化布局， 以及储层改造等。在储层期次精细划分及预测技术提升方面，建议分期次研究平面岩石相的变化规律， 确定沉积微相， 在此基础上结合拟声波测井约束反演、交汇图分析等手段， 实现对中深层储层展布的预测和内幕期次的划分。为了解决对油水层的有效判断问题， 建议改善现有的电法测井技术， 利用双侧向% 微球型聚焦方法有效判断流体性质。
4.4油管偏磨的综合防治
盐22处在沙砾岩油藏，开采层位较深，缺少对应注水井补充地层能量，导致在开发过程中出现许多问题，如泵挂深（2100-2500米）、出砂、结蜡、腐蚀等等，这些都会对油井偏磨造成影响。针对盐22区块的偏磨现状，进行的治理工作有：1、盐22断块井具有泵挂深、液面深、产能低等特点，使用皮带机配连续杆，采用长冲程慢冲次生产，是对低产能量井偏磨治理的有效措施。2、要保证地面管理措施到位，在对偏磨井进行配套治理的同时，加强对该类井的日常管理，强化热洗、调参、加药等地面管理工作。3、防腐工艺有待进一步优化和完善，腐蚀是造成倒井的重要原因。应用防磨、防垢、防腐、防蜡、防污染等新工艺，可以达到治理偏磨的效果。
参考文献：
[1]姚约东，雍洁.砂砾岩油藏采收率的影响因素与预测.石油天然气学报，2010，32（4）；108-113.
[2]王涛，刘文锐，郭海波，朱黎明.人工神经网络在砂砾岩油藏采收率预测中的应用.吐哈油气，2011，16（4）；356-359.
[3]阎燕.砂砾岩油藏干扰试井适用性研究.中国西部科技.2011，10（7）.