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【摘要】本文通过室内实验和现场试验相结合，应用三种不同的现场试验方法对大面积表外储层的出油能力和动用条件、储层是否具有单独开采价值，大面积表外储层的地层压力及含水情况等进行分析研究，为大面积表外储层的动用提供了理论及现场依据，为三次加密调整提供了表外储层的合理注采井距依据。
【关键词】表外储层 动用条件 油能力
1 表外储层沉积特征
1.1 岩性、物性、含油性
1.1.1 表外储层单层厚度薄，空气渗透率变化范围较大
表外储层单层厚度薄，平均单层厚度只有0.48m。表外储层属于低渗透层，但从实际情况看，各单砂层的渗透率也存在明显的差异。根据xxxxx井岩芯资料分析，表外储层的岩性、物性变化范围较大，非均质性较严重。
表外储层的砂岩颗粒中粉砂、泥质含量高，分选差，孔渗性能和含油饱和度较低，岩性以泥质粉砂岩为主，粉砂含量59.6%，泥质和细砂含量分别为17.4%和22.2%，平均孔隙度20.3%。表外储层空气渗透率变化范围较大1.0～101.0×10ˉ3μm2，统计渗透率介于10～20×10ˉ3μm2的独立表外累积厚度比例占28.8%，层数比倒占18.2%，说明垂向上表外储层渗透率也存在较大差异，特低渗透层——空气渗透率小于5×10ˉ3μm2的层数比例最高，占总层数的25.0%，厚度比例占11.2%。
从表内、表外层的油层条件对比看，差异比较大的是渗透性，表内层的平均空气渗透率是表外层的8.3倍，最大相差100倍以上. 1.1.2 表外储层的产状以油迹、油斑为主，含油饱和度低
根据xxx井岩芯资料分析，平均原始含油饱和度为41.8%，含油产状萨Ⅱ、萨Ⅲ组以油斑、油迹为主，葡Ⅰ组以饱含油为主。1.2 表外储层平面分布特征
纯油区表外储层主要是指由表内层向泥质转化的一种过渡性岩层，岩性是以油迹和油斑为主的泥质粉砂岩和钙质粉砂岩，由于各类砂体沉积时水动力条件不同，物源供给程度不同，沉积的砂体具有不同的分布特征。根据砂体的分布形态及发育规模，可将表外储层可分为五种类型。外前缘相Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类砂体中的表外储层和葡Ⅰ组表外储层萨Ⅱ、萨Ⅲ组表外储层以外前缘相Ⅲ类砂体中的表外储层为主，发育表外厚度5.09m，层数占萨Ⅱ、萨Ⅲ组表外储层发育厚度的45.9%，占表外层总发育厚度的27.7%。葡Ⅰ组表外储层发育砂岩厚度5.47m，占表外层总发育厚度的32.85%。
2 大面积表外储层动用条件和出油能力
2.1 合理的注采井距是表外储层动用的首要条件
2.1.1 室内实验结果表明，井距200m时，外前缘相Ⅲ类表外储层能够动用
（1）表外储层的极限技术井距。表外储层属低渗透储层，物性较差且储层渗流存在启动压力梯度，为了使储层能得以动用，需要缩小井距，但井网过密又势必要增强开发成本。为了确定不同类型表外储层合理注采井距，我们利用低渗透储层渗流理论并结合油藏数值模拟技术对不同物性表外储层合理井距进行了计算。
从现场油水井压力监测成果看，注水井关井测压时，井底压力在近井地带降落速度快，在离开近井地带时压力在21MPa左右，油井关井测压压力恢复时，近井地带的地层压力恢复速度快，24小时压力由1MPa恢复到8MPa，在正常生产时压降漏斗幅度大，因此在正常生产时，真正消耗在地层中的压力损失只有13MPa左右。
三次加密井油井采用限流法压裂的情况下，造缝长度约在15～20m之间，相当于井距缩小15～20m，二次加密调整井限流法压裂比例在40%左右，转注后也相当于缩小井距，三次加密井实际井距约为170m，在此条件下，渗透率6.5×10ˉ3μm2的表外储层就可以动用。
2.1.2 现场试验表明，大面积表外储层在注采关系完善，井距缩小到200～260m的条件下，能够得到动用
近几年的研究结果表明，不同类型的表外储层动用状况差别较大，表内层中零星分布的表外储层和相间分布的表外储层，能够吸水，也能够出油，大面积的表外储层从同位素和氧活化等资料分析能够动用。
由于受监测技术和测量精度的限制，在油井端的出油状况和出油能力及地层压力大小、含水高低等情况都没有直接的资料来证明。
2.1.3 大面积分布的表外储层试油
从大面积分布的外前缘Ⅲ类表外储层试油结果也可以看出，有注水的外前缘相Ⅲ类表外储层动用较好，如xxx井的萨Ⅱ12层，与该层连通的注水井只有xxxx1井，注采井距260m；而无注水的层未动用，不含水，如xxxxd井的萨Ⅲ4～52层，试油资料进一步证明目前注采井距条件下，只要注采关系完善，外前缘Ⅲ类表外储层能够动用。
总之，无论是室内实验还是现场试验都能证明，外前缘Ⅲ类表外储层在注采关系完善、井距缩小到200m的条件下，能够得到动用。三次加密调整缩小井距，有利于外前缘Ⅲ表外储层的动用。
2.2 合理的层系组合是表外储层动用的重要条件之一
为研究试验区表外储层的层系组合是否合理，利用试验区实际地质资料进行了表外储层层间干扰数值模拟研究，共设计了四种层系组合方案：
方案一：试验井只射开表外储层和有效厚度小于0.5m的低未水淹层。
方案二：试验井投产时射开表外储层和有效厚度小于1.0m的油层（主力油层不射孔）。
方案三：试验井先射开表外储层和有效厚度小于0.5m的低未水淹层，当含水上升到90%后，再射开有效厚度在0.5～1.0m的油层（主力油层不射孔），试验井采用的就是这种层系组合方案。
方案四：试验井射开所有的油层（主力油层不射孔）
通过利用分层测压取样管柱测得分层产液资料表明，表外储层和表内薄差油层组合在一起，外前缘相Ⅲ类表外储层是可以动用的。
此外，表内薄差层和表外儲层的吸水厚度相差不大，和目前试验井和原井网井受效较好，开发效果显著的情况来看，说明试验区层系组合非常合理。
三次加密调整后，井距缩小，表外储层动用状况得到明显改善。表外储层厚度动用比例由49.2%提高到69.9%，提高了19.7%，尤其是外前缘Ⅱ类、Ⅲ类和葡Ⅰ组表外储层动用比例明显提高。外前缘Ⅱ类表外储层动用比例提高了30.4%，外前缘Ⅲ类表外储层动用比例提高了36.7%，葡Ⅰ组表外储层动用比例提高了17.0%，外前缘Ⅰ类、Ⅳ类表外储层的动用状况变化不大。
从以上研究结果看，表外储层与有效厚度小于0.5的薄差油层组合到一起，先开采一段时间，待综合含水上升到90%时，再补开动用较差的有效厚度在0.5—1.0的油层是最佳的层系组合方法，为表外储层的动用提供了合理的层系组合。
【关键词】表外储层 动用条件 油能力
1 表外储层沉积特征
1.1 岩性、物性、含油性
1.1.1 表外储层单层厚度薄，空气渗透率变化范围较大
表外储层单层厚度薄，平均单层厚度只有0.48m。表外储层属于低渗透层，但从实际情况看，各单砂层的渗透率也存在明显的差异。根据xxxxx井岩芯资料分析，表外储层的岩性、物性变化范围较大，非均质性较严重。
表外储层的砂岩颗粒中粉砂、泥质含量高，分选差，孔渗性能和含油饱和度较低，岩性以泥质粉砂岩为主，粉砂含量59.6%，泥质和细砂含量分别为17.4%和22.2%，平均孔隙度20.3%。表外储层空气渗透率变化范围较大1.0～101.0×10ˉ3μm2，统计渗透率介于10～20×10ˉ3μm2的独立表外累积厚度比例占28.8%，层数比倒占18.2%，说明垂向上表外储层渗透率也存在较大差异，特低渗透层——空气渗透率小于5×10ˉ3μm2的层数比例最高，占总层数的25.0%，厚度比例占11.2%。
从表内、表外层的油层条件对比看，差异比较大的是渗透性，表内层的平均空气渗透率是表外层的8.3倍，最大相差100倍以上. 1.1.2 表外储层的产状以油迹、油斑为主，含油饱和度低
根据xxx井岩芯资料分析，平均原始含油饱和度为41.8%，含油产状萨Ⅱ、萨Ⅲ组以油斑、油迹为主，葡Ⅰ组以饱含油为主。1.2 表外储层平面分布特征
纯油区表外储层主要是指由表内层向泥质转化的一种过渡性岩层，岩性是以油迹和油斑为主的泥质粉砂岩和钙质粉砂岩，由于各类砂体沉积时水动力条件不同，物源供给程度不同，沉积的砂体具有不同的分布特征。根据砂体的分布形态及发育规模，可将表外储层可分为五种类型。外前缘相Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类砂体中的表外储层和葡Ⅰ组表外储层萨Ⅱ、萨Ⅲ组表外储层以外前缘相Ⅲ类砂体中的表外储层为主，发育表外厚度5.09m，层数占萨Ⅱ、萨Ⅲ组表外储层发育厚度的45.9%，占表外层总发育厚度的27.7%。葡Ⅰ组表外储层发育砂岩厚度5.47m，占表外层总发育厚度的32.85%。
2 大面积表外储层动用条件和出油能力
2.1 合理的注采井距是表外储层动用的首要条件
2.1.1 室内实验结果表明，井距200m时，外前缘相Ⅲ类表外储层能够动用
（1）表外储层的极限技术井距。表外储层属低渗透储层，物性较差且储层渗流存在启动压力梯度，为了使储层能得以动用，需要缩小井距，但井网过密又势必要增强开发成本。为了确定不同类型表外储层合理注采井距，我们利用低渗透储层渗流理论并结合油藏数值模拟技术对不同物性表外储层合理井距进行了计算。
从现场油水井压力监测成果看，注水井关井测压时，井底压力在近井地带降落速度快，在离开近井地带时压力在21MPa左右，油井关井测压压力恢复时，近井地带的地层压力恢复速度快，24小时压力由1MPa恢复到8MPa，在正常生产时压降漏斗幅度大，因此在正常生产时，真正消耗在地层中的压力损失只有13MPa左右。
三次加密井油井采用限流法压裂的情况下，造缝长度约在15～20m之间，相当于井距缩小15～20m，二次加密调整井限流法压裂比例在40%左右，转注后也相当于缩小井距，三次加密井实际井距约为170m，在此条件下，渗透率6.5×10ˉ3μm2的表外储层就可以动用。
2.1.2 现场试验表明，大面积表外储层在注采关系完善，井距缩小到200～260m的条件下，能够得到动用
近几年的研究结果表明，不同类型的表外储层动用状况差别较大，表内层中零星分布的表外储层和相间分布的表外储层，能够吸水，也能够出油，大面积的表外储层从同位素和氧活化等资料分析能够动用。
由于受监测技术和测量精度的限制，在油井端的出油状况和出油能力及地层压力大小、含水高低等情况都没有直接的资料来证明。
2.1.3 大面积分布的表外储层试油
从大面积分布的外前缘Ⅲ类表外储层试油结果也可以看出，有注水的外前缘相Ⅲ类表外储层动用较好，如xxx井的萨Ⅱ12层，与该层连通的注水井只有xxxx1井，注采井距260m；而无注水的层未动用，不含水，如xxxxd井的萨Ⅲ4～52层，试油资料进一步证明目前注采井距条件下，只要注采关系完善，外前缘Ⅲ类表外储层能够动用。
总之，无论是室内实验还是现场试验都能证明，外前缘Ⅲ类表外储层在注采关系完善、井距缩小到200m的条件下，能够得到动用。三次加密调整缩小井距，有利于外前缘Ⅲ表外储层的动用。
2.2 合理的层系组合是表外储层动用的重要条件之一
为研究试验区表外储层的层系组合是否合理，利用试验区实际地质资料进行了表外储层层间干扰数值模拟研究，共设计了四种层系组合方案：
方案一：试验井只射开表外储层和有效厚度小于0.5m的低未水淹层。
方案二：试验井投产时射开表外储层和有效厚度小于1.0m的油层（主力油层不射孔）。
方案三：试验井先射开表外储层和有效厚度小于0.5m的低未水淹层，当含水上升到90%后，再射开有效厚度在0.5～1.0m的油层（主力油层不射孔），试验井采用的就是这种层系组合方案。
方案四：试验井射开所有的油层（主力油层不射孔）
通过利用分层测压取样管柱测得分层产液资料表明，表外储层和表内薄差油层组合在一起，外前缘相Ⅲ类表外储层是可以动用的。
此外，表内薄差层和表外儲层的吸水厚度相差不大，和目前试验井和原井网井受效较好，开发效果显著的情况来看，说明试验区层系组合非常合理。
三次加密调整后，井距缩小，表外储层动用状况得到明显改善。表外储层厚度动用比例由49.2%提高到69.9%，提高了19.7%，尤其是外前缘Ⅱ类、Ⅲ类和葡Ⅰ组表外储层动用比例明显提高。外前缘Ⅱ类表外储层动用比例提高了30.4%，外前缘Ⅲ类表外储层动用比例提高了36.7%，葡Ⅰ组表外储层动用比例提高了17.0%，外前缘Ⅰ类、Ⅳ类表外储层的动用状况变化不大。
从以上研究结果看，表外储层与有效厚度小于0.5的薄差油层组合到一起，先开采一段时间，待综合含水上升到90%时，再补开动用较差的有效厚度在0.5—1.0的油层是最佳的层系组合方法，为表外储层的动用提供了合理的层系组合。