CN105317407A - 一种特高含水期表外储层的开发方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种特高含水期表外储层的开发方法。该开发方法包括：根据表外储层的地质、生产和取心井监测资料，明确其地质发育特征、动用状况以及水洗特征；基于上述结果判断表外储层是否满足独立开发的条件；根据表内储层以及表外储层的分布特点，以油水井钻遇的成层型独立表外储层为对象，确定表外储层的开发方式；根据压裂工艺、地层和流体物性资料，建立表外储层独立开发的产能评价模型，提出相应的技术界限，以确定的表面储层的开发方式进行开发，完成特高含水期表外储层的开发方法。本发明的上述开发方法实现了对特高含水期表外储层的水驱有效动用，为科学的开发表外储层提供了依据，达到了提高采收率的目的。

Description

一种特高含水期表外储层的开发方法

技术领域

本发明涉及一种特高含水多层油藏中薄差油层有效动用的开发方法，属于油气田开发工程技术。

背景技术

表外储层是指长垣多层油藏中以油浸和油斑产状为主的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和含钙粉砂岩储层，其岩性、物性和含油性较差，表内储层则是与之相对的主力含油储层。

大庆长垣喇嘛甸、萨尔图和杏树岗油田(简称“喇萨杏”)进入特高含水阶段以后，以表外储层为主的薄差层已经成为水驱挖潜的主要对象，并且由于注入水低效且无效循环的加剧，表外储层剩余油潜力越发凸显。表外储层独立开发则是将有潜力的独立表外储层细分组合作为一套层系部署井网的开采方法，旨在转变常规的“细分层系，表内、表外合采”的开发思路，舍弃了相对优质的表内储层。针对特高含水期现有井网条件下未动用的低品位表外储层，采取了比细分层系、分层注水等注采结构调整方法更强化的措施来解决层间矛盾。

国内外关于改善多层油藏中薄差层水驱开发效果的方法主要包括：分层注水(刘合,裴晓含,罗凯,等.中国油气田开发分层注水工艺技术现状与发展趋势[J].石油勘探与开发,2013,40(6):733-735.)、井网加密(胡伟,闫超,陈正涛,等.大庆油田杏六区中部油藏三次加密合理布井方式[J].油气地质与采收率,2013,20(6):73-75.)、调剖堵水(熊春明,唐孝芬,等.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J].石油勘探与开发,2007,34(1):83-88.)和三次采油(朱友益,侯庆锋,简国庆,等.化学复合驱技术研究与应用现状及发展趋势[J].石油勘探与开发,2013,40(1):90-96.)等。

长期以来，大庆油田的分层注水技术应用十分广泛，然而由于封隔器体积和措施工艺的限制，注水井筒的分段数已经接近极限，监测的平均油层动用程度仍小于50％，对于厚度薄、物性差的表外储层很难发挥作用。大庆油田三次井网加密的重点是表外储层，但开发效果较差，如杏树岗油田特高含水期2010年部署的三次加密井投产初期平均日产油量小于1.5t、平均含水率大于85％。此外，由于受到堵剂使用数量和作用机理的双重限制，针对特高含水期多层厚油藏的深部调剖技术还不够成熟。聚合物驱、复合驱等三次采油技术在大庆油田应用广泛也取得了很好的效果，但主要是提高了主力油层的水驱波及效率，对于特低孔、特低渗、连通性差的表外储层缺乏适用性。

综上所述，提供一种针对特高含水多层油藏中薄差油层有效动用的开发方法，成为了本领域亟待解决的问题。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种特高含水期(含水率大于85％)表外储层的开发方法，该开发方法是一种与优质表内储层交互分布的低品位表外储层进行独立开发的方法，开展了表外独立开发模式、技术界限研究和矿场应用试验，该方法具有广阔的应用前景。

为了实现上述目的，本发明提供了一种特高含水期(含水率大于85％)表外储层的开发方法，该开发方法包括以下步骤：

根据表外储层的地质、生产和取心井监测资料，明确表外储层的地质发育特征、表外储层的动用状况以及表外储层的水洗特征；

基于上述结果判断所述表外储层是否满足独立开发的条件；

选择具有独立开发条件的表外储层，根据表内储层以及表外储层的分布特点，以油水井钻遇的成层型独立表外储层为对象，确定所述表外储层的开发方式；所述表外储层的开发方式包括以井对为单元的以油定水和以水定油开发模式；

根据压裂工艺、地层和流体物性资料，建立表外储层独立开发的产能评价模型，提出相应的技术界限，以确定的表面储层的开发方式进行开发，完成所述特高含水期表外储层的开发方法。

在本发明提供的开发方法中，优选地，所述表外储层的地质、生产和取心井监测资料包括表外储层的地质资料、生产资料和取心井监测资料；

所述地质资料包括沉积相图、连井剖面图；所述生产资料包括试验区单井和独立开发试验区单井生产动态数据；所述取心井监测资料包括钻遇厚度和岩心未水洗厚度统计资料。

在本发明提供的开发方法中，优选地，所述试验区单井和独立开发试验区单井生产动态数据包括试验区单井和独立开发试验区单井的产油量、产水量、产气量、采油强度、含水率。

在本发明提供的开发方法中，优选地，所述表外储层的地质发育特征包括表外储层与表内储层的沉积体系、表外储层与表内储层的接触方式、表外储层的地质储量和表外储层的地质储量的可采储量。

在本发明提供的开发方法中，优选地，所述表外储层的动用状况包括纵向平均射孔动用比例和动用层数比例。

在本发明提供的开发方法中，优选地，表外储层的水洗特征包括表外储层的钻遇厚度、未水洗厚度以及为水洗比例。

在本发明提供的开发方法中，优选地，判断所述表外储层是否满足独立开发的条件时，具体按照以下方式进行：

当生产状况不够理想、分层压裂工艺日趋成熟、表外储层组合达到一定厚度压裂时，说明上述表外储层具备独立开发的条件。

在本发明提供的开发方法中，优选地，当初期产油量小于1.5t，对厚度小于1m，隔夹层厚度小于1m的表外储层实施分层压裂工艺，进行分层压裂工艺之后，如果表外储层的组合厚度大于6m，说明该表外储层具备独立开发的条件。

在本发明提供的开发方法中，优选地，所述技术界限包括技术极限井距和经济极限厚度、采收率与不同表外储层所占厚度比例的关系。

在本发明提供的开发方法中，优选地，所述表外储层独立开发的产能评价模型为其中，为分层压裂直井日产油量，单位为m³；为表内储层日产油量，单位为m³、为表外储层日产油量，单位为m³； $Q_{po}^{high}=\frac{p_I-p_w}{\[C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}{2\mathrm{\π}K{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}\ln \left(\frac{L-r_w}{r_w}\right)+B\]},Q_{Po}^{low}=\frac{p_I-p_w-\mathrm{\β}\mathrm{\λ}\left(L-r_w-\frac{a_f+b_f}{2}\right)}{A+B-C+D},$ p_I为水井注入压力，单位MPa；p_w为油井井底流压，单位为MPa；C_SI为换算系数；μ_o为地下原油，单位mPa·s；B_o为原油体积系数；、K为储层渗透率，单位为mD；为平均油相对渗透率；h为储层厚度，单位为m；a_f、b_f为水平裂缝的半长轴、半短轴，单位为m；λ为启动压力梯度，单位为MPa/m；r_w为井筒半径，单位为m；L为注采井距，单位为m；β为井网形状因子；c、d为表内、表外储层总数；i、j为表内、表外储层编号；A为渗流阻力参数，单位MPa/m³；B为渗流阻力参数，单位MPa/m³；C为渗流阻力参数，单位MPa/m³；D为渗流阻力参数，单位MPa/m³。

本发明的特高含水期表外储层的开发方法与现有的方法相比，有益效果是：

结合表外储层发育特征和分层压裂工艺，提出了表外储层独立开发方法；

根据油水井射孔层位和表内、表外储层空间分布特征，设计了“以水定油”和“以油定水”两种独立开发模式，这两种开发模式有效提高了表外储层独立开发的采收率；

推导了考虑启动压力梯度和浅层水平压裂裂缝的分层压裂直井产能公式，计算分析了表外储层独立开发的技术界限；

总之，本发明的上述开发方法是一种特高含水期表外储层独立开发方法，是将有潜力的独立表外储层细分组合作为一套层系部署井网的开采方法，旨在转变常规的“细分层系，表内、表外合采”的开发思路，舍弃了相对优质的表内储层。针对特高含水期现有井网条件下未动用的低品位表外储层，采取了比细分层系、分层注水等注采结构调整方法更强化的措施来解决层间矛盾。实现了对特高含水期表外储层的水驱有效动用，为科学的开发表外储层提供了依据，达到了提高采收率的目的。

附图说明

图1为长垣萨II和萨III油层组内不同期次井射开储层类型示意图；

图2为喇萨杏油田三类油层及表外剩余油评价潜力图；

图3为“以水定油”模式示意图；

图4为“以油定水”模式示意图；

图5a为“以水定油”模式岩心模型示意图；

图5b为“以油定水”模式岩心模型示意图；

图6为“以水定油”和“以油定水”模型采出程度对比曲线；

图7为模型计算日产油量与实测数据对比图；

图8为初始产油量和注采井距之间的关系曲线；

图9为初始产油量和表外储层厚度之间的关系曲线；

图10为表外储层厚度占总射孔厚度的比例与采收率的关系曲线；

图11为三次加密井与独立开发井平均含水率对比图；

图12为三次加密井与独立开发井平均日产油量对比图；

图13为两种独立开发模式下采油强度对比图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种特高含水期长垣表外储层的开发方法，该方法具体包括以下步骤：

一、根据长垣地质、生产和取心井监测资料，明确长垣表外储层的地质发育特征、长垣表外储层的动用状况以及长垣表外储层的水洗特征；

其中，收集大庆长垣地质、生产和取心井监测资料包括：

地质资料：沉积相图、连井剖面图；

生产资料：三次加密试验区单井和独立开发试验区单井生产动态数据(产油量、产水量、产气量、采油强度、含水率)；

取心井监测资料：钻遇厚度和岩心未水洗厚度统计资料。

1.1表外储层发育特征

大庆长垣表外储层与表内储层属同一河流三角洲沉积体系，是表内储层的延续，表外储层以三角洲外前缘相为主，平面上不独立，与表内层镶边搭桥、相间分布，主要存在4种表外储层与表内储层的接触方式：成层型、连接型、延伸型和透镜型，如图1所示。其中，成层型的独立表外砂体平面展布规模大，延伸大于600m，连接型和延伸型表外砂体规模次之，透镜型表外规模最小。初步估算表外储层地质储量达到7.2×10⁸t，可采储量为1.4×10⁸t-1.8×10⁸t。

1.2表外储层动用及水洗特征

基础井、一次加密井、二次加密井和三次加密井四套井网均射孔了表外储层，并且射孔比例逐渐增加，其中，三次加密井纵向平均射孔动用比例达到55％以上。根据大庆长垣喇萨杏油田取心井监测资料分析不同类型表外储层的动用状况，总体上连接型和延伸型表外储层动用较好，动用层数比例为65.4％；成层型和透镜型表外储层动用程度相对较差，动用层数比例仅为11.8％，又由于透镜型表外储层砂体规模太小，因此成层型表外储层是独立开发的重点。

图2是根据取心井监测资料统计的三类油层和表外储层的钻遇厚度和未水洗厚度，可见以水下分流河道、主体席状砂和非主体席状砂为主的三类油层未水洗厚度相对较小，未水洗厚度主要集中在一类、二类表外储层，分别达到3.9米和10.4米，共占总钻遇厚度的35.7％，占总未洗厚度的88.3％。其中，一类表外储层指大庆1985年储量复算时，不够表内储层有效厚度标准，但达到含油砂岩标准的储层，以与表内交互分布的表外储层为主；二类表外储层是指1985年储量复算时，未划分含油砂岩厚度但已达到1993年研制的表外储层厚度解释标准的表外储层，以独立成层型表外储层为主。因此，表外储层具有较大的剩余油潜力，并且以二类表外的层间剩余油为主。

二、基于上述结果判断所述长垣表外储层是否满足独立开发的条件；

表外储层独立开发的必要性

从表外储层的动用及水洗状况分析发现主要存在两个问题：一是特高含水阶段三次加密井网虽然射开表外储层，但绝大部分注入水沿主力表内储层低效或者无效循环，水驱过程中表外储层并未得到有效动用。二是表外储层本身物性、含油性差，生产能力非常有限，需要人工压裂获得经济产能。

特高含水阶段长垣喇萨杏油田三次加密新井的初期日产油量已低于2吨，并呈现出产量递减加快的趋势。以往针对表内储层行之有效的成熟技术无法解决表外储层的动用问题，单纯采用井网加密、分层注水等措施的效果变差，特别是细分注水的作用愈发有限。从2010年到2015年，随着细分注水工作量的不断加大，单井分段数普遍达到6段及以上，甚至10段，但平均油层动用程度小于50％，平均吸水非均衡程度大于40％。此外，特低渗成层型表外储层单独试油效果不差，具有一定的吸水和产油能力。由于表外储层埋深浅，平均破裂压力梯度为0.023-0.025MPa/m，大于上覆岩层产生的垂直应力梯度，并且根据钻井取芯观察、同位素示踪法实验、微地震监测结果以及井温测井曲线，综合判定表外储层压裂缝将主要是水平裂缝，并且大庆油田已经研究应用了一套产生水平裂缝的分层压裂工艺技术，有助于长垣表外储层获得经济产能。综上所述，三次加密井生产状况不够理想，大庆分层压裂工艺日趋成熟，表外储层组合达到一定厚度压裂后具备单独经济开采的能力，因此表外储层有必要采取独立开发加强动用。

三、根据长垣表内储层以及长垣表外储层的分布特点，以油水井钻遇的成层型独立表外储层为对象，确定所述长垣表外储层的开发方式；

根据表内、表外储层交互分布的特点，以油水井钻遇的成层型独立表外储层为对象，提出了以井对为单元的“以油定水”和“以水定油”两种模式，并开展了水驱物理模拟实验研究，评价两种模式对采收率的影响。

3.1“以油定水”模式

“以油定水”是指油井只选择独立成层型表外储层比较集中的潜力层段射孔，并且根据这些表外储层的发育延展特征，在保证表外层内注采完善的前提下确定相邻水井的射孔层段，此时水井的射孔层段中一般含有少量表内储层，如图3所示。这种模式下，油井针对表外储层采取分层压裂后，仅采出表外层的储量，并且由于水井射开了部分表内储层，其吸水效果较好，同时受砂体连通性和注采对应关系的影响，油井钻遇并压裂的表外储层内产出比较均衡。

3.2“以水定油”模式

“以水定油”是指水井只选择独立成层型表外储层比较集中的潜力层段射孔，并且根据这些表外储层的发育延展特征，在保证表外层内注采完善的前提下确定相邻油井的射孔层段，此时油井的射孔层段中一般含有少量表内储层，如图4所示。这种模式下，油井同时采出表内层和表外层的储量，但是由于表内层物性好、水洗程度高，有相当一部分注入水将从表外层进入表内层，因而一方面影响了表外层的驱替效果，另一方面供油能力不足的特高含水表内层将导致部分注入水低效或无效循环。可见虽然“以水定油”模式下的油井射开了表内储层，但开发效果会比“以油定水”差一些。

两种模式的不同主要在于油水井是否射开表内储层，现场应用时需要根据表外、表内储层空间分布特征部署井网，为了科学的选择合理的独立开发模式，设计了相关物理模拟评价两者的开发效果。

3.3开发效果对比实验

为了评价“以油定水”和“以水定油”两种表外储层独立开发模式的效果，开展了岩心尺度的物理模拟实验。

3.3.1物理模型及实验设计

采用长30cm、宽4.5cm、高6cm的多层人造浇铸长方体岩心作为物理模型，如图5a和图5b所示人造岩心包括4部分：模拟表外储层的低渗砂岩(渗透率10mD)、模拟表内储层的高渗砂岩(渗透率260mD)、模拟人工压裂裂缝的超高渗砂岩条带(渗透率5000mD)和模拟隔夹层的泥岩条带(渗透率0.01mD)。饱和岩心所用的模拟地层水的矿化度为6778mg/L，模拟油为大庆油田第四采油厂原油与煤油混合配置、45℃时黏度约为7mPa·s，驱替所用的模拟大庆地层污水的矿化度为3700mg/L。基于前人对特低渗砂岩油藏水驱油物理模拟相似准则的研究与归纳，物理模型的设计应满足几何相似、运动相似和动力相似，同时还应该满足非线性渗流特征相似，油藏原型与设计的物理模型参数对比及相似系数如表1所示。

表1油藏原型与物理模型参数对比及相似系数

3.3.2实验结果分析

图6是“以油定水”和“以水定油”两个模型水驱采出程度的实验对比结果，可见前者最终采出程度为64.92％，优于后者的54.02％，也就是说，“以油定水”模式下表外储层独立开发的采收率明显大于“以水定油”模式。这是因为当从含有高渗砂岩的一侧注入、从带有多条超高渗条带的低渗砂岩一侧采出时，采出端纵向波及效率高、动用更加均衡，所以最终采出程度较大。相比之下，“以水定油”模式下采出端依然存在严重的层间矛盾。

四、根据压裂工艺、地层和流体物性资料，建立表外储层独立开发的产能评价模型，提出相应的技术界限。

设计了表外储层独立开发的两种模式之后，在实际部署水驱开发井网时还需要明确具体的技术界限，如合理的注采井距、表外储层厚度等。为此以三次加密常用的五点井网为例，开展了产能评价和技术界限的研究。

4.1分层压裂直井产能快速评价模型

通过分析长垣喇萨杏油田微地震监测资料发现，由于油层内地应力的平面非均质性，人工压裂后将形成椭圆形的水平裂缝。目前计算面积井网产能主要通过数值模拟方法，解析方法则适用于仅考虑单相流动时的产能计算，现有的商业数值模拟软件还未能综合考虑水平压裂缝和非线性渗流特征，因此需要建立新的产能评价模型。

4.1.1假设条件及模型建立

由于表外储层单层厚度很薄，并且各表外储层之间隔夹层分布稳定，特低渗多孔介质中非线性渗流特征明显，因此忽略单个表外储层内的纵向流动以及各油层之间的干扰和窜流，忽虑油水两相流体之间的界面效应，简化非活塞驱替过程为等饱和度下降过程，采用启动压力梯度等效非线性渗流特征，提出了考虑油水两相、启动压力梯度和水平裂缝的表外储层产能快速计算模型。

首先采用等效渗透率模型将水平裂缝等效为高度为储层厚度的椭圆柱体，将单层内压开水平裂缝后引发的渗流场划分为两部分：外部远端地层到水平裂缝的径向流动区域和水平裂缝内等效后的椭圆流动区域。结合刘月田等给出的各向异性圆形地层渗流的解析解，推导得单井椭圆水平裂缝诱发的渗流场内径向流动区域和椭圆流动区域的压力方程(式1、2)，基于储层内的物质平衡关系和多井压降叠加原理推导得表外储层压开水平裂缝后的五点井网的产能计算公式。

$p_R=p_f+C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o{Q}_{Po}}{2\mathrm{\π}K{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}ln\frac{a+b}{a_f+b_f}---\left(1\right)$

$\begin{array}{c}{p}_E=p_f+C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o{Q}_{Po}}{2{\mathrm{\πK}}_f^{*}{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}ln\left(\tan \frac{{\mathrm{\πb}}_f}{4d^{*}}\right)\\ -C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o{Q}_{Po}}{2{\mathrm{\πK}}_f^{*}{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}ln\left(\frac{ch\frac{\mathrm{\π}x}{2d^{*}}-\cos \frac{\mathrm{\π}y}{2d^{*}}}{ch\frac{\mathrm{\π}x}{2d^{*}}+\cos \frac{\mathrm{\π}y}{2d^{*}}}\right)\end{array}---\left(2\right)$

那么，五点井网内水驱过程的渗流阻力可划分为两部分：

①部径向流动区域的渗流阻力可表示为：

$A=C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}{2\mathrm{\π}K{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}ln\frac{a+b}{a_f+b_f},$

$B=C_{SI}\mathrm{\α}(1+\frac{{\stackrel{\‾}{K}}_{rw}{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}{{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}{\mathrm{\μ}}_w{B}_w})\frac{{\mathrm{\μ}}_w{B}_x}{2\mathrm{\π}K{\stackrel{\‾}{K}}_{rw}h}\×\ln \frac{{(L-r_w)}^4}{{(\sqrt{2}L-r_w)}^2(2L-r_w)r_w}$

②平裂缝等效后椭圆流动区域内的渗流阻力可表示为两部分：

$C=C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}{2{\mathrm{\πK}}_f^{*}{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}ln\left(\tan \frac{{\mathrm{\πb}}_f}{4d^{*}}\right)$

$D=C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}{2{\mathrm{\πK}}_f^{*}{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}ln\left(\frac{ch\frac{\mathrm{\π}x}{2d^{*}}-\cos \frac{\mathrm{\π}y}{2d^{*}}}{ch\frac{\mathrm{\π}x}{2d^{*}}+\cos \frac{\mathrm{\π}y}{2d^{*}}}\right)$

五点井网内表外储层的直井的产油量为：

$Q_{Po}^{low}=\frac{p_I-p_w-\mathrm{\β}\mathrm{\λ}(L-r_w-\frac{a_f+b_f}{2})}{A+B-C+D}---\left(3\right)$

由于表内储层无需考虑非线性渗流问题，因此其五点井网内的产油量可用下式计算：

$Q_{po}^{high}=\frac{p_I-p_w}{\[C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}{2\mathrm{\π}K{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}\ln \left(\frac{L-r_w}{r_w}\right)+B\]}---\left(4\right)$

将油井射开的多个表外、表内储层的产油量进行叠加，得到分层压裂直井的总产量：

$Q_{Po}^{Total}=\underset{i=1}{\overset{c}{\Σ}}{Q}_{Poi}^{low}+\underset{j=1}{\overset{d}{\Σ}}{Q}_{Poj}^{high}---\left(5\right)$

井网结构、地层、压裂裂缝等参数确定后，主要的变量是水井注入压力、注入量、油井的井底流压以及油、水相对渗透率。那么，基于物质平衡关系计算不同时间的储层平均含油饱和度，某一时间段内含油饱和度的变化等于这段时间内采出的油量占油藏孔隙体积的比值，然后可根据新计算的含油饱和度，结合相对渗透率曲线选取新的油、水相对渗透率，再计算下一时间段的产油量等。

4.1.2模型验证

根据大庆采油四厂杏六中区东部表外储层独立开发试验区内已投产的X5-41-S737井实测资料，对产能模型的计算结果进行验证。从图7中可以看到，本文模型的计算结果与实测日产油量之间误差较小，递减趋势基本吻合，因此模型可靠性强，可用于指导表外储层独立开发技术界限制定和方案设计。

4.2表外储层独立开发技术界限

根据长垣杏北油田萨葡油层、压裂裂缝和流体的基本参数，以及表内、表外储层的油水相对渗透率曲线计算表外层独立开发时分层压裂直井的产能，分析五点井网内的技术极限井距、表外储层经济极限厚度以及采收率与不同表外层所占厚度比例的关系。

4.2.1技术极限井距和经济极限厚度

从图8中可以看到：压裂后极限技术井距达到228米。当表外储层厚度为6m、注采井距150m、投产初期含水率小于50％时，产油量大于2t/d。从图9中可以看到：初始产油量随表外储层厚度的增大而增大；当表外储层厚度增大到10米、投产初期含水率为50％时，初始产油量可以达到3.5t/d，而当表外储层厚度缩减至2米时，初始产油量均低于1.5t/d，未达到喇萨杏油田新井经济界限。

4.2.2采收率与不同表外储层所占厚度比例的关系

针对“以水定油”和“以油定水”模式，分析了表外储层厚度占总射孔厚度的比例与采收率的关系。从图10中可以看到：随着表外储层厚度比例的增大，采收率先下降然后保持平稳，最后又快速上升。造成这种现象的原因是：表外储层受非线性渗流特征的影响，不仅产油量比表内储层低，含水率上升也相对缓慢。当表外储层厚度占比小于60％时，表内储层占主导地位，注入水主要沿表内储层迅速突进致使油井很快达到极限含水率98％，而此时表外储层采出程度仍然较低，进而导致整体采收率较低。当表外储层厚度占比大于90％时，表外储层占主导地位，虽有部分注入水沿表内储层突进，但并未导致油井迅速达到极限含水率，因而生产时间延长、整体采收率也有所提高。

4.3矿场实践分析

表外独立开发试验区位于大庆采油四厂杏六中区东部，面积0.78km²，平均表外储层厚度24m，表外储层地质储量155×10⁴t，平均表内储层厚度25.5m，原始表内储层地质储量382×10⁴t，目前表内储层地质储量240×10⁴t，于2012年底陆续投产开发井23口，其中采油井14口，注水井9口，以150m井距的五点注采井网开采萨尔图和葡萄花油组的表外储层，具体设计参数如表2所示。

图11和图12是独立开发试验区平均单井日产油量、含水率与三次加密试验方案的对比曲线，投产初期仅有4口油井，生产效果较差，为进一步控制表外储层潜力富集区域，截至2013年8月又有10口油井陆续投产，此时平均单井日产油量达到1.5t，从2013年10月开始部署注水井，约3月后开始见效，产量稳步抬升。与同期设计的三次加密试验方案(以三类油层中薄差油层为调整对象的杏六中区井网重组)进行对比，表外储层独立开发试验区平均单井日产油量是三次加密井的1.9倍，平均含水率较三次加密井低7.2％。

表2表外独立开发试验区方案设计参数

从图13中可以看到，“以油定水”模式下平均单井采油强度明显高于“以水定油”模式，与物理模拟实验的结论相互吻合，因此在后期表外储层独立开发推广应用中应尽量设计“以油定水”模式的开发井组。

符号注释：

p_R-径向渗流区域内任意一点的压力，MPa；p_E-椭圆渗流区域内任意一点的压力，MPa；p_f-水平裂缝边界处的压力，MPa；p_I-水井注入压力，MPa；p_w-油井井底流压，MPa；C_SI-SI制单位换算系数，f；μ_o、μ_w-地下原油、地下水黏度，mPa·s；B_o、B_w-原油、水体积系数，f；Q_Po、Q_Iw-水井日注入量和油井日产油量，m³；K-储层渗透率，mD；-平均油、水相对渗透率，f；h-储层厚度，m；a、b-椭圆渗流区域任意等压线的半长轴、半短轴，m；a_f、b_f-水平裂缝的半长轴、半短轴，m；x、y-椭圆系数，f；λ-启动压力梯度，MPa/m；-水平裂缝等效渗透率，mD；d^*-根据等效区域椭圆和井筒边界计算的系数，f；r_w-井筒半径，m；L-注采井距，m；α-注采比，f；β-井网形状因子，f；-分层压裂直井日产油量，m³；表内、表外储层日产油量，m³；c、d-表内、表外储层总数；i、j-表内、表外储层编号；A为渗流阻力参数，单位MPa/m³；B为渗流阻力参数，单位MPa/m³；C为渗流阻力参数，单位MPa/m³；D为渗流阻力参数，单位MPa/m³。

Claims (10)

1.一种特高含水期表外储层的开发方法，该开发方法包括以下步骤：

根据表外储层的地质、生产和取心井监测资料，明确表外储层的地质发育特征、表外储层的动用状况以及表外储层的水洗特征；

基于上述结果判断所述表外储层是否满足独立开发的条件；

选择具有独立开发条件的表外储层，根据表内储层以及表外储层的分布特点，以油水井钻遇的成层型独立表外储层为对象，确定所述表外储层的开发方式；所述表外储层的开发方式包括以井对为单元的以油定水和以水定油开发模式；

根据压裂工艺、地层和流体物性，建立表外储层独立开发的产能评价模型，提出相应的技术界限，以确定的表外储层的开发方式进行开发，完成所述特高含水期表外储层的开发方法。

2.根据权利要求1所述的开发方法，其中，所述表外储层的地质、生产和取心井监测资料包括表外储层的地质资料、生产资料和取心井监测资料；

其中，地质资料包括沉积相图、连井剖面图；生产资料包括试验区单井和独立开发试验区单井生产动态数据；取心井监测资料包括钻遇厚度和岩心未水洗厚度统计资料。

3.根据权利要求2所述的开发方法，其中，所述试验区单井和独立开发试验区单井生产动态数据包括试验区单井和独立开发试验区单井的产油量、产水量、产气量、采油强度、含水率。

4.根据权利要求1所述的开发方法，其中，所述表外储层的地质发育特征包括表外储层与表内储层的沉积体系、表外储层与表内储层的接触方式、表外储层的地质储量和表外储层的地质储量的可采储量。

5.根据权利要求1所述的开发方法，其中，所述表外储层的动用状况包括纵向平均射孔动用比例和动用层数比例。

6.根据权利要求1所述的开发方法，其中，所述表外储层的水洗特征包括表外储层的钻遇厚度、未水洗厚度以及为水洗比例。

7.根据权利要求1所述的开发方法，其中，判断所述表外储层是否满足独立开发的条件时，具体按照以下方式进行：

当生产状况不够理想、分层压裂工艺日趋成熟、表外储层组合达到一定厚度压裂时，说明上述表外储层具备独立开发的条件。

8.根据权利要求7所述的开发方法，其中，当初期产油量小于1.5t，对厚度小于1m，隔夹层厚度小于1m的表外储层实施分层压裂工艺，进行分层压裂工艺之后，如果表外储层的组合厚度大于6m，说明该表外储层具备独立开发的条件。

9.根据权利要求1所述的开发方法，其中，所述技术界限包括技术极限井距和经济极限厚度、采收率与不同表外储层所占厚度比例的关系。

10.根据权利要求1所述的开发方法，其中，所述表外储层独立开发的产能评价模型为其中，为分层压裂直井日产油量，单位为m³；为表内储层日产油量，单位为m³、为表外储层日产油量，单位为m³； $Q_{po}^{high}=\frac{p_I-p_w}{\[C_{SI}\frac{{\mathrm{\μ}}_o{B}_o}{2\mathrm{\π}K{\stackrel{\‾}{K}}_{ro}h}\ln \left(\frac{L-r_w}{r_w}\right)+B\]},Q_{Po}^{low}=\frac{p_I-p_w-\mathrm{\β}\mathrm{\λ}(L-r_w-\frac{a_f+b_f}{2})}{A+B-C+D},$ p_I为水井注入压力，单位MPa；p_w为油井井底流压，单位为MPa；C_SI为换算系数；μ_o为地下原油，单位mPa·s；B_o为原油体积系数；、K为储层渗透率，单位为mD；为平均油相对渗透率；h为储层厚度，单位为m；a_f、b_f为水平裂缝的半长轴、半短轴，单位为m；λ为启动压力梯度，单位为MPa/m；r_w为井筒半径，单位为m；L为注采井距，单位为m；β为井网形状因子；c、d为表内、表外储层总数；i、j为表内、表外储层编号；A为渗流阻力参数，单位MPa/m³；B为渗流阻力参数，单位MPa/m³；C为渗流阻力参数，单位MPa/m³；D为渗流阻力参数，单位MPa/m³。