岳 婷 韋 鵬 王鈞科

（長慶油田第二采油廠，甘肅 慶城 745100）

1 基本概況

1.1 構(gòu)造及沉積特征

X259 區(qū)區(qū)域構(gòu)造位于陜北斜坡南部，局部構(gòu)造為西傾單斜，坡度不足1°，斜坡上發(fā)育軸向北東～南西向鼻隆構(gòu)造，長3 油藏受構(gòu)造和巖相變化雙重因素共同控制。

區(qū)域研究表明，X259 區(qū)長3 屬三角洲前緣水下分流河道和河口壩沉積，地層厚度約40m～50m，底部為濱湖相泥巖，中上部水下分流河道和河口壩沉積，砂巖厚度大（15m～35m），砂體展布近南北向，由于河口壩的分流作用，砂體自北向南由窄變寬，并形成多個(gè)朵狀砂體，沉積物以泥巖為主，只有3m～5m 的致密砂巖，含油性變差，形成長3 油藏上傾方向的巖性遮擋。長3 以水下分流河道沉積的細(xì)砂巖為主要儲集層，砂巖分布范圍廣，自北東向西南延伸，砂體形態(tài)總體呈朵狀，局部呈條帶狀，砂體寬8km～10km 縱向上，長3 一般由4～6 期單砂體構(gòu)成，單砂體間有泥巖隔層，單砂體厚5m～8m，疊加厚度15m～30m。

1.2 儲層特征

X259 區(qū)長3 油藏平均孔隙度9.72%，平均滲透率為1.56mD，儲層物性差，為特低滲透儲層。巖性為淺灰色、灰綠色長石細(xì)紗巖。砂巖粒度以細(xì)粒、粉～細(xì)粒為主；磨圓度為棱狀-次棱角狀；分選較好；接觸關(guān)系支架-鑲嵌狀為主；膠結(jié)類型以孔隙為主。長3 儲層為細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖，陸源碎屑含量83.6%，其中石英含量39.8%，長石含量32.3%，巖屑含量11.3%，主要為變質(zhì)巖屑和云母類。填隙物成分較混雜，以方解石、云母（包括鐵方解石）為主，方解石含量達(dá)到8.2%，云母含量達(dá)到5.7%。敏感性礦物主要有綠泥石（含量79.23%），其次為伊利石（14.96）和伊/蒙間層（5.8%），為中～弱水敏、中等～弱速敏、無-弱酸敏、無-弱鹽敏。X259 區(qū)長3 油藏原始地層壓力為12.91MPa。地層水礦化度44.22g/l，水型CaCl2型，pH 值為7.4。

2 開發(fā)效果分析

目前X259 井區(qū)采油速度低，采出程度低，綜合含水高。

2.1 注水單向突進(jìn)引起的產(chǎn)能下降

X259 開發(fā)單元剖面非均質(zhì)性強(qiáng)，微裂縫發(fā)育，注入水沿裂縫單向突進(jìn)，導(dǎo)致單層水淹，局部能量充足；油層連通性較差，難以形成良好的驅(qū)替系統(tǒng)。

2.2 吸水不均導(dǎo)致的注水不見效

X259 開發(fā)單元由于層間矛盾突出，造成注水井層間吸水不均，多表現(xiàn)為上段不吸，導(dǎo)致部分生產(chǎn)層沒有對應(yīng)注水而不受效。X259 井區(qū)當(dāng)年共測吸水剖面5 口，吸水不均井3 口，占60%。

2.3 堵水調(diào)剖封堵高滲帶

針對X259 井區(qū)注水沿裂縫單向突進(jìn)，低滲帶井不見效，開展以水井堵水調(diào)剖，分層注水的措施解決層間矛盾，提高水驅(qū)程度。

X257-3 井組調(diào)剖后見效較明顯的是X256-3 等四口井，平均日增油1.33t。分析認(rèn)為：X257-3 井調(diào)剖后水驅(qū)明顯變好，將下層高滲帶進(jìn)行封堵，促使上層低滲帶吸水，由調(diào)剖前上層不吸變?yōu)樯蠈游?，較好的解決了層間矛盾，提高了水驅(qū)。

2.4 注水調(diào)配提高水驅(qū)效率

對X259 開發(fā)單元由于層間矛盾突出，造成注水井層間吸水不均，多表現(xiàn)為上段不吸。為改善吸水剖面，緩解層間矛盾，對該區(qū)塊部分水井實(shí)施分層注水，提高水驅(qū)效率，水驅(qū)動用程度由57.1%上升到67.4%。如XX 井層間矛盾突出，累計(jì)注水26518m3，注水強(qiáng)度主要為下層吸水，對該井實(shí)施注水調(diào)配后，層間矛盾得到明顯改變，提高了水驅(qū)動用程度，并且對應(yīng)井組的井后期生產(chǎn)穩(wěn)中有升，剖面得到良好治理。

2.5 措施增注提高水驅(qū)效率

XY 井注不進(jìn)水，實(shí)施酸化解堵后，吸水剖面得到改善，下層吸水良好，有效提高了水驅(qū)效率，提高了油藏開發(fā)水平。

2.6 油井措施解堵

X259 開發(fā)單元當(dāng)年措施2 口，日增油2.3 噸，措施得到了較好的效果。

2.7 控水穩(wěn)油提高地層能量利用率

XH 井含水持續(xù)上升由44.4%上升到59.5%，含鹽由11700 下降到11200mg/l，分析認(rèn)為該井含水上升原因是注入水推進(jìn)。對該井采取限液措施，調(diào)小生產(chǎn)參數(shù)把沖數(shù)5.5 調(diào)到3.5，含水仍得不到控制，持續(xù)上升，對該井上提泵掛，含水穩(wěn)定。

3 措施建議

3.1 X257-02 井地層堵塞，注水量達(dá)不到要求，其對應(yīng)油井產(chǎn)量下井，含水也有上升趨勢，建議下步對其進(jìn)行措施解堵，恢復(fù)期正常注水，使對應(yīng)油井能量得到補(bǔ)充，對X259 井穩(wěn)產(chǎn)起到關(guān)鍵性的作用。

3.2 為確定注水方向使地層注水能量達(dá)到平衡，油井XJ、XD 實(shí)施開井，促使注水沿其方向波及，使地層能量得到有效利用。

3.3 在油層厚度大、物性較好高壓區(qū)的低產(chǎn)、低含水油井實(shí)施儲層重復(fù)改造。

3.4 已調(diào)剖水井對應(yīng)油井CV、CB、CN 含水有上升的趨勢，XD、XC 水井調(diào)剖效果減弱，建議下步對這兩口井繼續(xù)進(jìn)行調(diào)剖堵水。

3.5 XK 井含水急劇上升，采油量下降，影響井區(qū)產(chǎn)量，建議對該井進(jìn)行地層堵水，確保其恢復(fù)正常采油。

4 結(jié)論與認(rèn)識

4.1 X259 井區(qū)開發(fā)單元注入水易沿單一方向突進(jìn)，見效的只有少數(shù)井；剖面上，與注水井連通性較好、滲透性高的小層先見效，易造成小層水淹。

4.2 長3 油藏應(yīng)持續(xù)以研究小層對比及小層油水井連通關(guān)系為主，弄清小層壓力，小層出水，小層采油量，實(shí)施油水井剖面挖潛，提高油藏開發(fā)水平。

4.3 低滲透多油層油藏應(yīng)采取分層開采方式，潛力大的油層先開采，后期逐步對可挖潛力油層進(jìn)行培養(yǎng)，確保層間接替，提高油藏開發(fā)效果。