馬偉 南婷婷 譚虹 袁帥

延長油田股份有限公司 志丹采油廠 陜西 延安 717600

志丹油田位于陜西省志丹縣雙河鎮(zhèn)，屬典型的低滲透油田[1]，S區(qū)長2油藏早于2000年投入開發(fā)，到2019年后進(jìn)入規(guī)模開發(fā)階段，但與相鄰已開發(fā)區(qū)域相比，開發(fā)效果差，生產(chǎn)井投產(chǎn)后初產(chǎn)較好，但油層天然能量不足，采油速度慢、產(chǎn)量降低明顯，關(guān)停井增多，平面上有采無注和單向受益油井多，縱向上層間、層內(nèi)矛盾突出，長2油藏水驅(qū)控制面積和水驅(qū)動用程度低。針對S區(qū)長2油藏[2]在開發(fā)中存在的主要問題，本次主要主要研究思路為對S區(qū)長2油藏沉積微相[3]等地質(zhì)特征再認(rèn)識，分析剩余油分布特征，完善注采井網(wǎng)，在地層能量恢復(fù)區(qū)域?qū)Φ彤a(chǎn)低效井措施改造，遏制主力油層快速水淹，提高單井產(chǎn)量，采出程度及最終采收率[4]。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)為東翼寬緩，西翼陡窄的不對稱大向斜。根據(jù)盆地現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)、基底性質(zhì)及構(gòu)造特征，共劃分為六大構(gòu)造單元。S區(qū)位于陜北斜坡南部，現(xiàn)今區(qū)域構(gòu)造為一平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°內(nèi)部構(gòu)造簡單，局部發(fā)育差異壓實(shí)形成的鼻狀構(gòu)造。S區(qū)主力油層段為延長組長21、長22、長23以三角洲平原沉積為主。

2 長2 油層沉積體系與沉積微相研究

2.1 單井相分析及連井沉積相對比

水下分流河道微相中，順物源方向剖面上砂體連成條帶狀，在垂直物源方向剖面上呈上平下凸的透鏡狀；水下分流間灣微相中，在順著物源方向呈不對稱上凸下平的透鏡狀，且近物源端陡、遠(yuǎn)物源端緩，在垂直物源方向上一般呈上凸下平對稱的透鏡狀（圖1—2）。

圖1 長2油層組垂直物源沉積微相剖面圖

圖2 長2油層組順物源沉積微相剖面

2.2 沉積微相及砂體展布規(guī)律

長22沉積時期，S區(qū)長2生產(chǎn)位置在區(qū)塊的東北部六號站的位置，也是本次長2油層沉積相研究重點(diǎn)，長22時期，沉積微相主要有分流河道，天然堤和漫灘沼澤相，該區(qū)塊呈現(xiàn)3條河道，呈現(xiàn)北東南西向，在S區(qū)交匯，見圖3。

圖3 長22砂體沉積微相平面圖

長21-3沉積時期，長21-3時期，沉積微相主要有分流河道，天然堤和漫灘沼澤相，該區(qū)塊同樣呈現(xiàn)3條河道，呈現(xiàn)北東南西向，主要以西邊河道為主。成為六號站區(qū)塊砂體主要來源，見圖4。

圖4 長21-3砂體沉積微相平面圖

3 儲層特征研究

3.1 儲層物性及滲流特征

總體上，長2層總體物性表現(xiàn)為孔隙度主要分布在8%～12%之間；滲透率主要分布在（2.0～12）×10-3μm2，從物性統(tǒng)計分析結(jié)果來看，S區(qū)含油儲層孔隙度、滲透率均較低，綜合來看S區(qū)長2油藏的儲層屬低孔隙度、特低滲透率儲層。

3.2 儲層非均質(zhì)性

對S區(qū)長2各小層非均質(zhì)參數(shù)的計算分析見表1，通過結(jié)果看出，S區(qū)從變進(jìn)系數(shù)、級差值和突進(jìn)系數(shù)（非均質(zhì)系數(shù)）來看長22小層值最大，說明其層內(nèi)非均質(zhì)性最強(qiáng)，其次為長21-3和長23油層段。

表1 長2不同油層組、段砂體滲透率的變化

通過大量砂地比值統(tǒng)計和油層亞組平面上滲透率變化表明，長2油層亞組存在層間和平面非均質(zhì)性。

4 剩余油評價與開發(fā)調(diào)整研究[5]

4.1 剩余油平面分布

S區(qū)長21-3油藏剩余油分布較廣，全區(qū)都有分布；但結(jié)合歷史產(chǎn)出和生產(chǎn)現(xiàn)狀分析；長21-3油藏剩余油分布相對集中，位于S區(qū)南部，六號站與甄家峁交匯區(qū)域，剩余油潛力較大。

S區(qū)長22油藏剩余油分布較廣，全區(qū)都有分布；但結(jié)合歷史產(chǎn)出和生產(chǎn)現(xiàn)狀分析；長22油藏剩余油分布相對集中，位于S區(qū)北部，中部剩余油與長21-3油藏交匯合采，剩余油潛力較大。

4.2 儲量動用潛力

統(tǒng)計分析S區(qū)長2油層組累計產(chǎn)油量，目前的采出程度，小層長21-3采出程度僅為3.62%，長22采出程度為8.52%，后期長2油藏各小層開發(fā)潛力巨大，長2油藏圈定含油面積內(nèi)注采井網(wǎng)基本已經(jīng)完善，下一步以提高注采對應(yīng)，實(shí)施精細(xì)注水方案為主，見表2。

表2 S區(qū)長2S區(qū)各小層儲量動用統(tǒng)計表

4.3 調(diào)整方案設(shè)計

應(yīng)用油藏精細(xì)地質(zhì)研究成果，以單井組和油藏為基本單元，逐步完善井網(wǎng)、確定主要開發(fā)層位，優(yōu)化油水井注采參數(shù)，從地質(zhì)工程，油藏工程等方面綜合考慮，通過區(qū)塊綜合治理措施，大幅度降低低產(chǎn)低效井比例，提高單井產(chǎn)量，采出程度及最終采收率。

4.4 產(chǎn)建部署及油水井措施

部署新井，S區(qū)長2計劃部署5口新井，部署注水井2口，投產(chǎn)長21-3長22油層，排液后擇機(jī)轉(zhuǎn)注；部署采油井3口，1口投產(chǎn)長21-3油層，2口投產(chǎn)長22油層；采油轉(zhuǎn)注，S區(qū)長2計劃轉(zhuǎn)注3口采油井，全部轉(zhuǎn)注長21-3長22油層，計劃2023年轉(zhuǎn)注完成。

采油井措施：采油井補(bǔ)孔改造，計劃對15口井進(jìn)行補(bǔ)孔改造，提高長2油藏的水驅(qū)動用程度，增加單井產(chǎn)能；采油井原層復(fù)壓，計劃對7口井進(jìn)行原段復(fù)壓引效，查看地層能量恢復(fù)情況，增加單井產(chǎn)能。

注水井措施：注水井補(bǔ)孔，在水驅(qū)范圍內(nèi)，根據(jù)砂體對應(yīng)關(guān)系，注采對應(yīng)關(guān)系及生產(chǎn)情況，計劃對15口注水井進(jìn)行補(bǔ)孔措施；注水井原層復(fù)壓，針對現(xiàn)有高壓注水井，進(jìn)行活性水原段壓裂增注，增加油層吸水能力。

5 結(jié)束語

1）儲層受水下平原三角洲相沉積環(huán)境影響，水下分流河道和分流間灣沉積微相控制了油區(qū)的砂體展布，同時控制油氣聚集和儲層巖性、物性、含油性及非均質(zhì)性特征。

2）依據(jù)各種測試資料，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)單分析結(jié)果，表明平面上有采無注和單向受益油井多，縱向上層間、層內(nèi)矛盾突出，長2油藏水驅(qū)控制面積和水驅(qū)動用程度低。