紀(jì)聳峰(中國石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750000)

1 油藏概況

1.1 地質(zhì)概況

D228長(zhǎng)8油藏屬于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡，2011年以菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開發(fā)，屬于低孔、特低滲巖性油藏[1]。開發(fā)層系長(zhǎng)821層，井排距為450×150 m，有效厚度15.5 m，含油面積26.64 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1289.8×104t，技術(shù)可采193.5×104t。

1.2 沉積特征

D228長(zhǎng)8油藏為三角洲前緣沉積體系，以水下分流河道微相為主；測(cè)井曲線多為箱型，順物源方向，砂體連續(xù)性較好。

1.3 儲(chǔ)層特征

儲(chǔ)層物性較差，平面上分布不均，平均孔隙度12.4%，滲透率1.5 mD，有效厚度15.5 m，原始水飽52.4%。儲(chǔ)層平均滲透率級(jí)差21.4，突進(jìn)系數(shù)2.7，變異系數(shù)1.9，儲(chǔ)層的層內(nèi)以及平面非均質(zhì)性強(qiáng)；夾層主要發(fā)育在油藏中部。

1.4 裂縫分布

資料顯示，姬塬油田長(zhǎng)8油藏裂縫較發(fā)育，裂縫方向一般為北向東50～65°。對(duì)D228試井資料分析，50%以上油井和75%注水井監(jiān)測(cè)到裂縫，裂縫半長(zhǎng)分別為100 m和193 m，從動(dòng)態(tài)反映分析主向裂縫特征明顯。

1.5 開發(fā)歷程

D228長(zhǎng)8油藏于2010年勘探開發(fā)，2011—2013年規(guī)模建產(chǎn)，目前含水74.0%，地質(zhì)采出程度3.3%，可采采出程度21.8%，油藏處于高含水開發(fā)前期階段。

2 開發(fā)特征

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

截至2019年12月，油井開井103口，日產(chǎn)液330 t，日產(chǎn)油82 t，綜合含水75.2%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度3.34%，采油速度0.23%，注水井開井36口，日注水量888 m3，月注采比2.37，累積注采比1.46。歷年對(duì)比，兩項(xiàng)遞減及含水上升率均較大，目前自然遞減15.9%，含水上升率2.4。

2.2 壓力變化特征

2014年以來整體壓力保持水平由76.5%降至63.9%，平面上中部較高，低壓區(qū)范圍逐漸擴(kuò)大；注采比增大、流壓下降，驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢。主側(cè)向?qū)Ρ?，壓力“剪刀差”逐漸增大，主向井裂縫型見水后壓力上升快；以池218-241井組為例，主側(cè)向壓力差在3.9～5.3 MPa，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與壓力呈明顯正相關(guān)性。

(1)高壓欠注矛盾加劇是導(dǎo)致低壓區(qū)擴(kuò)大的主要原因之一。近年來，油藏欠注井增多、欠注量增大，平面欠注范圍擴(kuò)大，高壓欠注矛盾加劇，動(dòng)態(tài)反映出油井液量下降較多。

(2)局部注采連通性差導(dǎo)致油井受效程度低。注采連通性差表現(xiàn)為：一是注水井上段(長(zhǎng)821-1、長(zhǎng)821-2)未動(dòng)用；二是雖然動(dòng)用但上段不吸水，動(dòng)態(tài)上對(duì)應(yīng)油井產(chǎn)量低，壓力保持水平低。注采連通性差井組如圖1所示。

圖1 注采連通性差井組剖面圖

(3)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)是壓力平面分布不均的主要原因。平面上壓力分布與物性特征相關(guān)性明顯，由油藏中部向邊部逐漸變差；物性差區(qū)域表現(xiàn)為高注采比、低壓力保持水平特征。

2.3 見效特征

油藏見效井82口，見效比例71.3%，平均見效周期16個(gè)月。

(1)增產(chǎn)型：25口，占比21.7%，平均單井產(chǎn)量增幅59.7%；

(2)穩(wěn)定型：27口，占比23.5%；

(3)含水上升型：30口，占比26.1%，平均含水上升幅度39.1%。

一、二類見效井主要分布在油藏中部，相對(duì)集中；三類見效井主要分布在井網(wǎng)主向以及北部砂體變薄區(qū)域。油藏中部見效周期相對(duì)穩(wěn)定在10～20個(gè)月，井網(wǎng)側(cè)向見效周期較長(zhǎng)；油藏邊部周期短。

2.4 見水特征

目前見水井88口，見水比例76.5%，平均見水周期25個(gè)月。

(1)快速上升型31口，占比27.0%，平均含水上升幅度40.3%，目前已轉(zhuǎn)注5口；

(2)緩慢型41口，占比35.7%，平均含水上升幅度19.9%；(3)高含水型16口，占比13.9%。

油藏中部以緩慢見水為主，見水周期在24～36個(gè)月，局部周期在40個(gè)月以上；井網(wǎng)主向井多呈裂縫快速見水，見水周期12個(gè)月；投產(chǎn)高含水型主要位于油藏邊部，原始水飽高。

主控因素如下所述：

(1)裂縫發(fā)育、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)是含水快速上升的主要原因。巖心資料、試井解釋等分析，油藏裂縫較發(fā)育，動(dòng)態(tài)反映上裂縫方向以沿主應(yīng)力方向?yàn)橹?，?dǎo)致油藏中部主向井見水快。

油藏北部平面非均質(zhì)性強(qiáng)，物性好區(qū)域注水易單向突進(jìn)，油井初期見水快，物性差的區(qū)域見水慢，甚至未見水。

(2)局部采液強(qiáng)度偏大也是初期含水上升快的主要原因。結(jié)合工程論證和開發(fā)實(shí)踐的方法，確定合理采液強(qiáng)度0.35～0.39。初期受局部采液強(qiáng)度大影響，含水上升速度快。

(3)剖面水驅(qū)狀況變差是后期含水仍逐漸上升的原因。隨著開發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，水驅(qū)狀況變差，受物性、夾層、重力作用影響，吸水段下移特征明顯，對(duì)應(yīng)油井含水逐漸上升。

2.5 產(chǎn)能變化特征

與同類油藏對(duì)比，D228初期單井產(chǎn)能低、遞減大、遞減期長(zhǎng)；對(duì)比物性差距較大，統(tǒng)計(jì)D228初期產(chǎn)能與儲(chǔ)層物性呈正相關(guān)性。

2.6 水驅(qū)特征及剩余油分布

2014年以來，水驅(qū)控制程度穩(wěn)定91%以上，水驅(qū)動(dòng)用程度82.0%降至75.0%，整體呈下降趨勢(shì)；存水率趨于穩(wěn)定，但水驅(qū)指數(shù)明顯上升，驅(qū)油效率降低。甲型水驅(qū)特征曲線雖然趨勢(shì)略變平緩，但整體水驅(qū)狀況較差，預(yù)測(cè)最終采收率僅11%，低于標(biāo)定采收率(15%)。含水與采出程度關(guān)系整體向左偏移，與同類油藏對(duì)比，初期含水上升快，后期趨勢(shì)相似。平面上剩余油在油藏中部相對(duì)集中連片，受控于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，主向裂縫水淹后，側(cè)向水驅(qū)程度弱或未水驅(qū)，累計(jì)采出程度低。剖面上受控于物性及吸水段下移，且從剩余油測(cè)試成果分析主要在油層頂部。

3 穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策

針對(duì)油藏存在的主要問題，重點(diǎn)從精細(xì)單砂體刻畫、注采調(diào)整、剩余油挖潛、長(zhǎng)停井治理等四方面開展工作，夯實(shí)油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，改善開發(fā)效果。

3.1 精細(xì)單砂體刻畫，完善注采對(duì)應(yīng)

對(duì)主力層長(zhǎng)821層進(jìn)行單砂體刻畫，分為4個(gè)單砂層，對(duì)單砂體注采對(duì)應(yīng)重新認(rèn)識(shí)。對(duì)于夾層發(fā)育、單砂體注采對(duì)應(yīng)性差井，建議實(shí)施層內(nèi)補(bǔ)孔，完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，優(yōu)先對(duì)水井實(shí)施擴(kuò)大注水波及體積；對(duì)油井開展補(bǔ)孔試驗(yàn)，提高單井產(chǎn)能。

3.2 精細(xì)注采調(diào)整，改善水驅(qū)開發(fā)效果

3.2.1 開展周期注水試驗(yàn)

針對(duì)低產(chǎn)區(qū)油井長(zhǎng)期注水不受效的問題，借鑒同類油藏實(shí)施效果，下一步在北部選10井組實(shí)施周期注水，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。注水方式：脈沖式注入，半周期3 d，調(diào)整幅度5 m3。

3.2.2 開展層內(nèi)分注，提高水驅(qū)動(dòng)用程度

歷年來對(duì)于吸水剖面變差井，以暫堵調(diào)剖措施為主，但效果逐漸變差，尤其對(duì)于非均質(zhì)性強(qiáng)的井，無明顯效果。針對(duì)油藏近年來剖面吸水變差的形勢(shì)，改變治理思路，對(duì)于受沉積韻律、物性影響較大井，建議開展層內(nèi)分注；對(duì)于新增吸水變差井，優(yōu)先開展暫堵調(diào)剖，計(jì)劃實(shí)施8口。

3.2.3 擴(kuò)大PEG調(diào)剖規(guī)模

2020年以來逐步實(shí)施7口，注入端水驅(qū)狀況得到改善，采出端見效比例23%，單井日增油0.24 t，月度遞減1.9%降至0.5% ，降遞減效果逐步顯現(xiàn)。 對(duì)比PEG效果，未實(shí)施的井組遞減持續(xù)較大，含水緩慢上升，下一步將擴(kuò)大實(shí)施規(guī)模，改善水驅(qū)效果，計(jì)劃實(shí)施7口。

3.2.4 欠注井治理

歷年高壓欠注井主要是注采出水井，注水壓力上升速度達(dá)到了1.1 MPa/a，目前注水強(qiáng)度1.26 m3/(m·d)，低于合理理論注水強(qiáng)度，主要因注采出水井欠注影響。下一步治理方式：一是對(duì)8口高壓欠注井優(yōu)化措施方式，延長(zhǎng)有效期；二是建議對(duì)油藏中部注采出水井整體改注清水，從源頭解決欠注。

3.3 開展局部井網(wǎng)調(diào)整試驗(yàn)

針對(duì)油藏中部裂縫型見水區(qū)域采出程度低、剩余油動(dòng)用難度大的問題，為提升低速低效區(qū)域開發(fā)水平，提高采油速度和采收率，開展井網(wǎng)調(diào)整試驗(yàn)，側(cè)向部署加密井。

3.4 強(qiáng)化長(zhǎng)停井治理

通過長(zhǎng)停井潛力分析，建議對(duì)有潛力層，結(jié)合剩余油分布實(shí)施側(cè)鉆更新、隔采復(fù)產(chǎn)；對(duì)原層無潛力，結(jié)合區(qū)域長(zhǎng)7、延9層等試采情況，查層補(bǔ)孔尋找接替產(chǎn)能；對(duì)無潛力層，但井網(wǎng)、層系可以利用的井，實(shí)施轉(zhuǎn)注。注水井長(zhǎng)停井具備措施復(fù)注潛力3口。

4 結(jié)語

(1) D228油藏非均質(zhì)性強(qiáng)、裂縫發(fā)育，主側(cè)向的地層壓力、產(chǎn)量和含水變化差異明顯，整體開發(fā)效果差。

(2) 油藏核心矛盾是驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢，能量保持水平低，需在單砂體刻畫基礎(chǔ)上進(jìn)一步完善注采對(duì)應(yīng)，精細(xì)注采調(diào)整。

(3) 吸水段下移是剖面水驅(qū)變差的主要特征，需細(xì)分注水、加大PEG調(diào)剖等新工藝的評(píng)價(jià)試驗(yàn)，提高注水波及體積。

(4)目前井網(wǎng)條件下，油藏低采出、低采油速度，局部剩余油集中連片，具備井網(wǎng)調(diào)整潛力。