X259井区开发效果分析

时间：2024-05-19

岳婷韦鹏王钧科

（长庆油田第二采油厂，甘肃庆城 745100）

1 基本概况

1.1 构造及沉积特征

X259 区区域构造位于陕北斜坡南部，局部构造为西倾单斜，坡度不足1°，斜坡上发育轴向北东～南西向鼻隆构造，长3 油藏受构造和岩相变化双重因素共同控制。

区域研究表明，X259 区长3 属三角洲前缘水下分流河道和河口坝沉积，地层厚度约40m～50m，底部为滨湖相泥岩，中上部水下分流河道和河口坝沉积，砂岩厚度大（15m～35m），砂体展布近南北向，由于河口坝的分流作用，砂体自北向南由窄变宽，并形成多个朵状砂体，沉积物以泥岩为主，只有3m～5m 的致密砂岩，含油性变差，形成长3 油藏上倾方向的岩性遮挡。长3 以水下分流河道沉积的细砂岩为主要储集层，砂岩分布范围广，自北东向西南延伸，砂体形态总体呈朵状，局部呈条带状，砂体宽8km～10km 纵向上，长3 一般由4～6 期单砂体构成，单砂体间有泥岩隔层，单砂体厚5m～8m，叠加厚度15m～30m。

1.2 储层特征

X259 区长3 油藏平均孔隙度9.72%，平均渗透率为1.56mD，储层物性差，为特低渗透储层。岩性为浅灰色、灰绿色长石细纱岩。砂岩粒度以细粒、粉～细粒为主；磨圆度为棱状-次棱角状；分选较好；接触关系支架-镶嵌状为主；胶结类型以孔隙为主。长3 储层为细粒岩屑质长石砂岩，陆源碎屑含量83.6%，其中石英含量39.8%，长石含量32.3%，岩屑含量11.3%，主要为变质岩屑和云母类。填隙物成分较混杂，以方解石、云母（包括铁方解石）为主，方解石含量达到8.2%，云母含量达到5.7%。敏感性矿物主要有绿泥石（含量79.23%），其次为伊利石（14.96）和伊/蒙间层（5.8%），为中～弱水敏、中等～弱速敏、无-弱酸敏、无-弱盐敏。X259 区长3 油藏原始地层压力为12.91MPa。地层水矿化度44.22g/l，水型CaCl2型，pH 值为7.4。

2 开发效果分析

目前X259 井区采油速度低，采出程度低，综合含水高。

2.1 注水单向突进引起的产能下降

X259 开发单元剖面非均质性强，微裂缝发育，注入水沿裂缝单向突进，导致单层水淹，局部能量充足；油层连通性较差，难以形成良好的驱替系统。

2.2 吸水不均导致的注水不见效

X259 开发单元由于层间矛盾突出，造成注水井层间吸水不均，多表现为上段不吸，导致部分生产层没有对应注水而不受效。X259 井区当年共测吸水剖面5 口，吸水不均井3 口，占60%。

2.3 堵水调剖封堵高渗带

针对X259 井区注水沿裂缝单向突进，低渗带井不见效，开展以水井堵水调剖，分层注水的措施解决层间矛盾，提高水驱程度。

X257-3 井组调剖后见效较明显的是X256-3 等四口井，平均日增油1.33t。分析认为：X257-3 井调剖后水驱明显变好，将下层高渗带进行封堵，促使上层低渗带吸水，由调剖前上层不吸变为上层吸水，较好的解决了层间矛盾，提高了水驱。

2.4 注水调配提高水驱效率

对X259 开发单元由于层间矛盾突出，造成注水井层间吸水不均，多表现为上段不吸。为改善吸水剖面，缓解层间矛盾，对该区块部分水井实施分层注水，提高水驱效率，水驱动用程度由57.1%上升到67.4%。如XX 井层间矛盾突出，累计注水26518m3，注水强度主要为下层吸水，对该井实施注水调配后，层间矛盾得到明显改变，提高了水驱动用程度，并且对应井组的井后期生产稳中有升，剖面得到良好治理。

2.5 措施增注提高水驱效率

XY 井注不进水，实施酸化解堵后，吸水剖面得到改善，下层吸水良好，有效提高了水驱效率，提高了油藏开发水平。

2.6 油井措施解堵

X259 开发单元当年措施2 口，日增油2.3 吨，措施得到了较好的效果。

2.7 控水稳油提高地层能量利用率

XH 井含水持续上升由44.4%上升到59.5%，含盐由11700 下降到11200mg/l，分析认为该井含水上升原因是注入水推进。对该井采取限液措施，调小生产参数把冲数5.5 调到3.5，含水仍得不到控制，持续上升，对该井上提泵挂，含水稳定。