姬塬油田D228长8油藏开发特征及稳产对策

纪耸峰(中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏 银川 750000)

1 油藏概况

1.1 地质概况

D228长8油藏属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡，2011年以菱形反九点井网注水开发，属于低孔、特低渗岩性油藏[1]。开发层系长821层，井排距为450×150 m，有效厚度15.5 m，含油面积26.64 km2，地质储量1289.8×104t，技术可采193.5×104t。

1.2 沉积特征

D228长8油藏为三角洲前缘沉积体系，以水下分流河道微相为主；测井曲线多为箱型，顺物源方向，砂体连续性较好。

1.3 储层特征

储层物性较差，平面上分布不均，平均孔隙度12.4%，渗透率1.5 mD，有效厚度15.5 m，原始水饱52.4%。储层平均渗透率级差21.4，突进系数2.7，变异系数1.9，储层的层内以及平面非均质性强；夹层主要发育在油藏中部。

1.4 裂缝分布

资料显示，姬塬油田长8油藏裂缝较发育，裂缝方向一般为北向东50～65°。对D228试井资料分析，50%以上油井和75%注水井监测到裂缝，裂缝半长分别为100 m和193 m，从动态反映分析主向裂缝特征明显。

1.5 开发历程

D228长8油藏于2010年勘探开发，2011—2013年规模建产，目前含水74.0%，地质采出程度3.3%，可采采出程度21.8%，油藏处于高含水开发前期阶段。

2 开发特征

2.1 开发现状

截至2019年12月，油井开井103口，日产液330 t，日产油82 t，综合含水75.2%，地质储量采出程度3.34%，采油速度0.23%，注水井开井36口，日注水量888 m3，月注采比2.37，累积注采比1.46。历年对比，两项递减及含水上升率均较大，目前自然递减15.9%，含水上升率2.4。

2.2 压力变化特征

2014年以来整体压力保持水平由76.5%降至63.9%，平面上中部较高，低压区范围逐渐扩大；注采比增大、流压下降，驱替系统建立缓慢。主侧向对比，压力“剪刀差”逐渐增大，主向井裂缝型见水后压力上升快；以池218-241井组为例，主侧向压力差在3.9～5.3 MPa，生产动态与压力呈明显正相关性。

(1)高压欠注矛盾加剧是导致低压区扩大的主要原因之一。近年来，油藏欠注井增多、欠注量增大，平面欠注范围扩大，高压欠注矛盾加剧，动态反映出油井液量下降较多。

(2)局部注采连通性差导致油井受效程度低。注采连通性差表现为：一是注水井上段(长821-1、长821-2)未动用；二是虽然动用但上段不吸水，动态上对应油井产量低，压力保持水平低。注采连通性差井组如图1所示。

图1 注采连通性差井组剖面图

(3)储层非均质性强是压力平面分布不均的主要原因。平面上压力分布与物性特征相关性明显，由油藏中部向边部逐渐变差；物性差区域表现为高注采比、低压力保持水平特征。

2.3 见效特征

油藏见效井82口，见效比例71.3%，平均见效周期16个月。

(1)增产型：25口，占比21.7%，平均单井产量增幅59.7%；

(2)稳定型：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、二类见效井主要分布在油藏中部，相对集中；三类见效井主要分布在井网主向以及北部砂体变薄区域。油藏中部见效周期相对稳定在10～20个月，井网侧向见效周期较长；油藏边部周期短。

2.4 见水特征

目前见水井88口，见水比例76.5%，平均见水周期25个月。

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

(2)缓慢型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%。

油藏中部以缓慢见水为主，见水周期在24～36个月，局部周期在40个月以上；井网主向井多呈裂缝快速见水，见水周期12个月；投产高含水型主要位于油藏边部，原始水饱高。

主控因素如下所述：

(1)裂缝发育、储层非均质性强是含水快速上升的主要原因。岩心资料、试井解释等分析，油藏裂缝较发育，动态反映上裂缝方向以沿主应力方向为主，导致油藏中部主向井见水快。

油藏北部平面非均质性强，物性好区域注水易单向突进，油井初期见水快，物性差的区域见水慢，甚至未见水。

(2)局部采液强度偏大也是初期含水上升快的主要原因。结合工程论证和开发实践的方法，确定合理采液强度0.35～0.39。初期受局部采液强度大影响，含水上升速度快。

(3)剖面水驱状况变差是后期含水仍逐渐上升的原因。随着开发时间延长，水驱状况变差，受物性、夹层、重力作用影响，吸水段下移特征明显，对应油井含水逐渐上升。

2.5 产能变化特征

与同类油藏对比，D228初期单井产能低、递减大、递减期长；对比物性差距较大，统计D228初期产能与储层物性呈正相关性。

2.6 水驱特征及剩余油分布

2014年以来，水驱控制程度稳定91%以上，水驱动用程度82.0%降至75.0%，整体呈下降趋势；存水率趋于稳定，但水驱指数明显上升，驱油效率降低。甲型水驱特征曲线虽然趋势略变平缓，但整体水驱状况较差，预测最终采收率仅11%，低于标定采收率(15%)。含水与采出程度关系整体向左偏移，与同类油藏对比，初期含水上升快，后期趋势相似。平面上剩余油在油藏中部相对集中连片，受控于储层非均质性强，主向裂缝水淹后，侧向水驱程度弱或未水驱，累计采出程度低。剖面上受控于物性及吸水段下移，且从剩余油测试成果分析主要在油层顶部。

3 稳产对策

针对油藏存在的主要问题，重点从精细单砂体刻画、注采调整、剩余油挖潜、长停井治理等四方面开展工作，夯实油藏稳产基础，改善开发效果。

3.1 精细单砂体刻画，完善注采对应

对主力层长821层进行单砂体刻画，分为4个单砂层，对单砂体注采对应重新认识。对于夹层发育、单砂体注采对应性差井，建议实施层内补孔，完善注采对应关系，优先对水井实施扩大注水波及体积；对油井开展补孔试验，提高单井产能。

3.2 精细注采调整，改善水驱开发效果

3.2.1 开展周期注水试验

针对低产区油井长期注水不受效的问题，借鉴同类油藏实施效果，下一步在北部选10井组实施周期注水，扩大水驱波及体积。注水方式：脉冲式注入，半周期3 d，调整幅度5 m3。

3.2.2 开展层内分注，提高水驱动用程度

历年来对于吸水剖面变差井，以暂堵调剖措施为主，但效果逐渐变差，尤其对于非均质性强的井，无明显效果。针对油藏近年来剖面吸水变差的形势，改变治理思路，对于受沉积韵律、物性影响较大井，建议开展层内分注；对于新增吸水变差井，优先开展暂堵调剖，计划实施8口。

3.2.3 扩大PEG调剖规模

2020年以来逐步实施7口，注入端水驱状况得到改善，采出端见效比例23%，单井日增油0.24 t，月度递减1.9%降至0.5% ，降递减效果逐步显现。 对比PEG效果，未实施的井组递减持续较大，含水缓慢上升，下一步将扩大实施规模，改善水驱效果，计划实施7口。

3.2.4 欠注井治理

历年高压欠注井主要是注采出水井，注水压力上升速度达到了1.1 MPa/a，目前注水强度1.26 m3/(m·d)，低于合理理论注水强度，主要因注采出水井欠注影响。下一步治理方式：一是对8口高压欠注井优化措施方式，延长有效期；二是建议对油藏中部注采出水井整体改注清水，从源头解决欠注。

3.3 开展局部井网调整试验

针对油藏中部裂缝型见水区域采出程度低、剩余油动用难度大的问题，为提升低速低效区域开发水平，提高采油速度和采收率，开展井网调整试验，侧向部署加密井。

3.4 强化长停井治理

通过长停井潜力分析，建议对有潜力层，结合剩余油分布实施侧钻更新、隔采复产；对原层无潜力，结合区域长7、延9层等试采情况，查层补孔寻找接替产能；对无潜力层，但井网、层系可以利用的井，实施转注。注水井长停井具备措施复注潜力3口。

4 结语

(1) D228油藏非均质性强、裂缝发育，主侧向的地层压力、产量和含水变化差异明显，整体开发效果差。

(2) 油藏核心矛盾是驱替系统建立缓慢，能量保持水平低，需在单砂体刻画基础上进一步完善注采对应，精细注采调整。

(3) 吸水段下移是剖面水驱变差的主要特征，需细分注水、加大PEG调剖等新工艺的评价试验，提高注水波及体积。

(4)目前井网条件下，油藏低采出、低采油速度，局部剩余油集中连片，具备井网调整潜力。