鄂尔多斯盆地王家湾地区长2段低渗储集砂岩开发特征分析

摘 要：【目的】低渗砂岩油藏的高效开发是原油稳产增产的重要环节。为保障鄂尔多斯盆地砖窑湾地区长2段低渗储集砂岩的原油稳产增产，为同类型油藏的高效开发提供参考，须对其开发特征进行分析。【方法】采用镜下显微分析、气测孔渗和敏感性测试等分析王家湾地区长2段低渗储集砂岩的静态储层特征。通过赋存流体性质检测、水驱和相渗等试验结合动态生产数据分析低渗砂岩油藏的开发特征。【结果】王家湾地区长2段低渗储集砂岩主要发育中-细粒弱亲水-亲水型长石砂岩，粒间孔为主要储油空间。流体主要为低密度、高含蜡原油和弱酸性高矿化度Na2SO4型地层水，油藏主要为具有低自然产能、见水率高等开发特征的弹性-溶解气驱型油水混储类构造-岩性油藏。【结论】低渗储集砂岩注水开发应注意早期能量补充、动态调整注水量，并关注调剖、调驱技术的选用。

关键词：王家湾地区；低渗储集砂岩；油藏开发特征；储层特征；流体特征

中图分类号：P618.13 文献标志码：A 文章编号：1003-5168（2024）19-0095-04

DOI：10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2024.19.019

Study on the Development Characteristics of Low Permeability Sandstone Reservoirs of Chang2 Layer in Wangjiawan Area， Ordos Basin

WANG Zhikun1 WU Yufeng2

（1.Yanchang Oilfield Co.， Ltd. Xing Zichuan Oil Production Plant， Yan'an 717400，China; 2.School of Earth Science and Resources， Chang 'an University， Xi' an 710054，China）

Abstract： [Purposes] The efficient development of low-permeability sandstone reservoir is an important link for the stability and increase of crude oil production. In order to ensure the stable production and production increase of crude oil in the low-permeability Chang2 storage sandstone in Wangjiawan area， Ordos basin and provide reference for the efficient development of the same type of reservoir， it is necessary to analyze its development characteristics. [Methods] This paper using microscopic analysis， gas test permeability and sensitivity test to analyze the static reservoir characteristics of low permeability reservoir sandstone. The development characteristics of low permeability sandstone reservoirs are analyzed by means of fluid property detection， water flooding and relative permeability tests combined with dynamic production data. [Findings] The results show the low permeability reservoir sandstone of Chang 2 member in Wangjiawan area mainly develops medium-fine grained weak hydrophilic-hydrophilic feldspar sandstone， and intergranular pores are the main oil storage space. The fluid is mainly low density， high wax crude oil and weak acid and high mineral degree Na2SO4 formation water， and the reservoir is mainly elastic-dissolved gas drive oil-water mixed storage structure-lithologic reservoir with low natural capacity and high water rate. [Conclusions] The water injection development of low-permeability storage sandstone should pay attention to the early energy supplement， the dynamic adjustment of water injection and the selection of profile regulation and flooding technology.

Keywords： Wangjiawan area; low permeability sandstone reservoirs; oil reservoir development characteristics; reservoir characteristics; fluid characteristics

0 引言

在低碳化石能源（如页岩气、煤层气及致密砂岩气等）［1-2］实现高效清洁开发之前，砂岩油和煤炭等相对高碳能源资源仍是我国能源资源消费的主体［3-5］。目前，国内砂岩油藏大多数已进入开发中后期的高含水阶段［6-8］，砂岩剩余油挖潜，尤其是低渗储集砂岩剩余油的挖潜是油气稳产增产的关键［9-10］。

长期注水开发会加剧低渗储集砂岩油藏油水关系复杂程度［11-12］，进而影响砂岩剩余油分布、限制砂岩剩余油开发［13-14］，导致低效采油。注水开发的效果受储集砂岩静态储层特征（如孔隙结构、矿物组成等）与油藏动态开发特征（如流体性质、水驱特征等）的影响极大［15-16］。长2段低渗储集砂岩是鄂尔多斯盆地安塞油田王家湾地区的主力产油层段［17-18］，但一直以来由于受储集砂岩静态储层特征与油藏动态开发特征不明，注水开发效果不佳，极度限制地区原油稳产。

鄂尔多斯盆地王家湾地区长2段辫状河低渗储集砂岩（平均孔隙度15.51%，平均渗透率10.60×10-3 μm2）油藏具有浅埋深（埋深600～900 m）、中-厚层砂岩油层（油厚2.0～20.6 m）、低标定采收率（平均13.62%<20%）和高注水井利用率（平均88.65%）特征，注水开发历经17年（2006—2023年）。近期注采发现部分油藏剖面水驱动用程度不足50%、见水矛盾（见水比例超过57%）突出等问题，亟须厘清王家湾地区长2段低渗砂岩油藏储集砂岩特征与油藏开发特征，为油田调整注水开发技术方案提供依据。

1 地质背景

王家湾地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中东部偏南处［19］。研究区东接子长油田李家岔油区，西邻安塞油田镰刀湾气区，南靠杏子川坪桥油区，北近靖边油田郑石湾油区，开发面积约为35.23 km2。

截至2021年，王家湾地区有油井519口，关井155口，开井364口。日均产液量2156.86 m3，综合含水76.14%，日均净油412.86 t，平均单井产液量为6.53 m3，产油1.26 t，累计产油266.51×104 t，年采出速度为0.77%，采出程度为13.62%。注水井164口，开井149口，平均注水量2.3×104 m3/d，平均单井注水量为1.4×104 m3，累计注水量为1.82×107 m3，原始地层压力为7.95 MPa。王家湾项目区累计产液量为1 067.99×104 m3，累计注采比为0.85。油藏整体从2013年已进入高含水阶段。

2 分析方法

本研究利用岩心钻切设备在长2段全直径岩心样品上钻取直径2.5 cm、长度5～7 cm的试验样品，每块样品均制备1块长度0.5 cm的平行样品。样品钻切完成后，首先进行洗油处理，利用长度5～7 cm的样品的氦气物性数据，结合观测长度0.5 cm平行样品的显微镜下铸体薄片特征来分析长2储集砂岩的静态特征。其次将气测物性后的样品进行敏感性分析、水驱油和油水相对渗透率试验来分析储集砂岩的动态特征。赋存流体特征则利用现场钻井抽取长2段地层水及原油样品，分别进行离子分析和原油物理性质特征检测来表征。最后利用油藏生产特征来分析其开发特征。

3 储集砂岩特征

3.1 储集砂岩静态特征

王家湾地区长2低渗储集砂岩主要发育浅灰（绿）色中-细粒长石砂岩和少量含岩屑长石砂岩。多见砂纹交错层理、平行层理和槽状交错层理等典型的辫状河道沉积构造。统计镜下显微观察结果，碎屑颗粒组分以长石（占比37%～65%，平均为59.65%）为主；石英（占比22%～35%，平均为27.43%）次之；岩屑占比3%～11%（平均为5.11%），以喷发岩岩屑居多。填隙物含量为2%～5%（平均为3.03%），主要由黏土矿物（绿泥石、伊利石）、碳酸盐（方解石、铁白云石）、浊沸石、长石胶结、黄铁矿和硅质胶结组成。

王家湾地区长2低渗储集砂岩气测孔隙度主值集中在12.00%～18.00%（平均15.51%），气测渗透率主值集中在（0.70～40.00）×10-3 μm2，平均10.60×10-3μm2），整体表现中-小孔、低-超低渗储层特征。储油空间以残余粒间孔隙（平均占比8.7%）为主，其次为长石溶蚀孔隙（平均占比1.2%）。另外，铸模孔（平均占比1.1%）和粒内孔（平均占比1.0%）也是重要的储烃空间，少量发育微裂隙（平均占比0.5%）和沸石溶孔（平均占比0.4%），平均面孔率12.46%。

3.2 储集砂岩动态特征

王家湾地区长2低渗储集砂岩敏感性试验结果表明，其具有中等-弱（水敏指数0.06～0.08）水敏、弱（速敏指数0.06）速敏、强（酸敏指数0.80）酸敏、中等偏强（碱敏指数0.52～0.83）碱敏、无（盐敏指数0）盐敏和弱亲水-亲水特征（水湿指数67%～99%，平均为83%）。

王家湾地区长2低渗储集砂岩相渗试验结果表明，等渗点含水饱和度为47.7%～58.8%（平均为54.9%），束缚水饱和度为21.9%～43.2%（平均33.9%），残余油饱和度为28.1%～41.3%（平均33.2%）。水驱油试验结果表明，无水期平均驱油效率38.0%，含水95%时平均驱油效率43.7%，含水98%时平均驱油效率45.2%，最终驱油效率49.2%。

4 油藏特征

4.1 流体特征

王家湾地区长2低渗砂岩油藏压力系数为0.51～0.76 MPa/100m（平均0.65 MPa/100m）。长2段地层水为弱酸性（pH值6.5）、中-高总矿化度（等效矿化度20.25～31.30 g/L，平均24.86 g/L），以Na2SO4型为主，部分为MgCl2型。原油具有低密度（0.846 4～0.883 6 g/cm3，平均0.859 4 g/cm3）、低黏度（50℃条件下9.161～25.703 MPa·s，平均为16.057 MPa·s）、高含蜡（平均8.128 2%）的特点。

4.2 开发特征

王家湾地区长2低渗储集砂岩各井产能差异较大。长2油层单井平均日产油为1.2 t/d，其中产量最高的杏3060井日产油3.17 t/d，最小仅为0.07 t/d。单井日产油量平均为0.054 t，单井之间差异性较大，单井日产油量最高可达0.42 t，最低日产油量为0。其中，长21-1低渗砂岩油藏平面上油层主要分布在王322-8～王311-3区块和王264-1井区，有效厚度2.0～11.9m，平均油藏中部海拔430 m。长21-2低渗砂岩油藏平面上油层主要分布在王267-2～王225-1区块、王159-1～王316区块、王163井区和王144-3～王142-1区块，有效厚度2.0～20.6 m，平均油藏中部海拔415 m。长21-3低渗砂岩油藏平面上油层主要分布在王275-2～王224区块、王159-5～王196区块、王198-3井区和王326-7～王71-11区块，有效厚度2.0～19.6 m，平均油藏中部海拔390 m。

王家湾地区在注水开发初期，由于能量衰竭导致日产液下降，注水2年后日产液不断上升，后趋于稳定。目前，高产井集中分布在巴家河区和王214井区，在葫芦塔区和墩也区有零星分布。王家湾项目区油井平均含水率为69%，其中157口井含水率为60%～90%（占比47.43%），含水率>90%的有79口井（占比23.87%），73口井含水率为20%～60%（占比22.05%）。

截至2021年底，王家湾地区注水井开井164口（149口进行注水工作），37口井注水量为10～15m3/d（占比24.83%），33口井注水量为15～20 m3/d（占比22.15%），27口井注水量为20～25 m3/d（占比18.12%）。24口井注水强度小于1 m3/m·d，106口井注水强度大于2 m3/m·d井。针对注水强度小于1 m3/m·d井需提高配注量以提高产液量，针对大于2 m3/m·d的井建议下调配注或者提高射开程度以减缓油井含水率上升。

5 结论

①王家地区长2低渗储集砂岩主要发育浅灰（绿）色中-细粒长石砂岩。长2低渗储集砂岩束缚水饱和度高、水驱采收率高，储油空间以残余粒间孔隙为主，具有中等-弱水敏、弱速敏、强酸敏、中等偏强碱敏、盐敏和弱亲水-亲水特征。

②王家地区长2低渗储集砂岩赋存流体主要为低密度、高含蜡原油以及弱酸性高矿化度Na2SO4型地层水和具有低自然产能、见水率高等特征的弹性-溶解气驱型油水混储类构造-岩性油藏。低渗储集砂岩注水开发应注意早期能量补充、动态调整注水强度，并关注调剖、调驱技术的选用。

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