达尔其低幅度小断块油藏水驱开发技术研究

达尔其低幅度小断块油藏水驱开发技术研究

伍文婷 中原油田内蒙采油厂科研技术中心 河南濮阳， 457001

摘 要：达尔其油藏位于二连盆地川井坳陷北部白音查干凹陷南部斜坡带，受构造控制，油层呈层状分布，具多套油水系统。针对油藏独立分布，连片程度差、剩余油分布不同类型特征，通过注水开发方式对策研究与应用，油藏稳产增油开发效果得到进一步提升，为同类油藏的开发具有较好的指导意义。

关键词：达尔其油藏 注水开发 对策研究 效果评价

1 油藏概况

达尔其油藏位于二连盆地川井坳陷北部白音查干凹陷南部斜坡带，含油面积9.59km²，地质储量700.06×10⁴t，可采储量51.75×10⁴t，标定采收率7.39%，孔隙度13.1%-30.7%，渗透率9.1-195.6mD。含油气层系为都红木组和腾格尔组，油藏埋深400-1700m，为常压中孔中渗低幅度小断块边水油藏。

2 油藏特征

达尔其油田各断块区油层分布主要受构造控制，油层呈层状分布，具多套油水系统。油层沿各个小块的控油断层聚集在各个块的构造高部位，在构造高部位油层发育厚度大，向构造低部位油层厚度逐渐减薄，并过渡到水区。在平面上呈长条的柳叶状或不规则的纺缍状形态。沉积相类型为辫状河三角洲前缘亚相沉积，沉积微相主要发育：水下分流河道、前缘砂、远砂、泥坪及水下分流河道间五种微相。油藏类型均属断块层状油藏，具有多套油水关系。油藏平面不连片，纵向不叠加，层系各自独立成藏。油藏立体成藏，都红木组、腾上段、腾下段三套层系独立分布，连片程度差。

3 储层特征

从岩芯分析化验资料看，达尔其油田储层孔隙度分布区间主要分布范围在10％～25％，平均14.6%。油层孔隙度最小为15.3%，孔隙度小于15.3%储层基本上都是干层。储层渗透率主要分布范围在0.1～20mD，平均43.8mD。渗透率小于1.4mD的储层基本上都是干层。储层岩性主要为长石质岩屑砂岩、不等粒砂岩，少量含砾。

对部分地层相对较全的井进行了层间非均质性统计，渗透率变异系数小于0.5的井占统计井的65.2%，变异系数在0.5-0.7的井占统计井的15.9%，渗透率级差在2.1-68.8之间，渗透率突进系数在1.5-4.37之间，总体上层间非均质性较弱，属于均匀－较均匀型。

4 油藏剩余油展布特征

通过剩余油定性研究和数值模拟，达尔其油藏剩余油分布总体上可分为四种类型，断层遮挡型、层间干扰型剩余油、井网不完善型和其他类型。其中井网不完善型占总剩余可采储量的40.9%，其次是层间干扰型和断层遮挡型，分别占比25%和19%，其他类型剩余油占总剩余可采储量的15%。

5 开发技术研究

5.1 注水开发技术对策研究

5.1.1 注水方式

油藏数值模拟表明：耦合注水方式累产油高，含水率低，效果较好。针对偏亲油的腾上砂组，达33块优选少量井组，实施包括耦合注水在内的多种变强度注水试验。

5.1.2 采液强度

综合数值模拟和矿产实践研究结果，得出以下结论：采液强度在0.8-1.4m³/d.m时，日产油量较高，且稳产时间长，生产效果较好（图1）。

图1 模拟不同采液强度及注采比下的采出程度曲线图

5.1.3 注采比

综合数值模拟和矿产实践研究结果，得出以下结论：随着注采比加大、动液面无对应上升，注入水发生外溢。注采比0.8-1.0时，采收率最大（图1）。

5.1.4 注采井距

达尔其油藏目前井距平均302m，数值模拟结果是井距150m时累积产油量最大、含水率最低，合理井距是100-150m。

5.2 剩余油挖潜技术研究

在构造、储层、剩余油分布规律研究的基础上，通过精细的大概维地震解释、剖面加密加长，断点重新组合，在达尔其西达34断块区近洼顺向断裂成藏带达65井腾下段6砂组油藏部署1井次（达65），进一步扩大该区含油层系及含油范围，新增含油面积0.17km²，石油地质储量8.9×10⁴t。达65井经过对腾下段6砂组油层压裂试油，2020年1月获得初期日产9吨的高产油流，累产油425t。

在储层“四性”关系研究的基础上，重新界定低幅油藏油水层识别标准，评价21口井57个层，覆盖地质储量14.1万吨。实施补孔挖潜21井次，累增油0.47万吨。

5.3 注水开发方式应用研究

针对储层物性好，含油面积较大，连通性好，油层段集中，边水能量不足（水体倍数<10）的中高渗断块油藏采取低强度(1.7m3/m/d)单油层段（渗透率级差<5）注水技术，重点围绕主力油层剩余油挖潜进行调整完善，对重点井组水井实施注单层段。以达14断块为例，通过油井合采，水井细分注水注单油层段的技术手段，改善层间矛盾，采收率由8.2%提高到14.5%。

对于油藏构造比较完整，油层分布较稳定，含油边界位置清楚，含水区与含油区之间渗透率较高，且不存在低渗透带的中渗条带油藏，利用边部低产低能井转注，进行注采完善，采取低注高采的生产方式取得良好增油效果。共实施井组28个，对应油井29口，见效18口，占比62.1%。其中见效增油5口，平均单井累增油213t。

在渗透率小于50mD，含油宽度100-150m，含油高度小于30m的低渗油藏，在边外注水不易受效，因此采用边内直接注水的方式以提高注水效果。针对这类油藏采取水井早期注水配套，油井适时压裂引效的边内注水技术。共实施井组19个，对应油井23口，见效增油11口，占比48%，平均单井累增油359t。主要见效区块为达尔其油田的达16块和达10块，注水培养配套压裂引效，增油效果好，是改善低渗油藏开发效果的有效手段。

6 应用效果与评价

通过构造、沉积微相、剩余油分布规律研究，注水开发方式、低阻油层以及注水开发配套技术的研究应用，达尔其油藏北部开发状况得到明显示改善，新增见效井组3个，自然递减减缓3个百分点，采收率由8.2%提高到14.5%，区块年累增油6845吨，区块稳产基础得到了进一步增强。

7 认识与结论

①低幅度油藏注水开发，对开放区块与封闭区块不同注采井网，分析边底水对注水效果的影响，优化调整注采井网，注水开发稳产增油效果明显。

② 储层的非均质、油水两相渗透率差异大，很容易造成水层注水突进快，对应油层快速水淹，适时开展油层对油层注水，是改善注水开发效果的关键。

③ 采取单砂体、最小自然段以及单油层注水，减缓层间干扰，根据对应油井的生产动态变化，注水层及时逐步上返，可有效提高最终采收率，保持区块产量的相对稳定。

参考文献

[1]王建民,张三,杜伟等. 低幅度构造对特低渗透油藏油气水富集及开发动态的控制效应[J]. 石油勘探与开发，2019,46(04):76-78.  

[2]孙黎娟,马艳艳,孔海瑞等.低幅度油藏水驱见效特征研究[J].中国石油和化工标准与质量，2020,40(05):58-61.

[3]许艳争,杜箫笙,毕明柱. 低幅度构造油藏富集主控因素及成藏模式——以红河油田延安组油藏为例[J]. 断块油气田,2015,22(05):40-42.

作者简介：伍文婷（1994-），女，助理工程师，2019年6月硕研毕业于成都理工大学矿产普查与勘探专业，现工作于中原油田内蒙采油厂科研技术中心，研究方向为油气藏开发。