盐池-定边地区C9油藏高效建产技术研究

2015-10-27王碧涛陈守民周飞朱雅娣李积林徐宁

石油化工应用 2015年8期

关键词：盐池沉积相含油

王碧涛，陈守民，周飞，朱雅娣，李积林，徐宁

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

盐池-定边地区C9油藏高效建产技术研究

王碧涛，陈守民，周飞，朱雅娣，李积林，徐宁

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

盐池～定边地区C9油藏是采油三厂近年来建产的主要区块，该区接受西北和正北两个方向的沉积物源沉积，沉积微相为三角洲平原和三角洲前缘亚相。本文以该区C9油藏为研究对象，充分运用油藏地质学原理及超低渗透油藏开发特征，分别从地质认识、储层改造、开发技术政策等4个方面系统总结C9油藏建产规律，形成了盐池～定边地区C9油藏高效建产技术和方法，为实现同类油藏的高效建产提供了技术借鉴。

C9油藏；沉积相带；储层特征；主控因素

盐池-定边地区位于鄂尔多斯盆地西北部，范围南起史家湾、北至宁夏盐池，西从古峰庄、东到陕西定边，总面积2 967 km2。研究区自西至东横跨鄂尔多斯盆地天环凹陷及陕北斜坡两大构造单元。

1 高效建产技术研究

1.1 深化地质规律认识

1.1.1 沉积相带研究通过对盐池-定边地区沉积相带的研究，发现该区存在着两套沉积物源，盐池地区C9位于天环坳陷构造单元，通过重轻矿物分析，认为西北物源控制着盐池地区C9油藏沉积体系，同时通过岩芯剖面观察，可见平整煤线或薄煤层，以及植物根茎化石，泥岩以浅灰色、灰白色为主，发育大型平行层理、斜层理和交错层理，认为该区为典型的三角洲平原沉积。储层砂体广泛发育，厚度大，物性好，渗透率分布在5 mD～15 mD，沉积微相以分流河道为主，测井相多表现为箱型。

定边地区C9位于陕北斜坡构造单元，沉积来自北部物源体系，岩芯剖面可见完整叶片化石，泥岩夹层以深灰、灰黑色为主，发育波状层理、透镜状层理等，说明该区为典型三角洲前缘沉积，同时该区岩性致密，物性较差，渗透率分布在1 mD～3 mD，沉积微相以水下分流河道、河口坝为主，测井相多表现为钟型或漏斗型。

2 储层特征研究

盐池地区C9储层受沉积影响，砂岩分选较好，粒度以中－细粒为主，孔隙类型主要为剩余原生粒间孔，其次为粒间溶孔，储层物性相对较好，但后期成岩作用对储层物性影响较大，储层条带状含油明显，平面非均质性强，油藏局部富集（见图1）。

图1 盐池C91储层微观特征

定边地区C9储层受沉积影响，储层较为致密，孔隙度10.8%，渗透率1.09 mD，后期成岩作用对储层物性影响较大，孔隙不发育，面孔率低，储层块状含油，高油饱，平面非均质性强，油藏局部富集（见图2）。

图2 定边C91储层微观特征

2.1 油藏主控因素研究

通过加强区域构造研究，在盐池地区发现3条鼻隆构造带，通过精细区块构造刻画，认为油藏主要受构造控制，高部位含油富集，低部位出水，油藏为岩性-构造油藏，在区域上按照构造找油藏找高产的原理，先后发现了黄H、黄F等多个C9油藏，同时在黄A区块打出了坊A等一批高产开发井。

通过加强区域研究，在定边地区发现C9油藏高渗部位富集成藏，通过精细区块物性刻画，认为该油藏主要受岩性控制，高渗部位含油富集，低渗部位不含油，油藏类型为岩性油藏，通过物性对比及高渗富集带优选，在池A区优选了池D等5个高渗高产带实施产建，富集带初期平均单井产量达到了4.0 t。

2.2 合理储层改造工艺

盐池地区C9油藏为岩性-构造油藏，储层具有特殊性，主要表现为有效储层厚度变化大，物性较好储层胶结程度较低，底部隔层发育不稳定，储层改造工艺困难大。根据隔层厚度结合有效厚度选择储层改造方式及措施强度，隔层大于2 m、有效厚度大于5 m，采用5 m3～8 m3的压裂改造方式，隔层小于2 m、有效厚度大于5 m，采用3 m3～5 m3压裂改造。通过2011年-2013年盐池地区C9油藏储层改造摸索，总结形成了盐定地区C9复杂岩性～构造油藏小砂量小排量的储层改造模式，C9油藏单井产能得到了有效发挥，初期单井产量达到了5.7 t，累计建成产能45万t。

定边地区C9油藏为典型岩性油藏，油层较薄，一般在7 m～13 m，具有储层致密，块状含油的特征，结合对盐池C9油藏改造认识，确定了以15 m3～25 m3中小规模陶粒压裂为主的改造方式，同时通过矿场工艺实践，确定了合理的措施排量参数在1.2 m3/min～1.6 m3/min，加砂强度保持在1.8 m3/m～2.2 m3/m的储层改造模式，通过优化工艺改造措施，池A初期单井产量达到了3.7 t，单井产能得到了有效的释放。

2.3 合理开发技术政策

盐池地区C9油藏与底水直接或者间接接触，具有一定的底水能量，根据这一特点，通过精细储层研究，细分储层接触关系，合理注水时机。对于油层与底水隔层大于2 m的油井采用同步注水，隔层小于两米或直接接触的采取滞后3个月注水的开发政策；通过该注水政策的实施，投产油井前6个月递减保持在13.9%，相对同类油藏递减降低了10%，开发效果良好。

定边C9油藏为典型的低渗透岩性油藏，充分运用低渗透油藏超前注水技术政策，突出抓好超前注水（注好水、注够水），坚持“四超前、三优化”工作方法，紧跟地质部署，应用“骨架系统+纯注水井场+流动注水撬”模式，快速建立有效驱替系统。严格执行“小水量、长周期”的超前温和精细注水政策（见表1），超前注水区压力保持水平达110%～120%油井开抽，其中池A西南部压力保持水平114%，16口井试油出现自喷现象。

表1 池A区C9油藏注水政策执行表

2.4 新技术推广应用

2.4.1 大力推广测录井新技术盐定地区C9油藏埋深2 600 m～2 900 m，油质轻、易挥发、低电阻，常规测录井识别困难，不能准确的判识油气层。针对C9特殊的油藏特征，积极应用气测录井定量快速色谱分析技术，油层识别率提高12%。在黄A、黄B区块部分常规录井无显示，气测有显示的井实施了评价动用，取得了较好的效果，油藏面积扩大了8个平方公里。在池A应用快速色谱168口，除主力层C911-1外，在C911-2、C912也获得高产，三层复合连片成藏，叠合含油面积40.1平方公里，快速明确了产建方向，有效降低了产建风险。2.4.2测井产能预测系统盐定地区C9油藏油层薄，局部变化快，产建风险大。在加强四性关系研究的基础上，应用测井产能预测系统，根据预测结果及时缓钻低产低效区，准确预测产建有利区，2010-2013年，共缓钻C9低产低效区坐标126口，在产建有利区增发坐标372口，做到了产能建设及时调整及时部署，有利的规避了产建风险。