胡尖山油田安83区块超低渗油藏井网适应性分析

2013-05-10李龙龙周创飞卜广平田国庆王国柱

石油化工应用 2013年3期

李龙龙，周创飞，张博，卜广平，丁强，田国庆，黄玮，李昱，王国柱

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边 718606）

1 胡尖山油田地质概况

1.1 基本概况

胡尖山油田位于陕西省定边县和吴旗县境内，东邻靖安油田，西边与油房庄相邻，东南边与吴旗油田接壤，面积为3 220 km2，该区地形复杂、沟谷纵横，地面海拔1 599～1 774 m，相对高差175 m左右，气候干旱少雨，属典型的黄土塬地区。区内除了盐池～定边～靖边和定边～吴旗～志丹两条国道外，其余多为黄土便道，交通相对不便。

研究区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中部，区域构造表现为一平缓的西倾单斜，平均坡降6～10 m/km，在单斜背景上由于差异压实作用，在局部形成起伏较小轴向近东西的鼻状隆起。在近东西向鼻隆上出现局部圈闭，成为油气聚集的有利场所。

1.2 标志层的划分

K1标志层位于长7油层组的中上部，岩性为黑色泥岩、页岩、凝灰质泥岩。电性特征为高声波时差、高自然伽玛、高电阻率、自然电位偏正等，称为“张家滩”页岩。K2标志层位于长7油层组的顶部，岩性为棕灰色、微带黄色的水云母泥岩，为3～4个厚度小于1 m的薄层带，电性特征表现为高声波时差、自然伽玛、高自然电位、低电阻、低密度尖刀状，本层为大井径段。

胡尖山地区长7层平面分布稳定，地层厚度在100～140 m 之间，其中长 71最厚，一般 40～50 m；其次为长 72，厚度一般 30～40 m，长 73厚度较薄，一般 25～35 m，总体而言，自北而南、自东而西地层厚度逐渐增大，3个小层均已发现油气显示，主力含油层系为长72层。

1.3 油田构造分布特征

鄂尔多斯盆地北以阴山[1]、大青山及狼山为界，南至秦岭；西起贺兰山、六盘山，东到吕梁山，总面积32×104km2。其大地构造位置属华北地台西部，为克拉通边缘坳陷盆地，是一大型的中生代含油气盆地，由伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷、西缘冲断构造带6个一级构造单元组成。鄂尔多斯盆地古生代地处华北地台西缘，基底是以太古界集宁群为核心的前寒武纪结晶变质岩系，中生代印支运动使大华北盆地解体，形成鄂尔多斯内陆坳陷盆地，早、中三叠世鄂尔多斯盆地以河、湖相沉积为主；晚三叠世鄂尔多斯盆地发育成为一个大型内陆淡水湖泊；晚三叠世末，盆地基底抬升，湖盆消亡，在湖盆发育、扩张期沉积形成了巨厚的深湖、半深湖生油岩系；在湖盆稳定沉降期，三角洲沉积体系发育在湖盆衰退期，广泛发育有湖沼相泥岩，形成了良好的生、储、盖成油组合；早侏罗世开始，鄂尔多斯盆地整体抬升，形成横贯盆地的甘陕古河道[2]。此后，又逐渐沉降，形成一套填平补齐式的富县组、内陆河湖相的延安组、直罗组、安定组沉积，至早白垩世末形成一东高西低的构造背景，经新生代盆地周缘断陷后，最终演化形成了鄂尔多斯盆地现今的构造格局。

1.4 区域沉积背景与油藏特征

鄂尔多斯盆地延长期可以划分为4个构造－沉积演化阶段，即湖盆形成及扩张期、鼎盛期、回返期、萎缩消亡期。在整个晚三叠世盆地盛衰演化过程中，湖盆经历了四次明显的湖进与湖退变化，但沉积中心较稳定，一直沿华池-宜君一带波动。物源主要来自盆地东北部和西部，其中东北物源在盆地内建造了盐池-定边、吴旗、志靖、安塞、延安等大型曲流河三角洲，是鄂尔多斯盆地最重要的油气聚集区。

胡尖山地区三叠系延长组7段总的地势为西低东高的斜坡，其地层平缓，构造简单，构造和断裂不发育，由于各砂组受三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝砂体厚度和发育规模不同的影响，油层厚度和分布亦有差异。从油层厚度与砂体厚度分布图上可以看出，油层沿水下分流河道砂体的相对高孔渗带发育，形成了延长组7段砂岩上倾尖灭和上倾致密砂岩遮挡两种主要的油藏类型。

1.5 沉积相特征

胡尖山油田长7段整体处于浅湖-半深湖背景下的三角洲前缘亚相区，以三角洲前缘水下分流河道微相和半深湖泊浊流沉积砂体发育为特征。主要物源来自北部和北北东部的阴山山系，从阴山向南至研究区依次为山麓－冲积扇环境、冲积平原环境、浅湖－三角洲环境、深湖、半深湖环境；沉积物主要发育冲积扇－辫状河－曲流河－三角洲相序组合（见表1）。

2 长7油藏6种不同井网、井距实施效果对比

胡尖山油田长7油藏的开发始于2007年11月完钻的安83井长7测井解释砂层16.8m，解释油水层9.1m、差油层3.5 m，平均孔隙度8.6%、渗透率0.14 μm2。试油日产油12.33 t、日产水6.7 m3。该区2010-2012年安83区块开辟了先导性开发试验，采用6套不同井网形式开采中部450×140 m矩形井网；北部350×150 m菱形井网；西部220×220 m正方形井网；中西部400×140 m矩形井网；东南部水平井井网；南部采用480×200 m水压裂井网试验。

表1 胡尖山油田长7段沉积亚相及微相划分

表2 安83区块不同井网井距物性、生产动态对比表

目前共投产油井193口（水淹停井25口），目前共开井168口（包括水平井6口）（见表2），162口开发井试油平均单井日产油15.0 t，日产水2.5 m3，试采初期单井日产液2.8 m3，日产油1.5 t，含水35.4%，目前单井日产液1.6 m3，日产油0.8 t，含水38.6%；6口水平井试油平均单井日产油54.4 t，试采初期单井日产液12.0 m3，日产油5.8 t，含水 43.0%，目前单井日产液9.5 m3，日产油3.9 t，含水51.3%。从对比结果可以得出结论，水平井井网试油、试采初期、试采目前分别是常规开发井的3.6倍、3.9倍、4.9倍，效果较好。

3 长7油藏井网适应性分析

3.1 裂缝方向对井网适应性的影响

低渗透油田中普遍存在天然裂缝，且裂缝方向大多平行于主应力方向，裂缝对油田开发有正反两方面的影响。有利的是裂缝能够提供高渗通道,增加油层的出油能力和吸水能力，不利的是裂缝可能造成方向性水窜,降低注入水的波及系数,影响水驱油效果，通过井下微地震试验，测试出胡尖山油田长7油藏裂缝比较发育，裂缝发育方向主要为NE75°，该区试验井网主要井排拒方向为NE60°-NE80°与裂缝发育方向平行，导致主向井容易见水水淹，侧向井受效程度底，地层压力保持水平整体偏低（77%），表现出井网适应性差，采出程度低，含水上升快，单井产量低。

3.2 采出程度与含水上升率数值模拟对比评价

油田含水率与采出程度关系曲线直接反映油田不同开发阶段的含水率上升规律和开发状况,它反映开发过程中实施开发调整后的效果和最终开发效果。通过实际曲线与理论曲线对比，通过近两年投产井的实施效果，对安83区块几种不同井网井距试验井网的采出程度与含水的数值模拟（见图1），6种不同井网在同样的采出程度情况下，反七点法水平井井网的含水上升率最低，效果最好，单井产量最高，井网适应性较好。

3.3 采出程度与生产时间数值模拟分析结果

通过数值模拟（见图2）在同样的生产时间段内，反七点法水平井井网的采出程度明显优于其他井网，储量动用程度较高，采收率较高，井网适应性明显优于其他井网，效果较好，是后期长7油藏开发的主要途径。

3.4 反七点水平井井网在胡尖山长7油藏的适应性

采用与储层相适应的注采井网，是获得良好开发效果的基础，即井网是否合理，直接影响着有效驱替压力系统能否建立，进而影响单井产量和最终采收率。特低渗岩性油藏均不同程度发育天然裂缝，为建立有效的压力驱替系统，根据储层物性、裂缝发育程度，为延缓裂缝主向水淹时间，提高侧向井见效程度，通过2010-2012年6种不同井网研究、试验，最终得出结论反七点水平井井网（见图3）在胡尖山长7油藏开发中具有更好的优越性，实现了裂缝系统与井网的优化配置，为提高单井产量及最终采收率奠定了基础。