胡尖山油田安201 区块裂缝性油藏开发技术探讨

李龙龙，李 超，汪 洋，张 希，谭斌文，胡 刚，王国柱

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西定边 718606）

鄂尔多斯盆地可划分为六个二级构造单元（伊盟隆起、缘冲断构造、天环坳陷、陕北斜坡、渭北隆起、晋西挠褶带），陕北斜坡是油气聚集的主要构造单元，超过发现的油气储量的90 %。胡尖山油田安201 区块位于陕北斜坡的西部，总的构造格局表现为向西倾斜的大型平缓单斜，在局部区域由于差异压实作用形成小型鼻状构造。该区长61沉积期处于定边浅水台地型曲流河三角洲平原和前缘相带，发育了北东向带状展布的分流河道和水下分流河道砂体，原始驱动类型为弹性溶解气驱。

1 胡尖山油田安201 区块地质结构

1.1 安201 长6 储物性特征

研究区主要为长石细砂岩，颜色以灰色、灰白色为主。砂岩的碎屑成分主要包括石英类、长石类、火成岩屑、变质岩岩屑和少量的云母，平均含量为92.6 %（见图1）；填隙物主要为粘土矿物（高岭石、伊利石和绿泥石）、铁方解石和硅质，平均含量为7.4 %（见图2）。碎屑岩储层孔隙类型以原生粒间孔隙为主，同时有部分次生孔隙。次生孔隙包括粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙、铸模孔、晶间微孔和填隙物溶蚀孔隙等。

图1 长61 砂岩碎屑颗粒成分及其含量对比图

图2 长61 粘土矿物种类及其含量对比图

1.2 构造特征

研究区油藏顶面构造特征总体表现出东高西低，呈坡度较小的单斜构造。研究区南部呈现出一条较浅的凹陷带；北部构造简单，为一坡度较小的单斜构造；中部的产建区整体为一鼻状隆起，在鼻状隆起的构造背景下又出现一些小的凹陷和凸起。

1.3 开发简况

安201 区块长6 层可细分为长61、长62、长63三个小层，主力油层为长61。安201 区采用菱形反九点井网开发，井距480 m，排距150 m，井排方向NE72°。油井主要采取水力加砂压裂，平均加砂强度为1.06 m3/m，排量为1.9～2.1 m3/min，水井主要采取爆燃压裂。最大主应力方向为NE72°，与地应力裂缝方位基本一致。完钻油水井267 口，平均钻遇砂层23.8 m，油层10.2 m，渗透率1.25×10-3μm2，孔隙度12.4 %，电阻率9.7 Ω·m，含油饱和度46.3%，饱和压力7.9 MPa，地饱压差7.5 MPa，原始气油比65.7 m3/t。投产油井200 口，目前开井157口，初期单井日产液4.3 m3，日产油2.8 t，含水23.0 %，目前单井日产液2.6 m3，日产油1.3 t，含水41.4 %。注水井投注67 口，目前开井66 口，单井日注26 m3，月注采比4.6，累计注采比2.0。

2 开发中存在的主要矛盾

2.1 天然裂缝发育，主向井易见水淹

安201 区块长6 层通过野外露头观察、电成像测井、岩心分析认为：该区要以高角度构造缝（主要发育NEE，NE，NW 三组裂缝，以NEE 向裂缝为主，平均裂缝走向为65～75°），部分井见到多组裂缝，裂缝面相互平行，而网状缝、低角度缝及水平缝不发育（见图3）。自2009 年投入开发以来，全区共有水淹井43 口，其中主向井水淹有37 口，水淹程度达到86.1 %。注入水沿裂缝主向单向突进，造成侧向上有效压力驱替系统难以建立，油井见效缓慢，通过近几年的注水开发，侧向井的见效比仅为36.4 %，开发效果较差（见图4）。

2.2 油井投产后递减大，水驱动用程度低

该区油井投产后递减较大，注水见效程度低，投产200 口，初期单井日产液4.3 m3，日产油2.8 t，含水23.0%，目前单井日产液2.6 m3，日产油1.3 t，含水41.4%。由于长61层内非均质性较强，剖面上水驱不均，形成部分层段吸水差，或不吸水，导致整体水驱动用程度较低。测试的48 口吸水剖面中有10 口井存在单层段不吸水或吸水不均的问题，区块水驱动用程度仅为66.5 %。

图4 安201 区块长61 油藏含水分级图

3 合理开发技术探讨

3.1 合理的井网井排距

通过对矩形、菱形、正方形反九点不同井网，不同井排距数值模拟得出结论：520×130 的菱形与矩形、正方形对比，在相同井排距的情况下，菱形井网的初期采油速度和阶段末的采出程度较高，且调整灵活；矩形井网水淹风险小，但在注水井之间滞留大量剩余油，采出程度较低。综合分析认为520×130 的菱形反九点井网（井网密度为14.79 口/平方千米）采出程度最高，同期含水最低，在安201 长61油藏具有较好的适应性。

3.2 注采压力系统

根据流入动态曲线可以确定安201 区长6 油藏在压力保持程度为120 %，综合含水为20 %时的合理流压为6.4 MPa（见图5）。

图5 油井流入动态曲线

以菱形反九点520×130 井网为基础方案，计算油井井底流压分别为饱和压力的30 %、50 %、70 %、90 %的五个方案。综合对比，井底流压为饱和压力70 %方案最佳。根据低渗透油藏的开发经验，采油井合理流压应不低于饱和压力的2/3，最低流动压力为饱和压力的50%，否则会引起油井脱气半径扩大，降低油层的渗流能力。安201 区长61油层饱和压力为7.9 MPa，因此，该区油井合理流压为5.3 MPa，最低流压为4.0 MPa。

3.3 注水参数论证

注水井最大流动压力主要受破裂压力的限制，根据经验，一般不超过破裂压力的80 %～90 %。安201区长6 油藏井口破裂压力28 MPa，地层破裂压力为38 MPa，则注水井最大井底流压为34.2 MPa，考虑液柱压力和井筒摩阻损失后，注水井最大井口压力为15.2 MPa。以菱形反九点520×130 井网为基础方案，计算注水井井底流压分别为22、24、26、28、30 MPa 的五个方案。综合对比，安201 长6 井底流压为26.0 MPa方案最佳，注水井合理井口压力为6～7 MPa。

3.4 合理注采比

采用数值模拟方法，确定合理注采比。以菱形反九点520×130 井网为基础方案，采油井定液量6.0 m3/d，注水井定井底流压，计算注采比分别为0.8、1.0、1.2、1.4的4 个方案。综合对比分析，注采比为1.0 时方案最佳。根据同类已开发油田的成功经验，油田开发初期采用1.4 左右的注采比，随着有效驱替压力系统的建立，油井逐渐见效，将注采比逐渐调低到1.0，实现可以有较高产能，又能有效控制含水上升的“温和注水”。

4 结论及认识

安201 长61油藏属于典型的裂缝性油藏，投入开发后采用井排距为480 m×150 m 的菱形反九点井网投入开发，井网适应性较差，驱替系统难以建立，水驱平面分布不均，产量递减较快，主侧向井生产差异大（主向上油井含水上升快，裂缝型水淹井较多；侧向井注水见效慢，产量较低）。结合油藏数值模拟，综合分析认为：采用井排距为520 m×130 m 菱形反九点网可避免裂缝主向油井的暴性水淹；地层压力水平保持在原始地层压力的120 %，注水时机为超前注水5 个月左右，根据油层厚度变化与物性差异对超前注水量进行灵活调整；合理井底流压为4.0～6.0 MPa，合理生产压差9.0～11.0 MPa，最大井口注水压力为14.2 MPa。

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