铁边城地区致密油特点及开发方式浅析

王秋霞，雷西虎，张晓明

（1.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田分公司工程监督处，陕西西安710018）

铁边城地区致密油特点及开发方式浅析

王秋霞1，雷西虎2，张晓明1

（1.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安710018；2.中国石油长庆油田分公司工程监督处，陕西西安710018）

鄂尔多斯盆地姬塬油田铁边城地区三叠系延长组长7致密油发育广泛，纵向上砂体厚度大，隔夹层发育；平面上单砂体延伸小，连通性差。储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，渗透率低，孔喉半径小，以纳米级喉道为主。油藏采用“直井采油+注水井注水”方式开发，单井产量低，稳产期短，通过采用“水平井+体积压裂+吞吐注采”开发方式有效缓解了致密油单井产量低、易水淹等问题，为致密油有效开发提供了借鉴。

鄂尔多斯盆地；致密油；吞吐注采

致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集[1]，是与生油岩系共生或紧邻的大面积连续分布的石油资源，储集层岩性主要包括致密砂岩、致密灰岩和碳酸盐岩，覆压基质渗透率小于0.1 mD（也有学者认为0.2 mD），单井无自然工业产能。鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，总资源量约30×108t[2]，其中姬塬油田铁边城地区三叠系延长组长7致密油含油面积97 km2，地质储量6 500×104t，资源量大，开发前景广阔。本文通过对铁边城地区长7致密油特点的研究，提出“水平井+体积压裂+吞吐注采”开发方式，有效缓解了该区致密油单井产量低、易水淹等问题，为致密油有效开发提供了借鉴。

1 致密油特点

鄂尔多斯盆地铁边城地区三叠系延长组长7致密油油层厚度大，平均厚度24 m。储层平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.17 mD，油层横、纵向非均质性强，隔夹层发育，微裂缝发育。

1.1 岩性特点

铁边城地区三叠系长7致密砂岩岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，平均长石含量31.5%，岩屑含量19.3%。储层粒度以粉细砂岩为主，分选性差。砂层夹层普遍发育，多以薄层泥质、钙质夹层为主。油层上部紧邻张家滩页岩，属于源内成藏（见图1）。

图1 铁边城地区三叠系长7油层综合柱状图

表1 鄂尔多斯盆地致密油物性统计表

1.2 物性特点

受沉积和成岩作用影响，鄂尔多斯盆地不同地区储层物性差异较大，铁边城致密油物性差，孔隙度一般8%～12%，渗透率一般0.02 mD～0.1 mD（见表1）。

根据铁边城地区长7油层66块岩心资料分析，该区孔隙度最大13.81%，最小5.35%，平均10.18%；渗透率最大1.40 mD，最小0.02 mD，平均0.09 mD。

根据孔隙度和渗透率分布图可以看出，该区孔隙度在10%～12%的占51%，小于10%的占34%，渗透率小于0.1 mD的占86%，属于低孔致密储层（见图2）。

图2 铁边城地区三叠系长7渗透率与孔隙度直方图

该区储层碎屑粒度较细，分选差，以细粉砂岩为主。填隙物含量较高，一般12%～18%，铁边城15.9%，主要由绿泥石、方解石、铁方解石、水云母组成。

1.3 储层敏感性特点

储层渗透率越小，对应的应力敏感系数越大。根据研究，当岩心渗透率小于1.0 mD以后，应力敏感系数急剧增加，即随着渗透率降低应力对储层的伤害加大[3]。铁边城地区长7致密油的平均渗透率0.09 mD，压力敏感性强，低渗透油藏非达西渗流特征明显，存在启动压力梯度，有效驱替压力系统难以建立，致密油受启动压力梯度影响更加突出[3]。

1.4 裂缝发育特点

鄂尔多斯盆地延长组从岩心和野外地质剖面中均可见到广泛发育的纵横交错裂缝系统，每10 m发育天然裂缝约2.3条[2]，主要为构造缝，以高角度缝和垂直缝为主，有一组或多组平行的裂缝，经岩心裂缝古地磁定向及露头研究显示[3]，铁边城地区长7分布有E-W向、NW向、S-N向、NE向4组区域性裂缝，分布比较规则，产状较稳定，有利于提高致密油的有效渗透率，但同时增加了油井水淹的风险。

1.5 沉积特点

鄂尔多斯盆地长7砂体沉积以三角洲沉积为主，在姬塬油田铁边城地区发育三条东北-西南向三角洲前缘砂体沉积，砂体平均宽度3 km，平均厚度24 m。由于临近湖盆中心油页岩沉积，为该区致密油成藏奠定了油源基础。

1.6 砂体分布

铁边城长7砂体大面积复合连片，三支砂带呈北东-南西向展布，砂体延伸广，宽约2 km，砂体纵向上多次叠加沉积，厚度大10 m～30 m，中间夹有泥质、钙质隔夹层，单砂体厚度一般5 m～8 m，连通性较差，隔夹层的发育导致长72砂体平面上、剖面上非均质性强。

2 开发方式选择

姬塬油田铁边城地区长7油藏储层砂体厚度大，物性差，裂缝发育，开发难度大。目前采用两种开发方式实验性开发，一种“直井采油+注水井注水”方式开发，单井产量低，稳产期短，通过采用“水平井+体积压裂+吞吐注采”开发方式，有效提高了单井产量。

2.1 “直井采油+注水井注水”方式

开发井网采用菱形反九点注采井网，井排距480 m ×160 m。共钻井12口，油井10口，注水井2口，超前温和注水，注水强度0.8 m3/m·d～1.2 m3/m·d，平均日注水15 m3，注采比1.1:1，累积超前注水2 600 m3，投产初期日产油2.2 t，含水33.3 %；投产三个月后日产油1.28 t，含水18.0%，平均动液面1 880 m，目前日产油0.86 t，含水28.1%，平均动液面1 996 m。产量下降较快，开发效果差。

2.2 “水平井+体积压裂+吞吐注采”开发方式

铁边城长7致密油采用七点法井网“水平井+体积压裂”，平均水平段长度800 m，井距520 m，排距130 m，投产初期日产量达到10 t，个别井投产后含水高，后期治理难度大、成本高，对高含水井采用吞吐注采，利用水和原油两种介质在亲水性等方面的差异，采取“给油井注水-关井实施水油渗吸置换-开井采油”的循环往复注采模式，平均单井日增油3.3 t。目前采用“水平井+体积压裂+吞吐注采”的技术，新平50-11井日注100 m3，连续注水50 d，关井50 d，日增油3.5 t，效果显著。

2.3 致密油开发方式

2.3.1 吞吐注采原理

2.3.1.1 致密油特有的渗吸作用是注水吞吐的基础铁边城地区长7储层由于吼道半径小，且储层岩石润湿性弱亲水，毛管力强，吸水排油（渗吸）作用强；同时体积压裂改造形成的高渗带成为吸水排油的优势通道。第一阶段，注水升压阶段。注入水优先充满裂缝和高渗带，随着注水压力的提高，储层裂缝中的水流向基质；第二阶段，关井油水渗析置换阶段。关井后，在毛细管力的作用下，使注入水与小孔喉或基质中的油气产生置换，油水重新分布；第三阶段，采油降压阶段。开井降压，被置换至高渗带和裂缝中的油气随部分注入水一起采出。

2.3.1.2 注水吞吐具有渗吸和驱替双重作用闷井阶段，原油与注入水之间发生渗吸置换作用，经数值模拟关井第一天，裂缝和高渗带中含油饱和度达38%，关井第二天，含油饱和度达42%，30 d后含油饱和度基本达到平衡，达到45.6%[4]。

2.3.2 致密油开发方式选择根据“直井采油+注水井注水”方式和“水平井+体积压裂+吞吐注采”开发方式两种试采结果，“水平井+体积压裂+吞吐注采”开发方式有效改善了储层的渗流特征，提高了注水波及体积，因此提高了该区致密油开发效果，是开发同类油藏的有效手段。

3 结论及建议

（1）该区长7储层厚度比较稳定，岩性致密，物性差，非均质性强，隔夹层较发育，单砂体延伸范围小，天然裂缝发育，开发难度大。

（2）采用“水平井+体积压裂+吞吐注采”的开发方式，有效改善了储层的渗流特征，调高了注水波及体积，有效提高了致密油开发效果，是开发同类油藏的有效手段。

［1］杨华，李士祥，刘显阳.鄂尔多斯盆地致密油、页岩油特征及资源潜力［J］.石油学报，2013，34（1）：1-11.

［2］姚泾利，邓秀芹，等.鄂尔多斯盆地延长组致密油特征［J］.石油勘探与开发，2013，40（2）：150-158.

［3］杨华，付金华.超低渗透油藏勘探理论与技术［M］.北京：石油工业出版社，2012.

［4］长庆油田分公司第六采油厂.致密油注水吞吐采油开发试验方案［C］.2014.

乌石化调和成功98号汽油

2016年12月28日，乌鲁木齐石化公司第一批98号汽油调和成功。各项分析数据显示达到国Ⅴ标准，标志着乌石化成为新疆首家具备生产该种油品的企业。

98号汽油与其他标号汽油相比具有“两高两低”的优势，即抗爆性和动力性更高，汽油中有害物质和尾气污染降低，是目前国内生产标准最高的油品。

根据市场形势变化，乌石化积极优化产品结构，以效益为中心安排生产，抢占高效汽油产品市场。为确保98号国Ⅴ车用汽油顺利生产，乌石化炼油厂成立攻关组，根据现有装置生产条件，制定油品生产调和方案。98号国Ⅴ车用汽油的生产主要指标在于辛烷值和硫含量达标。攻关组加大对半成品汽油馏出口、中间罐的分析监控频率，通过小样调和实验，为相关生产装置提供决策分析数据，指导生产装置优化操作参数。

“分析数据显示，这批98号汽油辛烷值达到99.2个单位，其他指标均符合国家标准。”炼油厂总值班室主任卢喜洋说。

至此，乌石化实现了汽油产品由国Ⅳ标准向国Ⅴ标准的全面质量升级。

（摘自中国石油新闻中心2017-01-01）

TE345

A

1673-5285（2017）01-0070-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.021

2016－11-24

王秋霞，女（1969-），开发地质工程师，主要从事油田勘探开发研究工作。