胡尖山油田A201 区剩余油分布规律及挖潜研究

2020-02-27杨博

石油化工应用 2020年1期

杨博

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

1 区域概况

胡尖山油田位于鄂尔多斯盆地北部，地处陕西省定边县境内，发育多个油层组，侏罗系以延9、延10 层为主，三叠系以长2、长6、长7、长8 层为主。A201 区油藏位于胡尖山油田中部，主力层位长6 层，构造上整体表现为东高西低，呈坡度较小的单斜构造，各小层顶面构造继承性良好。沉积相为三角洲平原沉积，主要发育分流河道和分流间湾两种沉积微相，油藏埋深2 300 m，平均油层厚度16.9 m，孔隙度13.4 %，平均渗透率0.79×10-3μm2，属中孔超低渗透油藏，动用地质储量1 226×104t。

2 开发特征分析

2.1 开发现状

A201 区于2009 年建产并投入注水开发，采用480 m×150 m 菱形反九点井网，投产油井199 口，平均单井日产油1.07 t，综合含水40.5 %，投产注水井90口，单井日注水量35 m3，地质储量采出程度5.07 %。

2.2 存在问题

2.2.1 主侧向油井开发矛盾突出主向油井见水比例高（42 口，见水比例21.1 %），延NE72°方向贯通并形成了12 条沿裂缝水线。侧向油井压力保持水平低65.1 %，注水驱替系统建立缓慢，侧向油井注水长期不见效。

2.2.2 注入水利用率低，水驱效果差水驱储量控制程度96.5 %，水驱储量动用程度53.0 %。2015-2016 年通过井网加密调整，水驱储量控制程度大幅度提高；储层纵向上受沉积韵律变化影响，物性变化大，层内非均质性强，水驱储量动用程度低；注入水沿裂缝优势通道驱替，无效注水较严重，利用率低，水驱效果差。

2.2.3 油层启动压力大，驱替效率低一次井网条件下（排距150 m），油水井间驱替压力梯度0.035 MPa/m，小于启动压力梯度（0.041 MPa/m）（见图1、图2）；注入水沿裂缝外窜，侧向井难以受效，平均单井产能由初期3.86 t 下降到目前1.07 t，目前地层压力仅8.66 MPa。

图1 不同排距注采井间压力梯度分布曲线

3 储层特征研究

长6 储层以长石砂岩为主，长石含量高于石英，区内总体岩屑含量较高，成分成熟度低。填隙物含量9.054 %，类型主要是绿泥石、铁方解石、方解石、水云母，其次是高岭石、伊利石和硅质。

孔隙类型以粒间孔和溶蚀孔为主，见少量晶间孔、微孔，溶孔主要为长石溶孔和岩屑溶孔，偶见铸模孔、微裂隙。平均面孔率5.95 %。长6 储层以小孔、微细喉道为主。喉道分布范围较宽（0.246 μm～6.755 6 μm），以双峰和多峰为主，少量发育单峰，说明储层孔喉结构不均匀，分选差（见图3、图4）。

砂体纵向上受沉积韵律变化的影响，钙质夹层较多，纵向上物性变化大，层内纵向非均质性强，整体为强非均质。层内每条夹层平均厚度约为6.84 m，层内出现的夹层密度平均2.56 %，夹层频率平均为0.023 条/米。层间渗透率级差平均为1.84；突进系数平均为0.19；变异系数平均为1.19，整体上层间非均质性较弱。

研究区内长6 储层裂缝发育，主要表现为天然裂缝和人工裂缝。天然裂缝以高角度缝（倾角>60°）为主，部分井见到多组裂缝，裂缝面相互平行，以NE 向为主，平均裂缝走向为65°～75°。人工裂缝走向在北东74°～79°，裂缝长度101 m～195 m；裂缝宽31 m～65 m；裂缝高度为17 m～22 m，平均19.5 m。

图4 A201 区长6 储层孔隙类型

4 剩余油分布规律研究及挖潜建议

4.1 数值模拟研究

在三维地质建模基础上开展数值模拟研究[1-4]，通过对研究区储量、产量、压力和单井进行历史拟合，地质储量相对误差4 %，压力拟合率高，根据压力场分布，研究区压力场分布不均，表现为加密区沿裂缝方向排状注水，压力较高；沿裂缝侧向，压力保持水平较低。产油、产水拟合度高，相对误差1 %，单井拟合率达到86.5 %。

4.2 剩余油分布

根据数值模拟研究成果，A201 区呈裂缝见水特征，侧向井见效不明显，平面上剩余油主要集中在侧向井排与见水井排间富集，纵向各单砂体间物性差异较大，受隔层及韵律影响，油层动用不均，局部富集剩余油（见图5）。

根据加密井及检查井现场验证：距水线侧向25 m岩心显示水洗，40 m 未水洗，加密排距75 m，单井初期日产油1.58 t，含水61.3 %，加密排距150 m，单井初期日产油2.54 t，含水33.6 %。结合开发动态判断，侧向水驱前缘仅40 m 左右。下步剩余油挖潜距离水线最佳距离为90 m～120 m。