沿河湾地区长6层井型适应性分析

冯小龙刘波苏明白成龙张才智

(长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716000)

1 地质概况

沿河湾地区位于鄂尔多斯盆地中南部沉积中心，陕北斜坡构造带东部，西倾单斜，构造平缓，倾角一般小于1度，平均坡降6～8m/km，以岩性圈闭为主，由于差异压实作用，形成一些小的鼻状隆起，属黄土塬地貌，地表为100～200m 厚的第四系黄土覆盖。储层物源主要来自盆地东北缘的吕梁和阴山古陆。鄂尔多斯盆地构造见图1所示。

图1鄂尔多斯盆地构造分区图

2 裂缝发育情况

岩心薄片观察测量结果显示：微裂缝线密度为5.78条/cm，微裂缝开度为6.466μm，裂缝间距为1730.11μm，裂缝孔隙度为0.373%，微裂缝渗透率为13.02mD。由此可见，该区微裂缝密度大且比较发育，开度较大，孔隙度和裂缝渗透率也相对较高。

表1沿河湾地区长6储层微裂缝参数统计结果表

储层微裂情况缝详见图2～图4。

图2微裂缝所形成流体高渗流通道的主要优势方位

图3 岩心裂缝

3 井型适应性分析

3.1 定向井

定向井采用五点法井网，井排距140×70m×NE70°和400×100m×NE80°两种井网进行小水量温和注水试验，根据开发效果，井排距加大后见效缓慢，且方向与主应力方向接近，存在优势见水方向，投产即高含水，所以井排距140×70m×NE70°井网适应性较好。根据示踪剂监测结果显示，受储层非均质性、微裂缝和注水开发的影响，呈多方向性见水，水驱规律复杂。老井网及新井网示踪监测结果见图5～图7。

图5 老井网及第一次示踪剂监测结果

图6 老井网第二次示踪剂监测结果

图7新井网及示踪剂监测结果

在试验区通过注水井水量调整、不稳定注水、地关油水井等措施，结果显示采用温和注水可以有效控制含水，但该区储层比较致密，渗透率仅为0.25mD，整体开发效益较差。

3.2 水平井

2013年转变开发思路，开始探索水平井开发，采用井排距500×250m，水平段500m，自然能量开发，开发效果明显好于定向井，但经济效益还是较差。通过对水平段长度、改造方式进行优化，获得了突破，实现了效益建产，并形成了低丰度储量效益开发技术体系。图8是水平井井网示意图。

图8水平井井网示意图

4 结语

(1)该区长6储层比较致密，非均质性较强，微裂缝发育，注水开发后，易造成多方向性见水，水驱规律复杂，采用定向井开发单井产能低，效益较差。

(2)采用水平井自然能量开发，产能明显得到提高，但地层能量得不到补充，递减较大，后期稳产难度大。