油气田地质因素对油气田开发的影响

仝波文 柳朝阳 刘姣

延长油田股份有限公司 陕西 延安 716000

油气田地质因素对油气田开发的影响，是指在油气田地质条件下，油气藏在空间和时间上的变化规律。石油地质学是研究和认识油气资源的科学。油气是在地壳中由有机质演化而成，油气藏内天然能量充足、易于形成油气，是形成油气藏的前提条件，这一条件主要来自于地质因素。地质因素对油气藏有很大影响，同时，地质因素在不同条件下对油气藏的影响程度不同。因此，充分了解油气田地质因素对油气田开发影响的基础上，才能更好地进行油气田开发。

1 油气田开发中的地质分析

本文以M油田为研究对象，该油田位于鄂尔多斯盆地西南部。该区属黄土塬地貌，地面海拔为1140m～1400m。气候干旱少雨，年平均降雨量510mm；淡水资源贫乏，地下水资源较丰富，主要含水层为白垩系华池组、宜君洛河组，华池组日产水量一般小于200m3，矿化度在2g/l～3g/l；宜君洛河组日产水量300m3左右、矿化度＞3g/l，水质较差，为工业用水。区内交通较便利，G211国道横贯南北。A年开始，M长8油藏规模开发，目前累计动用地质储量4618.8×104t，建产能53.5×104t。定向井开发根据递减指标预测，第一年递减8.2%，第二年递减7.3%。评价期单井累计产油6100t（采出程度14.5%），变油价内部收益率7.5%。

水平井注水开发根据递减指标预测，第一年递减19.1%，第二年递减16.0%。评价期单井累计产油9700t（采出程度5.5%），变油价内部收益率3.7%。H1区块长8油层厚度6-16m，采用700m左右的水平段五点井网注水开发，压力保持水平低（70.9%），注水开发难以建立有效驱替系统，递减较大，预测采收率较低，如图1所示。

图1 H1区长8油藏水平井递减曲线

水平井准自然能量开发根据递减指标预测，第一年递减24.9%，第二年递减18.1%，评价期单井累计产油16670t（采出程度7.5%），变油价内部收益率6.4%。长水平井可实现储量有效动用，受地面限制，L1区采用长水平井准自然能量开发，内部收益率达6.4%，可有效动用储层。B年部署区与已开发油藏特征相同，继续沿用长水平井准自然能量开发，如图2所示。

图2 M长8油藏L1井区水平井递减曲线

2 油气田地质特征对开发的影响

根据标志层、沉积旋回，M油田长8可细分为长81、长82。M地区属陕北斜坡西南段，局部构造位于庆阳鼻褶带，构造形态为一个西倾单斜，倾角不足1°，局部有微弱鼻状构造。M油田长8油藏以三角洲前缘亚相沉积为主，主要发育水下分流河道、分流间湾等沉积微相。长8砂体呈南西-北东向展布，河道宽2～4km，主体带砂厚10～20m，连通性好；其中，长81平均砂厚12.4m，长82平均砂厚8.6m。H1区南部部署区长8油层厚度6.0～12.7m，平均9.3m。H1区东北部部署区长8油层厚度6.5～13.4m，平均9.8m。L1区部署区内长8油层厚度7.4～13.5m，平均10.5m。

2.1 岩矿特征

长8储层主要为中-细砂岩，岩性为岩屑长石砂岩。长8储层填隙物含量为12.6%，主要以绿泥石、水云母、铁方解石为主，粘土矿物以伊利石、绿泥石为主，如表1和表2所示。

表1 ML长8储层薄片粒度分析统计表

表2 ML长8储层碎屑成分含量表

2.2 孔隙类型及结构

长8储层孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之。M长8储层孔喉结构特征总体表现为小孔-微细喉型，L1区排驱压力1.93MPa，喉道中值半径0.11μm。H1区排驱压力1.12MPa，喉道中值半径0.10μm，如图3所示。

图3 M长8储层压汞曲线

2.3 储层物性

L1区长8平均孔隙度为10.0%，渗透率为0.34mD；H1区长8平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.30mD。成像测井等显示，M长8天然裂缝不发育，局部发育高角度裂缝，走向主要为北东-南西向。L1、H1长8油藏为中性-弱亲水。L1、H1长8储层为弱水敏、弱酸敏、弱盐敏、弱速敏、弱碱敏。M长8油藏无水期驱油效率25.8%，最终期驱油效率44.7%、注入倍数11.0PV。相渗实验显示，随着水饱增加，长8的油相渗透率下降较快。M油田L1、H1区长8油藏原油性质具有低密度、低粘度、低凝固点特征，气油比96.6-98.8m3/t。甲烷含量26.5%～50.8%，C3含量18.6-23.1%，暂未检测到H2S和CO气体。M长8地层水水型为CaCl2。L1区长8原始地层压力19.5MPa，压力系数0.82，地温梯度2.9℃/100m；H1区长8原始地层压力19.2MPa，压力系数0.82，地温梯度2.7℃/100m。M油田长8油藏成藏圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，为岩性油藏。

3 油气田地质因素对油气田开发的影响

研究区通过利用弹性采收率和溶解气采收率公式计算得出自然能量开发采收率低，长8需要补充地层能量。数值模拟表明，衰竭式开采地层压力下降快，产量递减快，采收率低，注水开发的阶段采出程度和最终采收率明显高于衰竭开采。储层弱水敏，有利于注水开发。长8储层含少量伊利石和水敏矿物伊/蒙混层，敏感性分析表现为弱水敏，有利于注水开发。长8储层无水期驱油效率25.8%左右，最终期驱油效率44.7%，注水开发提高采收率潜力较大。

3.1 开发井型

H1区长8油层厚度平均9.5m，前期采用700m水平段水平井五点井网注水水驱效果差，递减大，为提高单井产量，受地面受限影响，L1区前期采用长水平井准自然能量开发。

3.2 井网系统

超短水平井注水开发井网系统，成像测井等显示，M长8天然裂缝不发育，最大主应力方位为北东75°左右，确定M长8井排方向为北东75°。数值模拟结果显示生产10年时，正方形反九点井网流线分布最均匀，水线均匀驱替，剩余油较少；菱形反九点井网和矩形井网在角井处流线稀疏，剩余油集中。正方形反九点井网含水上升速度最慢，无水采油期最长，单井最终累计产量最高，因此，最佳井网为正方形反九点井网。L1区长8油藏单砂体连续性较好，结合油层平面分布范围、井场位置，水平井水平段长度设计为1000m左右，根据井场位置适当调整水平段长度。启动压力测试表明，最大渗流距离为75m左右，动用半径165～185m，井距应为330～370米；数值模拟表明，150米半缝长下，有效供给范围为240米，井距应为480米。相同采收率下，随着油层厚度的变小，单井经济极限井距越大；油层厚度在6～10m，预期采收率10%，阶梯油价下，极限最小井距范围应在294～493m。

3.3 井距优化

正方形反九点井网井距越小，采收率越高，但单井累产越少；变油价下内部收益率达到8%时，需15年单井累产7500t以上；经济与技术相结合，既满足单井累产又具备较高的采收率，确定最佳井距300m左右。

3.4 压力系统

M油田开发表明，超前注水由于补充能量及时，可建立较高的有效压力驱替系统，油井初产高，稳产期长，M油田长8油藏采用较成熟的超前注水开发。M长8建产区渗透率较低（0.3mD），建立有效驱替压力系统需要的注采压差越大，需要压力保持水平越高。根据油藏工程计算、数值模拟，结合M长8开发实际，确定超前注水投产前压力保持水平在115%左右。M油田长8油藏地层水与洛河组注入水配伍性差，注水开发过程中要做好水质处理与储层保护。数值模拟表明相同累计注入量下，注水强度越大，注入水在近井地带不能及时向外传播，压力剖面越陡峭，有效波及范围越小。注水强度越小，油水井间压力剖面分布越均匀，小水量、长周期的注水政策，有利于压力均匀分布。应用考虑启动压力梯度和变形介质的直井拟稳态流动注水量公式计算合理注水强度，确定M油田长8油藏超前注水期合理注水参数。依据M油田长8开发区油层、隔夹层特征和储层纵向物性的差异，结合分注工艺，制定了长8层分注标准，层间和层内分注相结合（1-2段）。

3.5 采油井合理流压

低渗透油藏渗流条件差，要求泵效达到40%，得出不同含水时期泵口压力值。根据泵口压力与流动压力的关系求出流动压力，最后得到最小流动压力与含水率关系。确定MH1长8油藏最小流压为10.2MPa。低渗透油藏渗流条件差，要求泵效达到40%，得出不同含水时期泵口压力值。根据泵口压力与流动压力的关系求出流动压力，最后得到最小流动压力与含水率关系。确定L1长8油藏最小流压为11.0MPa。同时考虑启动压力梯度和压力敏感的流入动态方程（IPR曲线）反应无因次产量和流压的关系，确定H1长8油藏合理流压为8.9MPa，L1长8油藏合理流压为9.5MPa。根据同类油藏开发经验，当流动压力接近原始饱和压力时，采油指数最高，由此计算L1长8油藏生产井合理流压10.2MPa；H1长8油藏生产井合理流压9.9MPa。综合取值，L1、H1长8油藏生产井合理流压分别为10.2MPa、9.9MPa。单井产能取值主要考虑矿场统计、公式法作为辅助参考，结合2024年部署区的油层厚度和物性，最终取值：MH1长8油藏超短水平井达产年单井日产油3.1t/d，L1长8油藏长水平井达产年单井产量为9.0t/d。

4 结论

油气田地质因素对油气田开发的影响是非常复杂的，在具体分析时需要根据具体情况进行，比如：在对油气田地质因素进行分析时，需要首先对其进行详细的分析，然后才能对其影响进行研究，主要包括如下几个方面：第一是通过对地质资料进行分析可以找出油气田开发中存在的问题；第二是通过对地质资料的分析可以找出油气田开发中存在的潜力；第三是通过对地质因素分析可以找到开发的对策。总之，油气田地质因素对油气田开发具有非常重要的作用，在具体分析时需要从实际情况出发，找出合理的解决对策。随着科学技术的不断发展进步，一定会找到更好、更准确的解决对策，进而提高油气田开发质量和效率。