胡尖山油田安83區塊超低滲油藏井網適應性分析

李龍龍，周創飛，張 博，卜廣平，丁 強，田國慶，黃 瑋，李 昱，王國柱

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

1 胡尖山油田地質概況

1.1 基本概況

胡尖山油田位于陜西省定邊縣和吳旗縣境內，東鄰靖安油田，西邊與油房莊相鄰，東南邊與吳旗油田接壤，面積為3 220 km2，該區地形復雜、溝谷縱橫，地面海拔1 599～1 774 m，相對高差175 m左右，氣候干旱少雨，屬典型的黃土塬地區。區內除了鹽池～定邊～靖邊和定邊～吳旗～志丹兩條國道外，其余多為黃土便道，交通相對不便。

研究區位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡中部，區域構造表現為一平緩的西傾單斜，平均坡降6～10 m/km，在單斜背景上由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小軸向近東西的鼻狀隆起。在近東西向鼻隆上出現局部圈閉，成為油氣聚集的有利場所。

1.2 標志層的劃分

K1標志層位于長7油層組的中上部，巖性為黑色泥巖、頁巖、凝灰質泥巖。電性特征為高聲波時差、高自然伽瑪、高電阻率、自然電位偏正等，稱為“張家灘”頁巖。K2標志層位于長7油層組的頂部，巖性為棕灰色、微帶黃色的水云母泥巖，為3～4個厚度小于1 m的薄層帶，電性特征表現為高聲波時差、自然伽瑪、高自然電位、低電阻、低密度尖刀狀，本層為大井徑段。

胡尖山地區長7層平面分布穩定，地層厚度在100～140 m 之間，其中長 71最厚，一般 40～50 m；其次為長 72，厚度一般 30～40 m，長 73厚度較薄，一般 25～35 m，總體而言，自北而南、自東而西地層厚度逐漸增大，3個小層均已發現油氣顯示，主力含油層系為長72層。

1.3 油田構造分布特征

鄂爾多斯盆地北以陰山[1]、大青山及狼山為界，南至秦嶺；西起賀蘭山、六盤山，東到呂梁山，總面積32×104km2。其大地構造位置屬華北地臺西部，為克拉通邊緣坳陷盆地，是一大型的中生代含油氣盆地，由伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環坳陷、西緣沖斷構造帶6個一級構造單元組成。鄂爾多斯盆地古生代地處華北地臺西緣，基底是以太古界集寧群為核心的前寒武紀結晶變質巖系，中生代印支運動使大華北盆地解體，形成鄂爾多斯內陸坳陷盆地，早、中三疊世鄂爾多斯盆地以河、湖相沉積為主；晚三疊世鄂爾多斯盆地發育成為一個大型內陸淡水湖泊；晚三疊世末，盆地基底抬升，湖盆消亡，在湖盆發育、擴張期沉積形成了巨厚的深湖、半深湖生油巖系；在湖盆穩定沉降期，三角洲沉積體系發育在湖盆衰退期，廣泛發育有湖沼相泥巖，形成了良好的生、儲、蓋成油組合；早侏羅世開始，鄂爾多斯盆地整體抬升，形成橫貫盆地的甘陜古河道[2]。此后，又逐漸沉降，形成一套填平補齊式的富縣組、內陸河湖相的延安組、直羅組、安定組沉積，至早白堊世末形成一東高西低的構造背景，經新生代盆地周緣斷陷后，最終演化形成了鄂爾多斯盆地現今的構造格局。

1.4 區域沉積背景與油藏特征

鄂爾多斯盆地延長期可以劃分為4個構造－沉積演化階段，即湖盆形成及擴張期、鼎盛期、回返期、萎縮消亡期。在整個晚三疊世盆地盛衰演化過程中，湖盆經歷了四次明顯的湖進與湖退變化，但沉積中心較穩定，一直沿華池-宜君一帶波動。物源主要來自盆地東北部和西部，其中東北物源在盆地內建造了鹽池-定邊、吳旗、志靖、安塞、延安等大型曲流河三角洲，是鄂爾多斯盆地最重要的油氣聚集區。

胡尖山地區三疊系延長組7段總的地勢為西低東高的斜坡，其地層平緩，構造簡單，構造和斷裂不發育，由于各砂組受三角洲前緣水下分流河道、河口砂壩砂體厚度和發育規模不同的影響，油層厚度和分布亦有差異。從油層厚度與砂體厚度分布圖上可以看出，油層沿水下分流河道砂體的相對高孔滲帶發育，形成了延長組7段砂巖上傾尖滅和上傾致密砂巖遮擋兩種主要的油藏類型。

1.5 沉積相特征

胡尖山油田長7段整體處于淺湖-半深湖背景下的三角洲前緣亞相區，以三角洲前緣水下分流河道微相和半深湖泊濁流沉積砂體發育為特征。主要物源來自北部和北北東部的陰山山系，從陰山向南至研究區依次為山麓－沖積扇環境、沖積平原環境、淺湖－三角洲環境、深湖、半深湖環境；沉積物主要發育沖積扇－辮狀河－曲流河－三角洲相序組合（見表1）。

2 長7油藏6種不同井網、井距實施效果對比

胡尖山油田長7油藏的開發始于2007年11月完鉆的安83井長7測井解釋砂層16.8m，解釋油水層9.1m、差油層3.5 m，平均孔隙度8.6%、滲透率0.14 μm2。試油日產油12.33 t、日產水6.7 m3。該區2010-2012年安83區塊開辟了先導性開發試驗，采用6套不同井網形式開采中部450×140 m矩形井網；北部350×150 m菱形井網；西部220×220 m正方形井網；中西部400×140 m矩形井網；東南部水平井井網；南部采用480×200 m水壓裂井網試驗。

表1 胡尖山油田長7段沉積亞相及微相劃分

表2 安83區塊不同井網井距物性、生產動態對比表

目前共投產油井193口（水淹停井25口），目前共開井168口（包括水平井6口）（見表2），162口開發井試油平均單井日產油15.0 t，日產水2.5 m3，試采初期單井日產液2.8 m3，日產油1.5 t，含水35.4%，目前單井日產液1.6 m3，日產油0.8 t，含水38.6%；6口水平井試油平均單井日產油54.4 t，試采初期單井日產液12.0 m3，日產油5.8 t，含水 43.0%，目前單井日產液9.5 m3，日產油3.9 t，含水51.3%。從對比結果可以得出結論，水平井井網試油、試采初期、試采目前分別是常規開發井的3.6倍、3.9倍、4.9倍，效果較好。

3 長7油藏井網適應性分析

3.1 裂縫方向對井網適應性的影響

低滲透油田中普遍存在天然裂縫，且裂縫方向大多平行于主應力方向，裂縫對油田開發有正反兩方面的影響。有利的是裂縫能夠提供高滲通道,增加油層的出油能力和吸水能力，不利的是裂縫可能造成方向性水竄,降低注入水的波及系數,影響水驅油效果，通過井下微地震試驗，測試出胡尖山油田長7油藏裂縫比較發育，裂縫發育方向主要為NE75°，該區試驗井網主要井排拒方向為NE60°-NE80°與裂縫發育方向平行，導致主向井容易見水水淹，側向井受效程度底，地層壓力保持水平整體偏低（77%），表現出井網適應性差，采出程度低，含水上升快，單井產量低。

3.2 采出程度與含水上升率數值模擬對比評價

油田含水率與采出程度關系曲線直接反映油田不同開發階段的含水率上升規律和開發狀況,它反映開發過程中實施開發調整后的效果和最終開發效果。通過實際曲線與理論曲線對比，通過近兩年投產井的實施效果，對安83區塊幾種不同井網井距試驗井網的采出程度與含水的數值模擬（見圖1），6種不同井網在同樣的采出程度情況下，反七點法水平井井網的含水上升率最低，效果最好，單井產量最高，井網適應性較好。

3.3 采出程度與生產時間數值模擬分析結果

通過數值模擬（見圖2）在同樣的生產時間段內，反七點法水平井井網的采出程度明顯優于其他井網，儲量動用程度較高，采收率較高，井網適應性明顯優于其他井網，效果較好，是后期長7油藏開發的主要途徑。

3.4 反七點水平井井網在胡尖山長7油藏的適應性

采用與儲層相適應的注采井網，是獲得良好開發效果的基礎，即井網是否合理，直接影響著有效驅替壓力系統能否建立，進而影響單井產量和最終采收率。特低滲巖性油藏均不同程度發育天然裂縫，為建立有效的壓力驅替系統，根據儲層物性、裂縫發育程度，為延緩裂縫主向水淹時間，提高側向井見效程度，通過2010-2012年6種不同井網研究、試驗，最終得出結論反七點水平井井網（見圖3）在胡尖山長7油藏開發中具有更好的優越性，實現了裂縫系統與井網的優化配置，為提高單井產量及最終采收率奠定了基礎。

4 結論及取得的認識

（1）通過近兩年實施進展得出：反七點法水平井井網實施效果＞矩形井網＞菱形反九點井網＞正方形井網，且試油、試采產量較好，采出程度較高、含水上升率較低。

（2）胡尖山長7油藏發育一套NE75°左右的天然裂縫，導致井網方向主向井容易見水，側向井受效程度較低，導致地層能量整體保持較低，單井產量較低。

（3）從數值模擬結果看出，反七點法水平井井網在胡尖山長7油藏開發中具有更好的適應性。

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