李龍龍，周創飛，張翠萍，李 超，張 博，王平平，曹俊峰，鄭 奎，胡 剛，李紅雷

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

胡尖山油田長9油藏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，該區地形復雜、溝谷縱橫，地面海拔1599～1774 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。

1 基本概況

1.1 標志層的劃分

陜北斜坡上發育有K0—K9 十個標志層，其中K9、K8、K6、K1 較為穩定，利用這些標志層，可細分層系。K0 標志層位于長9 頂部，油層組內部的“李家畔頁巖”，為長9油層組內的次級湖泛面，巖性為灰黑色泥巖、頁巖及凝灰質泥頁巖，電性表現為高電阻、高伽馬特征。該標志層在區域上分布穩定，易于對比。根據巖性特征、沉積旋回、電性組合特征，將長9 層進一步細分為2個小層（長91、長92），其中長91是主力含油層系。

1.2 構造特征

胡尖山油田長9油藏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。

1.3 沉積相特征

胡尖山地區長91層巖性為灰色、深灰色細砂巖-粉砂巖，可見砂紋層理、槽狀交錯層理、板狀交錯，沉積構造常出現于分流河道沉積環境。該區長91段，湖盆略微擴張，該時期主要發育三角洲平原與三角洲前緣亞相，三角洲平原亞相主要位于北部地區，河道南北向展布，所占面積大約為胡尖山地區的54%，三角洲前緣亞相面積約占胡尖山地區的46%。

1.4 油藏特征

長9油藏處于湖泊三角洲湖侵期，形成退積型三角洲前緣的砂體，是良好的儲集體，油藏除了受到巖性控制外，還受構造控制影響。同時，油藏局部致密砂巖遮擋，形成巖性圈閉。

2 勘探開發現狀

胡尖山地區截止目前共有225口探評井鉆穿長9層，其中27口井試油獲工業油流。2005年完鉆的評價井胡148 長91層鉆遇油層12.2 m，試油日獲純油22.4 t，取得了胡尖山油田長91層勘探的新突破。隨著近幾年勘探開發力度不斷加大，隨后完鉆的探評井胡120、新22、池57、元196、元148、元195、安169、胡262、元28等井長91先后試油分別獲的日產油23.8 t、10.5 t、10.6 t、51.9 t、31.6 t、20.8 t、4.5 t、4.3 t、13.0 t的工業油流，揭開了胡尖山長9油藏規模建產的序幕。

胡尖山油田長9油藏目前主要建產區有胡120、新22、元196、安160區塊，開發井網主要采用300×300 m，NE70°的正方形反九點井網，目前共完鉆油水井227口（178+49），完試采油井179口，試油平均單井日產油10.1 t，日產水10.6 m3；目前開井172口，平均單井日產液5.7 m3，日產油2.1 t，含水57.0%，實施效果較好。

3 長9油藏高效建產技術探討

3.1 合理的井網井距

胡尖山油田長9油藏位于構造復雜多變區，發育天然微裂縫，根據井下微地震測試結果，該區最大主應力方向為NE70°，結合鄂爾多斯盆地地應力分布規律及其他油田長9油藏成功開發經驗，考慮井排方向與最大主應力方向平行，即NE70°，采用300×300的正方形井網，井網密度11.11口/平方千米。

3.2 快速色譜錄井技術提高油層的判識

快速色譜錄井技術在鉆井現場廣泛應用,尤其是對薄油氣層、常規錄井顯示較差的油層發現與評價、及加入鉆井液添加劑條件下識別真假油氣顯示提供了更為充分的依據。

安160區塊長9油藏埋深2400 m，原油密度0.74 g/cm3，揮發性強，常規錄井顯示較差，不能準確的判識油氣層。2012年積極推廣快速色譜錄井技術，完鉆16口，應用14口，很大程度的提高了油層判識能力，油層判識符合率從65.8%提高至94.1%，取得了較好的產建效果。投產17口，初期平均單井日產油3.6 t，含水38.1%。

3.3 明確四性關系，確定儲層出油下限

通過新22區塊取芯井分析，該區長9儲層條帶狀含油特征明顯，導致油水層識別難度大。通過“電性參數與試油產量、試油產量與投產產量”的匹配關系研究，對于低于出油電性下限的區域及時調整。對新22區塊75口完鉆井的聲波時差與電阻率交會圖，總結油層識別下限參數：△t≥215 μs/m，Rt≥15 Ω·m。

3.4 合理優化工藝改造措施

新22區塊初期工藝改造選擇油層段頂射孔，但試油效果較差。通過對比測井曲線特征，認為該井物性較好部位聲波時差、電阻大于出油下限，具有出油潛力。二次改造采取優選油層物性較好射孔，獲得工業油流顯示。分析認為：油層條帶狀含油決定了射孔段選擇，在措施改造時應綜合考慮油層物性，優選物性較好部位實施改造，效果較好。

3.5 選擇合理的注水時機，降低油井遞減

新22區塊長91油藏初期采用滯后注水，油井遞減較大（32.5%），油井投產8個月后實施注水，遞減有所降低。元196區塊實施同步注水，開發形勢穩定，產量遞減較小（6.5%），效果較好。通過數值模擬及開發動態驗證，長9油藏合理的注水時機為同步注水。

3.6 使用水平井開發，提高有效儲層動用程度

水平井是低滲透油藏提高單井產量的有效方式，針對新22、胡120區塊等區塊長9儲層條帶狀含油、叢式井開發單井產量較低，儲層有效動用程度低的特點，2012-2013年開展水平井開發試驗，目前完鉆5口，其中新22區塊完鉆2口，投產2口，平均單井產量28.5 m3/7.2 t/70.2%，效果較好。隨著水平井先導試驗的逐步完善，水平井開發將成為長9油藏后期高效開發的有效手段之一。

4 結論及建議

（1）胡尖山油田長9油藏發育NE70°的天然裂縫，采用300×300的正方形井網，井排方向與裂縫方向平行時開發效果較好。

（2）鉆井過程中采用快速色譜錄井是提高長9油藏油層判識的有效手段。

（3）長9儲層條帶狀含油明顯且錄井顯示差，應用產能快速預測技術，結合試油、試采、測井解釋得出出油下限是高效建產的關鍵。

（4）工藝改造時，不同儲層采取不同改造方式，元196區塊采用油層頂部射孔二級加砂效果較好，新22長9 條帶狀含油，一般優選儲層物性較好部位射孔。

（5）完善注采井網，采取同步注水政策是長9油藏降低初期遞減、確保油井穩產的有效途徑。

（6）采用水平井開發可最大程度動用條帶狀含油儲層，是長9油藏后期高效開發的有效手段之一。

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