胡尖山油田A201 區剩余油分布規律及挖潛研究

楊 博

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

1 區域概況

胡尖山油田位于鄂爾多斯盆地北部，地處陜西省定邊縣境內，發育多個油層組，侏羅系以延9、延10 層為主，三疊系以長2、長6、長7、長8 層為主。A201 區油藏位于胡尖山油田中部，主力層位長6 層，構造上整體表現為東高西低，呈坡度較小的單斜構造，各小層頂面構造繼承性良好。沉積相為三角洲平原沉積，主要發育分流河道和分流間灣兩種沉積微相，油藏埋深2 300 m，平均油層厚度16.9 m，孔隙度13.4 %，平均滲透率0.79×10-3μm2，屬中孔超低滲透油藏，動用地質儲量1 226×104t。

2 開發特征分析

2.1 開發現狀

A201 區于2009 年建產并投入注水開發，采用480 m×150 m 菱形反九點井網，投產油井199 口，平均單井日產油1.07 t，綜合含水40.5 %，投產注水井90口，單井日注水量35 m3，地質儲量采出程度5.07 %。

2.2 存在問題

2.2.1 主側向油井開發矛盾突出 主向油井見水比例高（42 口，見水比例21.1 %），延NE72°方向貫通并形成了12 條沿裂縫水線。側向油井壓力保持水平低65.1 %，注水驅替系統建立緩慢，側向油井注水長期不見效。

2.2.2 注入水利用率低，水驅效果差 水驅儲量控制程度96.5 %，水驅儲量動用程度53.0 %。2015-2016 年通過井網加密調整，水驅儲量控制程度大幅度提高；儲層縱向上受沉積韻律變化影響，物性變化大，層內非均質性強，水驅儲量動用程度低；注入水沿裂縫優勢通道驅替，無效注水較嚴重，利用率低，水驅效果差。

2.2.3 油層啟動壓力大，驅替效率低 一次井網條件下（排距150 m），油水井間驅替壓力梯度0.035 MPa/m，小于啟動壓力梯度（0.041 MPa/m）（見圖1、圖2）；注入水沿裂縫外竄，側向井難以受效，平均單井產能由初期3.86 t 下降到目前1.07 t，目前地層壓力僅8.66 MPa。

圖1 不同排距注采井間壓力梯度分布曲線

3 儲層特征研究

長6 儲層以長石砂巖為主，長石含量高于石英，區內總體巖屑含量較高，成分成熟度低。填隙物含量9.054 %，類型主要是綠泥石、鐵方解石、方解石、水云母，其次是高嶺石、伊利石和硅質。

孔隙類型以粒間孔和溶蝕孔為主，見少量晶間孔、微孔，溶孔主要為長石溶孔和巖屑溶孔，偶見鑄模孔、微裂隙。平均面孔率5.95 %。長6 儲層以小孔、微細喉道為主。喉道分布范圍較寬（0.246 μm～6.755 6 μm），以雙峰和多峰為主，少量發育單峰，說明儲層孔喉結構不均勻，分選差（見圖3、圖4）。

砂體縱向上受沉積韻律變化的影響，鈣質夾層較多，縱向上物性變化大，層內縱向非均質性強，整體為強非均質。層內每條夾層平均厚度約為6.84 m，層內出現的夾層密度平均2.56 %，夾層頻率平均為0.023 條/米。層間滲透率級差平均為1.84；突進系數平均為0.19；變異系數平均為1.19，整體上層間非均質性較弱。

研究區內長6 儲層裂縫發育，主要表現為天然裂縫和人工裂縫。天然裂縫以高角度縫（傾角>60°）為主，部分井見到多組裂縫，裂縫面相互平行，以NE 向為主，平均裂縫走向為65°～75°。人工裂縫走向在北東74°～79°，裂縫長度101 m～195 m；裂縫寬31 m～65 m；裂縫高度為17 m～22 m，平均19.5 m。

圖4 A201 區長6 儲層孔隙類型

4 剩余油分布規律研究及挖潛建議

4.1 數值模擬研究

在三維地質建模基礎上開展數值模擬研究[1-4]，通過對研究區儲量、產量、壓力和單井進行歷史擬合，地質儲量相對誤差4 %，壓力擬合率高，根據壓力場分布，研究區壓力場分布不均，表現為加密區沿裂縫方向排狀注水，壓力較高；沿裂縫側向，壓力保持水平較低。產油、產水擬合度高，相對誤差1 %，單井擬合率達到86.5 %。

4.2 剩余油分布

根據數值模擬研究成果，A201 區呈裂縫見水特征，側向井見效不明顯，平面上剩余油主要集中在側向井排與見水井排間富集，縱向各單砂體間物性差異較大，受隔層及韻律影響，油層動用不均，局部富集剩余油（見圖5）。

根據加密井及檢查井現場驗證：距水線側向25 m巖心顯示水洗，40 m 未水洗，加密排距75 m，單井初期日產油1.58 t，含水61.3 %，加密排距150 m，單井初期日產油2.54 t，含水33.6 %。結合開發動態判斷，側向水驅前緣僅40 m 左右。下步剩余油挖潛距離水線最佳距離為90 m～120 m。

圖5 A201 區局部剩余油柵狀圖

圖6 A201 區加密井網示意圖

4.3 下步挖潛建議

根據剩余油分布規律研究成果，結合A201 區儲層及開發特征，下步剩余油挖潛以動用側向井排剩余油為主，具體方式為采用短水平井在側向井排實施加密或利用主向水淹井實施開窗側鉆至側向井排。

建議加密短水平井水平段長度80 m～120 m，距離水線大于90 m，與該區砂體主應力方向呈45°～90°夾角。因A201 區長6 油層厚度大，建議開窗側鉆井采用大斜度井型，水平位移50 m～80 m 最佳，完鉆靶點距離水線大于90 m（見圖6）。

5 結論

（1）儲層非均質性強，層理構造發育，滲透率低，且井排距大，是有效驅替壓力系統難以建立的根本原因。

（2）天然裂縫、壓裂改造縫方向與主應力方向NE72°基本一致，是研究區主向井見水的主要原因。

（3）平面上和縱向上剩余油豐富，主要集中在側向井排與見水井排間。

（4）可采用短水平井在側向井排實施加密或利用主向水淹井實施開窗側鉆至側向井排，最大限度的挖掘剩余油。