油氣田地質因素對油氣田開發的影響

仝波文 柳朝陽 劉姣

延長油田股份有限公司 陜西 延安 716000

油氣田地質因素對油氣田開發的影響，是指在油氣田地質條件下，油氣藏在空間和時間上的變化規律。石油地質學是研究和認識油氣資源的科學。油氣是在地殼中由有機質演化而成，油氣藏內天然能量充足、易于形成油氣，是形成油氣藏的前提條件，這一條件主要來自于地質因素。地質因素對油氣藏有很大影響，同時，地質因素在不同條件下對油氣藏的影響程度不同。因此，充分了解油氣田地質因素對油氣田開發影響的基礎上，才能更好地進行油氣田開發。

1 油氣田開發中的地質分析

本文以M油田為研究對象，該油田位于鄂爾多斯盆地西南部。該區屬黃土塬地貌，地面海拔為1140m～1400m。氣候干旱少雨，年平均降雨量510mm；淡水資源貧乏，地下水資源較豐富，主要含水層為白堊系華池組、宜君洛河組，華池組日產水量一般小于200m3，礦化度在2g/l～3g/l；宜君洛河組日產水量300m3左右、礦化度＞3g/l，水質較差，為工業用水。區內交通較便利，G211國道橫貫南北。A年開始，M長8油藏規模開發，目前累計動用地質儲量4618.8×104t，建產能53.5×104t。定向井開發根據遞減指標預測，第一年遞減8.2%，第二年遞減7.3%。評價期單井累計產油6100t（采出程度14.5%），變油價內部收益率7.5%。

水平井注水開發根據遞減指標預測，第一年遞減19.1%，第二年遞減16.0%。評價期單井累計產油9700t（采出程度5.5%），變油價內部收益率3.7%。H1區塊長8油層厚度6-16m，采用700m左右的水平段五點井網注水開發，壓力保持水平低（70.9%），注水開發難以建立有效驅替系統，遞減較大，預測采收率較低，如圖1所示。

圖1 H1區長8油藏水平井遞減曲線

水平井準自然能量開發根據遞減指標預測，第一年遞減24.9%，第二年遞減18.1%，評價期單井累計產油16670t（采出程度7.5%），變油價內部收益率6.4%。長水平井可實現儲量有效動用，受地面限制，L1區采用長水平井準自然能量開發，內部收益率達6.4%，可有效動用儲層。B年部署區與已開發油藏特征相同，繼續沿用長水平井準自然能量開發，如圖2所示。

圖2 M長8油藏L1井區水平井遞減曲線

2 油氣田地質特征對開發的影響

根據標志層、沉積旋回，M油田長8可細分為長81、長82。M地區屬陜北斜坡西南段，局部構造位于慶陽鼻褶帶，構造形態為一個西傾單斜，傾角不足1°，局部有微弱鼻狀構造。M油田長8油藏以三角洲前緣亞相沉積為主，主要發育水下分流河道、分流間灣等沉積微相。長8砂體呈南西-北東向展布，河道寬2～4km，主體帶砂厚10～20m，連通性好；其中，長81平均砂厚12.4m，長82平均砂厚8.6m。H1區南部部署區長8油層厚度6.0～12.7m，平均9.3m。H1區東北部部署區長8油層厚度6.5～13.4m，平均9.8m。L1區部署區內長8油層厚度7.4～13.5m，平均10.5m。

2.1 巖礦特征

長8儲層主要為中-細砂巖，巖性為巖屑長石砂巖。長8儲層填隙物含量為12.6%，主要以綠泥石、水云母、鐵方解石為主，粘土礦物以伊利石、綠泥石為主，如表1和表2所示。

表1 ML長8儲層薄片粒度分析統計表

表2 ML長8儲層碎屑成分含量表

2.2 孔隙類型及結構

長8儲層孔隙類型以粒間孔為主，長石溶孔次之。M長8儲層孔喉結構特征總體表現為小孔-微細喉型，L1區排驅壓力1.93MPa，喉道中值半徑0.11μm。H1區排驅壓力1.12MPa，喉道中值半徑0.10μm，如圖3所示。

圖3 M長8儲層壓汞曲線

2.3 儲層物性

L1區長8平均孔隙度為10.0%，滲透率為0.34mD；H1區長8平均孔隙度為9.3%，滲透率為0.30mD。成像測井等顯示，M長8天然裂縫不發育，局部發育高角度裂縫，走向主要為北東-南西向。L1、H1長8油藏為中性-弱親水。L1、H1長8儲層為弱水敏、弱酸敏、弱鹽敏、弱速敏、弱堿敏。M長8油藏無水期驅油效率25.8%，最終期驅油效率44.7%、注入倍數11.0PV。相滲實驗顯示，隨著水飽增加，長8的油相滲透率下降較快。M油田L1、H1區長8油藏原油性質具有低密度、低粘度、低凝固點特征，氣油比96.6-98.8m3/t。甲烷含量26.5%～50.8%，C3含量18.6-23.1%，暫未檢測到H2S和CO氣體。M長8地層水水型為CaCl2。L1區長8原始地層壓力19.5MPa，壓力系數0.82，地溫梯度2.9℃/100m；H1區長8原始地層壓力19.2MPa，壓力系數0.82，地溫梯度2.7℃/100m。M油田長8油藏成藏圈閉成因與砂巖的側向尖滅及巖性致密遮擋有關，為巖性油藏。

3 油氣田地質因素對油氣田開發的影響

研究區通過利用彈性采收率和溶解氣采收率公式計算得出自然能量開發采收率低，長8需要補充地層能量。數值模擬表明，衰竭式開采地層壓力下降快，產量遞減快，采收率低，注水開發的階段采出程度和最終采收率明顯高于衰竭開采。儲層弱水敏，有利于注水開發。長8儲層含少量伊利石和水敏礦物伊/蒙混層，敏感性分析表現為弱水敏，有利于注水開發。長8儲層無水期驅油效率25.8%左右，最終期驅油效率44.7%，注水開發提高采收率潛力較大。

3.1 開發井型

H1區長8油層厚度平均9.5m，前期采用700m水平段水平井五點井網注水水驅效果差，遞減大，為提高單井產量，受地面受限影響，L1區前期采用長水平井準自然能量開發。

3.2 井網系統

超短水平井注水開發井網系統，成像測井等顯示，M長8天然裂縫不發育，最大主應力方位為北東75°左右，確定M長8井排方向為北東75°。數值模擬結果顯示生產10年時，正方形反九點井網流線分布最均勻，水線均勻驅替，剩余油較少；菱形反九點井網和矩形井網在角井處流線稀疏，剩余油集中。正方形反九點井網含水上升速度最慢，無水采油期最長，單井最終累計產量最高，因此，最佳井網為正方形反九點井網。L1區長8油藏單砂體連續性較好，結合油層平面分布范圍、井場位置，水平井水平段長度設計為1000m左右，根據井場位置適當調整水平段長度。啟動壓力測試表明，最大滲流距離為75m左右，動用半徑165～185m，井距應為330～370米；數值模擬表明，150米半縫長下，有效供給范圍為240米，井距應為480米。相同采收率下，隨著油層厚度的變小，單井經濟極限井距越大；油層厚度在6～10m，預期采收率10%，階梯油價下，極限最小井距范圍應在294～493m。

3.3 井距優化

正方形反九點井網井距越小，采收率越高，但單井累產越少；變油價下內部收益率達到8%時，需15年單井累產7500t以上；經濟與技術相結合，既滿足單井累產又具備較高的采收率，確定最佳井距300m左右。

3.4 壓力系統

M油田開發表明，超前注水由于補充能量及時，可建立較高的有效壓力驅替系統，油井初產高，穩產期長，M油田長8油藏采用較成熟的超前注水開發。M長8建產區滲透率較低（0.3mD），建立有效驅替壓力系統需要的注采壓差越大，需要壓力保持水平越高。根據油藏工程計算、數值模擬，結合M長8開發實際，確定超前注水投產前壓力保持水平在115%左右。M油田長8油藏地層水與洛河組注入水配伍性差，注水開發過程中要做好水質處理與儲層保護。數值模擬表明相同累計注入量下，注水強度越大，注入水在近井地帶不能及時向外傳播，壓力剖面越陡峭，有效波及范圍越小。注水強度越小，油水井間壓力剖面分布越均勻，小水量、長周期的注水政策，有利于壓力均勻分布。應用考慮啟動壓力梯度和變形介質的直井擬穩態流動注水量公式計算合理注水強度，確定M油田長8油藏超前注水期合理注水參數。依據M油田長8開發區油層、隔夾層特征和儲層縱向物性的差異，結合分注工藝，制定了長8層分注標準，層間和層內分注相結合（1-2段）。

3.5 采油井合理流壓

低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達到40%，得出不同含水時期泵口壓力值。根據泵口壓力與流動壓力的關系求出流動壓力，最后得到最小流動壓力與含水率關系。確定MH1長8油藏最小流壓為10.2MPa。低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達到40%，得出不同含水時期泵口壓力值。根據泵口壓力與流動壓力的關系求出流動壓力，最后得到最小流動壓力與含水率關系。確定L1長8油藏最小流壓為11.0MPa。同時考慮啟動壓力梯度和壓力敏感的流入動態方程（IPR曲線）反應無因次產量和流壓的關系，確定H1長8油藏合理流壓為8.9MPa，L1長8油藏合理流壓為9.5MPa。根據同類油藏開發經驗，當流動壓力接近原始飽和壓力時，采油指數最高，由此計算L1長8油藏生產井合理流壓10.2MPa；H1長8油藏生產井合理流壓9.9MPa。綜合取值，L1、H1長8油藏生產井合理流壓分別為10.2MPa、9.9MPa。單井產能取值主要考慮礦場統計、公式法作為輔助參考，結合2024年部署區的油層厚度和物性，最終取值：MH1長8油藏超短水平井達產年單井日產油3.1t/d，L1長8油藏長水平井達產年單井產量為9.0t/d。

4 結論

油氣田地質因素對油氣田開發的影響是非常復雜的，在具體分析時需要根據具體情況進行，比如：在對油氣田地質因素進行分析時，需要首先對其進行詳細的分析，然后才能對其影響進行研究，主要包括如下幾個方面：第一是通過對地質資料進行分析可以找出油氣田開發中存在的問題；第二是通過對地質資料的分析可以找出油氣田開發中存在的潛力；第三是通過對地質因素分析可以找到開發的對策。總之，油氣田地質因素對油氣田開發具有非常重要的作用，在具體分析時需要從實際情況出發，找出合理的解決對策。隨著科學技術的不斷發展進步，一定會找到更好、更準確的解決對策，進而提高油氣田開發質量和效率。