鄂爾多斯盆地三疊系長7致密油藏開發技術探討

汪 洋 ，程瀟逸 ，李龍龍 ，柴慧強 ，成 建 ，張 希 ，王旻軻

（1.中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200；2.西南石油大學，四川成都 610500）

胡尖山油田位于陜西省定邊縣境內，地形復雜、溝谷縱橫，地面海拔1 400～1 850m，相對高差450 m左右，風多雨少，地表水貧乏，屬黃土塬地貌干旱沙漠草原氣候。區域構造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部邊緣的中部，向西緊鄰天環坳陷，呈向西傾斜的平緩單斜，平均坡降0.01，傾角小于1°[1]。目前預測長7油藏含油面積 241 km2，地質儲量 1.3×108t，但物性差，開發難度大。

研究區長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。沉積相帶呈從北向南條帶狀展布，在研究區中部、北部為三角洲前緣亞相沉積，微相以水下分流河道為主，其次為水下分流間灣，局部發育河口砂壩、席狀砂微相。南部為半深湖亞相，主要發育濁流沉積砂體和湖泥。主力層位長72主要發育四條三角洲前緣水下分流河道沉積微相，區域內中部-河道交匯，水下分流河道砂體連片，為工區內有利的沉積相帶，是下步規模建產的主要區塊。

研究區長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。油藏以分流河道及河口壩、濁流沉積砂體為主要的儲集體，受巖性、物性變化控制，屬于典型的巖性油藏。儲集層上覆的泥巖及其上傾方向與儲集砂體相間分布的分流間灣（洼地）泥質巖類構成了有效的遮擋，為油藏的形成奠定了有利的儲蓋配置關系。另外，研究區發育的部分近東西向鼻狀隆起對油氣聚集起到了積極的促進作用。

1 油藏開發的主要矛盾

通過實施不同注采井網對比發現，主要受制于物性差和天然裂縫發育，定向井單井產量低，穩產難度大，開發效果差。2011年該區水平井完鉆6口，改造使用“水力噴射+小直徑封隔器”的主體工藝，并實施了“分段多簇”壓裂試驗，試油平均日產純油53.1 t，初期日產油5.75 t，目前平均單井日產油3.89 t。

1.1 儲層物性差，單井產能低

儲集砂體以細砂巖、細-粉砂巖為主，主要碎屑組分為高長石、低石英；孔隙類型為粒間孔、長石溶孔，屬小孔隙微細喉型，連通性差，孔隙度介于8%～11%，占56%，局部最高達12%～13%，其余大部分孔隙度低于8%；滲透率小于1 mD的占85%，且儲層非均質性較強，砂體橫向厚度變化大，隔夾層較多。

主力層長72平均孔隙度7.9%，滲透率0.19 mD，物性差，屬致密油藏。2012年在試驗區開展壓力監測，測得地層壓力16.6 MPa，壓力保持水平為91.2%，投產后壓力恢復差，有效驅替壓力系統建立困難，油井見效緩慢，見效即見水，定向井單井初期產能1.5 t，目前僅0.8 t。

1.2 裂縫較發育，多向性見水

成像測井顯示長7油藏層內層理發育，層理類型為交錯層理和平行層理，傾角為10～20°，局部鉆井誘導縫發育，根據誘導縫的方向可判斷最大地應力方向為NE60～80°。另外通過井下微地震監測顯示裂縫方位為NE75°，實驗井排方向與裂縫方向一致。

各套井網均有見水井，共有見水井57口，見水比為19.5%，通過動態觀察及示蹤劑監測結果，顯示該區存在多方向性見水，見水后動態表現動液面上升，含水上升，含鹽穩定。多方分析驗證認為該區優勢見水方向主要是裂縫方位NE75°，但由于水平井對應注水井較多，見水方向難判斷。

2 開發技術探討

2.1 定向井與水平井效果對比

2010-2011年先后對工區內主力區塊安83井區采用六套不同井網進行試驗，2010年最先采用450×140的矩形井網，初期日產油1.7 t，含水32.5%，目前平均單井日產油0.7 t，含水36.8%，表現出遞減較大，投產后壓力恢復速度慢，驅替系統建立困難。針對450×140的矩形井網油井見效慢，單井產能低，2011年縮小注采井距改變井網形式，常規井投產后初期1.8 t，目前0.6 t，水平井初期5.0 t，目前2.3 t。開發過程中，油井液量下降快且存在多方向見水，水平井由于井排距較小（井距：450～500 m，排距：110～120 m，水平段：400～600 m），投產后導致水淹。

2012年加大水平井井排距試驗（600～700 m），效果較好，單井產能遠高于定向井。綜合對比分析認為（見表1），胡尖山長7致密油藏由于儲層物性差，非均質性嚴重，油層導流能力差，地層能量較弱，提液困難，定向井產量低，遞減大，難以有效開發致密油藏；水平井本身對油層具有很大的穿透度，加上壓裂后形成的多簇裂縫作為油流通道，可以大大提高油井的產能，增產效果明顯，成為類似油藏高效開發的主要模式。

2.2 水平井井網優選

通過實施效果和數值模擬結果，2012年在試驗區優化部署交錯七點井網（端部注水井間距600 m，腰部注水井間距800 m）、長水平段五點井網（井距600～700 m）、自然能量開發體積壓裂井網（井距400 m）三套井網試驗。

表1 安83井區不同井網實施效果統計表

（1）交錯七點井網：是正對七點井網的改進型，通過擴大腰部注水井井距，能有效避免水平井腰部過早見水，使注水井水驅效果更均勻。初期平均單井日產液23.55 m3,日產油12.89 t，含水34.8%，目前單井日產液19.76 m3,日產油13.13 t，含水20.9%。交錯七點井網目前開發形勢穩定，井網形式完整，開發過程中的可調控性高。

（2）長水平段五點井網：為了避免水平井腰部見水，開展了五點井網試驗，去除腰部注水井。初期平均單井日產液19.78 m3，日產油11.69 t，含水29.6%，目前單井日產液16.06 m3，日產油10.90 t，含水19.2%。這套井網相對交錯七點井網形式不完整，儲量動用程度低。

（3）體積壓裂井網：采用高強度體積壓裂改造儲層，完全自然能量開采。初期平均單井日產液26.01 m3，日產油13.95 t，含水36.2%，目前單井日產液18.92 m3，日產油11.68 t，含水26.5%。由于無法補充地層能量，液量下降快，需持續關注油井生產動態，研究遞減規律。通過開發效果（見表2）分析認為：體積壓裂井網前期不穩態產量高，但產量下降幅度最大；長水平段五點井網遞減較為明顯，后期穩產壓力較大；交錯七點井網產量穩定，采收率高，應加大試驗推廣。

2.3 儲層改造工程優化

胡尖山長7定向井先后開展了多段射孔多縫壓裂技術、多級加砂壓裂技術等試驗，多段壓裂、多級加砂壓裂、多羥基醇壓裂液等新工藝技術較常規改造方法有明顯的改善，混合水體積壓裂的改造效果最為顯著，但受制于致密油層物性和注采井網，開發未能達到預期效果。

2012年全部推廣應用水平井分段多簇+體積壓裂工藝，平均單井加砂 646.2 m3，排量 6.0～17.0 m3/min，入地總液6 929.5 m3；試排產量日產純油61.1 m3；第一個月平均單井日產油10.6 t，第二個月平均單井日產油12.7 t，目前平均單井日產油10.48 t，水平井體積壓裂技術突破了致密油藏單井產量低的屏障。

有研究結果表明[3，4]，對于特定油藏，水平井的水平段長度、壓裂縫條數、裂縫間距等因素存在優化配置關系：壓裂水平井在生產一段時間后，水平井中的多條裂縫之間將產生干擾以致于影響各裂縫的產能，隨著裂縫數量的增加，其含水率上升越快；注入水一旦在水平井邊部裂縫突破，油水前緣很難向水平井中部推進，導致剩余油飽和度高，所以水平段長度，壓裂縫條數等參數的配置將影響油藏開發過程中的含水上升率和最終采收率。

表2 安83井區2012年實施井網效果統計表

胡尖山長7水平井實施統計以及油藏數值模擬成果（見圖1、圖2）表明，當水平段長度超過600 m，裂縫密度超過1.5～2.0條/100m后，單井產量增幅大大降低，同時穩產難度加大。綜合考慮后期穩產和采收率，600 m水平段長度及60 m段間距是優選配置方案。

3 結論與認識

（1）主力層位長72主要發育四條三角洲前緣水下分流河道沉積微相，區域內中部-河道交匯，水下分流河道砂體連片，為工區內有利的沉積相帶，是下步規模建產的主要區塊。

（2）定向井投產后有效驅替壓力系統建立困難，壓力保持水平低，油井見效緩慢，見效即見水，定向井單井產量低，穩產難度大。

（3）水平井本身對油層具有很大的穿透度，加上壓裂后形成的多簇裂縫作為油流通道，可以大大提高油井的產能，增產效果明顯，成為類似油藏高效開發的主要模式。

（4）體積壓裂井網前期不穩態產量最大，但后期穩態產量最小；長水平段五點井網遞減快，儲層動用程度低；交錯七點井網相對穩定，采收率高，注采可調性高，可加大試驗推廣。

（5）當水平段長度超過600 m，裂縫密度超過1.5條/100米后，單井產量增幅大大降低，同時穩產難度加大。綜合考慮后期穩產和采收率，600 m水平段長度及60 m段間距是優選配置方案。

［1］吳崇筠，薛叔浩，等.中國含油氣盆地沉積學［M］.北京：石油工業出版社，1993.

［2］羅建強，何忠明.鄂爾多斯盆地中生代構造演化特征及油氣分布［J］.地質與資源，2008，17（2）：135-138.

［3］牟珍寶，袁向春，朱筱敏.低滲透油田壓裂水平井開發井網適應性研究［J］.石油天然氣學報報（江漢石油學院學報），2008，30（6）：119-122.

［4］曾保全，程林松，等.特低滲透油藏壓裂水平井開發效果評價［J］.石油學報，2010，31（5）：791-796.