胡尖山油田安201 區塊裂縫性油藏開發技術探討

李龍龍，李 超，汪 洋，張 希，譚斌文，胡 剛，王國柱

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

鄂爾多斯盆地可劃分為六個二級構造單元（伊盟隆起、緣沖斷構造、天環坳陷、陜北斜坡、渭北隆起、晉西撓褶帶），陜北斜坡是油氣聚集的主要構造單元，超過發現的油氣儲量的90 %。胡尖山油田安201 區塊位于陜北斜坡的西部，總的構造格局表現為向西傾斜的大型平緩單斜，在局部區域由于差異壓實作用形成小型鼻狀構造。該區長61沉積期處于定邊淺水臺地型曲流河三角洲平原和前緣相帶，發育了北東向帶狀展布的分流河道和水下分流河道砂體，原始驅動類型為彈性溶解氣驅。

1 胡尖山油田安201 區塊地質結構

1.1 安201 長6 儲物性特征

研究區主要為長石細砂巖，顏色以灰色、灰白色為主。砂巖的碎屑成分主要包括石英類、長石類、火成巖屑、變質巖巖屑和少量的云母，平均含量為92.6 %（見圖1）；填隙物主要為粘土礦物（高嶺石、伊利石和綠泥石）、鐵方解石和硅質，平均含量為7.4 %（見圖2）。碎屑巖儲層孔隙類型以原生粒間孔隙為主，同時有部分次生孔隙。次生孔隙包括粒間溶蝕孔隙、粒內溶蝕孔隙、鑄模孔、晶間微孔和填隙物溶蝕孔隙等。

圖1 長61 砂巖碎屑顆粒成分及其含量對比圖

圖2 長61 粘土礦物種類及其含量對比圖

1.2 構造特征

研究區油藏頂面構造特征總體表現出東高西低，呈坡度較小的單斜構造。研究區南部呈現出一條較淺的凹陷帶；北部構造簡單，為一坡度較小的單斜構造；中部的產建區整體為一鼻狀隆起，在鼻狀隆起的構造背景下又出現一些小的凹陷和凸起。

1.3 開發簡況

安201 區塊長6 層可細分為長61、長62、長63三個小層，主力油層為長61。安201 區采用菱形反九點井網開發，井距480 m，排距150 m，井排方向NE72°。油井主要采取水力加砂壓裂，平均加砂強度為1.06 m3/m，排量為1.9～2.1 m3/min，水井主要采取爆燃壓裂。最大主應力方向為NE72°，與地應力裂縫方位基本一致。完鉆油水井267 口，平均鉆遇砂層23.8 m，油層10.2 m，滲透率1.25×10-3μm2，孔隙度12.4 %，電阻率9.7 Ω·m，含油飽和度46.3%，飽和壓力7.9 MPa，地飽壓差7.5 MPa，原始氣油比65.7 m3/t。投產油井200 口，目前開井157口，初期單井日產液4.3 m3，日產油2.8 t，含水23.0 %，目前單井日產液2.6 m3，日產油1.3 t，含水41.4 %。注水井投注67 口，目前開井66 口，單井日注26 m3，月注采比4.6，累計注采比2.0。

2 開發中存在的主要矛盾

2.1 天然裂縫發育，主向井易見水淹

安201 區塊長6 層通過野外露頭觀察、電成像測井、巖心分析認為：該區要以高角度構造縫（主要發育NEE，NE，NW 三組裂縫，以NEE 向裂縫為主，平均裂縫走向為65～75°），部分井見到多組裂縫，裂縫面相互平行，而網狀縫、低角度縫及水平縫不發育（見圖3）。自2009 年投入開發以來，全區共有水淹井43 口，其中主向井水淹有37 口，水淹程度達到86.1 %。注入水沿裂縫主向單向突進，造成側向上有效壓力驅替系統難以建立，油井見效緩慢，通過近幾年的注水開發，側向井的見效比僅為36.4 %，開發效果較差（見圖4）。

2.2 油井投產后遞減大，水驅動用程度低

該區油井投產后遞減較大，注水見效程度低，投產200 口，初期單井日產液4.3 m3，日產油2.8 t，含水23.0%，目前單井日產液2.6 m3，日產油1.3 t，含水41.4%。由于長61層內非均質性較強，剖面上水驅不均，形成部分層段吸水差，或不吸水，導致整體水驅動用程度較低。測試的48 口吸水剖面中有10 口井存在單層段不吸水或吸水不均的問題，區塊水驅動用程度僅為66.5 %。

圖4 安201 區塊長61 油藏含水分級圖

3 合理開發技術探討

3.1 合理的井網井排距

通過對矩形、菱形、正方形反九點不同井網，不同井排距數值模擬得出結論：520×130 的菱形與矩形、正方形對比，在相同井排距的情況下，菱形井網的初期采油速度和階段末的采出程度較高，且調整靈活；矩形井網水淹風險小，但在注水井之間滯留大量剩余油，采出程度較低。綜合分析認為520×130 的菱形反九點井網（井網密度為14.79 口/平方千米）采出程度最高，同期含水最低，在安201 長61油藏具有較好的適應性。

3.2 注采壓力系統

根據流入動態曲線可以確定安201 區長6 油藏在壓力保持程度為120 %，綜合含水為20 %時的合理流壓為6.4 MPa（見圖5）。

圖5 油井流入動態曲線

以菱形反九點520×130 井網為基礎方案，計算油井井底流壓分別為飽和壓力的30 %、50 %、70 %、90 %的五個方案。綜合對比，井底流壓為飽和壓力70 %方案最佳。根據低滲透油藏的開發經驗，采油井合理流壓應不低于飽和壓力的2/3，最低流動壓力為飽和壓力的50%，否則會引起油井脫氣半徑擴大，降低油層的滲流能力。安201 區長61油層飽和壓力為7.9 MPa，因此，該區油井合理流壓為5.3 MPa，最低流壓為4.0 MPa。

3.3 注水參數論證

注水井最大流動壓力主要受破裂壓力的限制，根據經驗，一般不超過破裂壓力的80 %～90 %。安201區長6 油藏井口破裂壓力28 MPa，地層破裂壓力為38 MPa，則注水井最大井底流壓為34.2 MPa，考慮液柱壓力和井筒摩阻損失后，注水井最大井口壓力為15.2 MPa。以菱形反九點520×130 井網為基礎方案，計算注水井井底流壓分別為22、24、26、28、30 MPa 的五個方案。綜合對比，安201 長6 井底流壓為26.0 MPa方案最佳，注水井合理井口壓力為6～7 MPa。

3.4 合理注采比

采用數值模擬方法，確定合理注采比。以菱形反九點520×130 井網為基礎方案，采油井定液量6.0 m3/d，注水井定井底流壓，計算注采比分別為0.8、1.0、1.2、1.4的4 個方案。綜合對比分析，注采比為1.0 時方案最佳。根據同類已開發油田的成功經驗，油田開發初期采用1.4 左右的注采比，隨著有效驅替壓力系統的建立，油井逐漸見效，將注采比逐漸調低到1.0，實現可以有較高產能，又能有效控制含水上升的“溫和注水”。

4 結論及認識

安201 長61油藏屬于典型的裂縫性油藏，投入開發后采用井排距為480 m×150 m 的菱形反九點井網投入開發，井網適應性較差，驅替系統難以建立，水驅平面分布不均，產量遞減較快，主側向井生產差異大（主向上油井含水上升快，裂縫型水淹井較多；側向井注水見效慢，產量較低）。結合油藏數值模擬，綜合分析認為：采用井排距為520 m×130 m 菱形反九點網可避免裂縫主向油井的暴性水淹；地層壓力水平保持在原始地層壓力的120 %，注水時機為超前注水5 個月左右，根據油層厚度變化與物性差異對超前注水量進行靈活調整；合理井底流壓為4.0～6.0 MPa，合理生產壓差9.0～11.0 MPa，最大井口注水壓力為14.2 MPa。

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