鄂尔多斯盆地三叠系长7致密油藏开发技术探讨

汪 洋 ，程潇逸 ，李龙龙 ，柴慧强 ，成 建 ，张 希 ，王旻轲

（1.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200；2.西南石油大学，四川成都 610500）

胡尖山油田位于陕西省定边县境内，地形复杂、沟谷纵横，地面海拔1 400～1 850m，相对高差450 m左右，风多雨少，地表水贫乏，属黄土塬地貌干旱沙漠草原气候。区域构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部边缘的中部，向西紧邻天环坳陷，呈向西倾斜的平缓单斜，平均坡降0.01，倾角小于1°[1]。目前预测长7油藏含油面积 241 km2，地质储量 1.3×108t，但物性差，开发难度大。

研究区长7段整体处于浅湖-半深湖背景下的三角洲前缘亚相区，以三角洲前缘水下分流河道微相和半深湖泊浊流沉积砂体发育为特征。沉积相带呈从北向南条带状展布，在研究区中部、北部为三角洲前缘亚相沉积，微相以水下分流河道为主，其次为水下分流间湾，局部发育河口砂坝、席状砂微相。南部为半深湖亚相，主要发育浊流沉积砂体和湖泥。主力层位长72主要发育四条三角洲前缘水下分流河道沉积微相，区域内中部-河道交汇，水下分流河道砂体连片，为工区内有利的沉积相带，是下步规模建产的主要区块。

研究区长7段总的地势为西低东高的斜坡，其地层平缓，构造简单，构造和断裂不发育。油藏以分流河道及河口坝、浊流沉积砂体为主要的储集体，受岩性、物性变化控制，属于典型的岩性油藏。储集层上覆的泥岩及其上倾方向与储集砂体相间分布的分流间湾（洼地）泥质岩类构成了有效的遮挡，为油藏的形成奠定了有利的储盖配置关系。另外，研究区发育的部分近东西向鼻状隆起对油气聚集起到了积极的促进作用。

1 油藏开发的主要矛盾

通过实施不同注采井网对比发现，主要受制于物性差和天然裂缝发育，定向井单井产量低，稳产难度大，开发效果差。2011年该区水平井完钻6口，改造使用“水力喷射+小直径封隔器”的主体工艺，并实施了“分段多簇”压裂试验，试油平均日产纯油53.1 t，初期日产油5.75 t，目前平均单井日产油3.89 t。

1.1 储层物性差，单井产能低

储集砂体以细砂岩、细-粉砂岩为主，主要碎屑组分为高长石、低石英；孔隙类型为粒间孔、长石溶孔，属小孔隙微细喉型，连通性差，孔隙度介于8%～11%，占56%，局部最高达12%～13%，其余大部分孔隙度低于8%；渗透率小于1 mD的占85%，且储层非均质性较强，砂体横向厚度变化大，隔夹层较多。

主力层长72平均孔隙度7.9%，渗透率0.19 mD，物性差，属致密油藏。2012年在试验区开展压力监测，测得地层压力16.6 MPa，压力保持水平为91.2%，投产后压力恢复差，有效驱替压力系统建立困难，油井见效缓慢，见效即见水，定向井单井初期产能1.5 t，目前仅0.8 t。

1.2 裂缝较发育，多向性见水

成像测井显示长7油藏层内层理发育，层理类型为交错层理和平行层理，倾角为10～20°，局部钻井诱导缝发育，根据诱导缝的方向可判断最大地应力方向为NE60～80°。另外通过井下微地震监测显示裂缝方位为NE75°，实验井排方向与裂缝方向一致。

各套井网均有见水井，共有见水井57口，见水比为19.5%，通过动态观察及示踪剂监测结果，显示该区存在多方向性见水，见水后动态表现动液面上升，含水上升，含盐稳定。多方分析验证认为该区优势见水方向主要是裂缝方位NE75°，但由于水平井对应注水井较多，见水方向难判断。

2 开发技术探讨

2.1 定向井与水平井效果对比

2010-2011年先后对工区内主力区块安83井区采用六套不同井网进行试验，2010年最先采用450×140的矩形井网，初期日产油1.7 t，含水32.5%，目前平均单井日产油0.7 t，含水36.8%，表现出递减较大，投产后压力恢复速度慢，驱替系统建立困难。针对450×140的矩形井网油井见效慢，单井产能低，2011年缩小注采井距改变井网形式，常规井投产后初期1.8 t，目前0.6 t，水平井初期5.0 t，目前2.3 t。开发过程中，油井液量下降快且存在多方向见水，水平井由于井排距较小（井距：450～500 m，排距：110～120 m，水平段：400～600 m），投产后导致水淹。

2012年加大水平井井排距试验（600～700 m），效果较好，单井产能远高于定向井。综合对比分析认为（见表1），胡尖山长7致密油藏由于储层物性差，非均质性严重，油层导流能力差，地层能量较弱，提液困难，定向井产量低，递减大，难以有效开发致密油藏；水平井本身对油层具有很大的穿透度，加上压裂后形成的多簇裂缝作为油流通道，可以大大提高油井的产能，增产效果明显，成为类似油藏高效开发的主要模式。

2.2 水平井井网优选

通过实施效果和数值模拟结果，2012年在试验区优化部署交错七点井网（端部注水井间距600 m，腰部注水井间距800 m）、长水平段五点井网（井距600～700 m）、自然能量开发体积压裂井网（井距400 m）三套井网试验。

表1 安83井区不同井网实施效果统计表

（1）交错七点井网：是正对七点井网的改进型，通过扩大腰部注水井井距，能有效避免水平井腰部过早见水，使注水井水驱效果更均匀。初期平均单井日产液23.55 m3,日产油12.89 t，含水34.8%，目前单井日产液19.76 m3,日产油13.13 t，含水20.9%。交错七点井网目前开发形势稳定，井网形式完整，开发过程中的可调控性高。

（2）长水平段五点井网：为了避免水平井腰部见水，开展了五点井网试验，去除腰部注水井。初期平均单井日产液19.78 m3，日产油11.69 t，含水29.6%，目前单井日产液16.06 m3，日产油10.90 t，含水19.2%。这套井网相对交错七点井网形式不完整，储量动用程度低。

（3）体积压裂井网：采用高强度体积压裂改造储层，完全自然能量开采。初期平均单井日产液26.01 m3，日产油13.95 t，含水36.2%，目前单井日产液18.92 m3，日产油11.68 t，含水26.5%。由于无法补充地层能量，液量下降快，需持续关注油井生产动态，研究递减规律。通过开发效果（见表2）分析认为：体积压裂井网前期不稳态产量高，但产量下降幅度最大；长水平段五点井网递减较为明显，后期稳产压力较大；交错七点井网产量稳定，采收率高，应加大试验推广。

2.3 储层改造工程优化

胡尖山长7定向井先后开展了多段射孔多缝压裂技术、多级加砂压裂技术等试验，多段压裂、多级加砂压裂、多羟基醇压裂液等新工艺技术较常规改造方法有明显的改善，混合水体积压裂的改造效果最为显著，但受制于致密油层物性和注采井网，开发未能达到预期效果。

2012年全部推广应用水平井分段多簇+体积压裂工艺，平均单井加砂 646.2 m3，排量 6.0～17.0 m3/min，入地总液6 929.5 m3；试排产量日产纯油61.1 m3；第一个月平均单井日产油10.6 t，第二个月平均单井日产油12.7 t，目前平均单井日产油10.48 t，水平井体积压裂技术突破了致密油藏单井产量低的屏障。

有研究结果表明[3，4]，对于特定油藏，水平井的水平段长度、压裂缝条数、裂缝间距等因素存在优化配置关系：压裂水平井在生产一段时间后，水平井中的多条裂缝之间将产生干扰以致于影响各裂缝的产能，随着裂缝数量的增加，其含水率上升越快；注入水一旦在水平井边部裂缝突破，油水前缘很难向水平井中部推进，导致剩余油饱和度高，所以水平段长度，压裂缝条数等参数的配置将影响油藏开发过程中的含水上升率和最终采收率。

表2 安83井区2012年实施井网效果统计表

胡尖山长7水平井实施统计以及油藏数值模拟成果（见图1、图2）表明，当水平段长度超过600 m，裂缝密度超过1.5～2.0条/100m后，单井产量增幅大大降低，同时稳产难度加大。综合考虑后期稳产和采收率，600 m水平段长度及60 m段间距是优选配置方案。

3 结论与认识

（1）主力层位长72主要发育四条三角洲前缘水下分流河道沉积微相，区域内中部-河道交汇，水下分流河道砂体连片，为工区内有利的沉积相带，是下步规模建产的主要区块。

（2）定向井投产后有效驱替压力系统建立困难，压力保持水平低，油井见效缓慢，见效即见水，定向井单井产量低，稳产难度大。

（3）水平井本身对油层具有很大的穿透度，加上压裂后形成的多簇裂缝作为油流通道，可以大大提高油井的产能，增产效果明显，成为类似油藏高效开发的主要模式。

（4）体积压裂井网前期不稳态产量最大，但后期稳态产量最小；长水平段五点井网递减快，储层动用程度低；交错七点井网相对稳定，采收率高，注采可调性高，可加大试验推广。

（5）当水平段长度超过600 m，裂缝密度超过1.5条/100米后，单井产量增幅大大降低，同时稳产难度加大。综合考虑后期稳产和采收率，600 m水平段长度及60 m段间距是优选配置方案。

［1］吴崇筠，薛叔浩，等.中国含油气盆地沉积学［M］.北京：石油工业出版社，1993.

［2］罗建强，何忠明.鄂尔多斯盆地中生代构造演化特征及油气分布［J］.地质与资源，2008，17（2）：135-138.

［3］牟珍宝，袁向春，朱筱敏.低渗透油田压裂水平井开发井网适应性研究［J］.石油天然气学报报（江汉石油学院学报），2008，30（6）：119-122.

［4］曾保全，程林松，等.特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价［J］.石油学报，2010，31（5）：791-796.