姬塬油田A 区长6 储层特征研究及开发效果评价

马金玉，侯景涛，马 骋，丁长灿，张战雨，马驷驹，苏会军

（1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006；2.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃庆阳 745000）

鄂尔多斯盆地为典型的多沉积旋回克拉通盆地，姬塬油田处于陕西省定边县和宁夏盐池县境内，属闭塞～半闭塞的内陆湖盆，形成时期从晚三叠世开始至台内坳陷阶段，发育了一套以湖泊、湖泊三角洲、河流相为主的三叠系延长组碎屑岩沉积。整个延长组沉积时期湖盆经历了开始-扩大-消亡阶段，使延长油层组发育了一套完整的生、储、盖组合。三角洲水下分流河道和河口坝砂体是油气的良好储层，盆地中心沉积的暗色半深湖-深湖相油页岩为较好的生油岩，半深湖-沼泽相泥岩为较好的泥质盖层。

1 储层特征

1.1 沉积特征

A 区长6 油藏位于鄂尔多斯盆地天环坳陷中-西部，长6 期盆地的下沉作用逐渐变弱，湖盆开始收缩，表现为“湖退砂进”，沉积补偿远大于盆地沉降，表现为“湖退砂进”，沉积补偿远大于盆地沉降，沉积作用有所增强，为三角洲沉积的主要建设时期，其展布方向由原来的近北西转为北东向，其外围环绕着浅水沉积。盆地由欠补偿沉积逐渐转为过补偿沉积，盆地逐渐充填、变浅并向南部收敛。整个盆地长6 油层组厚93.75～144.6 m，长6 期岩性主要为灰绿色、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和浅灰、褐灰、浅灰绿色细砂岩、粉砂岩互层。泥岩页理发育，层面多见植物茎干化石[1]。

A 区油藏为三角洲前缘水下分流河道沉积，三角洲前缘沉积砂体沉积厚度大、范围广，平面上油层相对连续，纵向隔夹层较多非均质较强，叠合程度较高，油藏无边底水，原始驱动类型为弹性溶解气驱。

1.2 砂体展布

A 区长6 油藏主要是三角洲前缘水下分流河道沉积，其储集砂体主要是细砂岩和粉细砂岩，砂体呈北西南东向展布，宽度2.0～3.5 km，砂体厚度7～10 m，河道交汇处沉积厚度大，砂体厚度在10 m 以上。平面上砂体相对连续，连片分布；纵向上，砂体相互叠置，纵向隔夹层较多非均质较强，叠合程度较高。

1.3 储层特征

1.3.1 物性特征 姬塬油田长6 储层岩性主要为灰色、灰白色细粒砂岩，岩石类型以长石砂岩为主，其他类型少见。碎屑成分复杂，以长石、石英为主，长石含量高，占碎屑含量的10.3%～71.8%，平均31.2%；岩屑含量较少，一般为0.0%～33.4%，平均8.9%。岩屑类型以变质岩屑、火山岩屑为主，沉积岩屑较少，含量分别为5.1%、2.4%和1.3%；其他碎屑云母含量最高，一般占碎屑总量的0.1%～24.6%，平均含量8.0%[3]。

A 区长622、长631储层物性相近，长622岩心分析平均孔隙度为6.90%、平均渗透率为0.16 mD，长631岩心分析平均孔隙度为6.19%、平均渗透率为0.24 mD（见表1）。

1.3.2 裂缝发育特征 通过对该区域岩心观察以及成像测井等显示该区长6 油藏储层内部及围岩发育高角度缝[2]，裂缝走向为北东70°左右（见图1）。

图1 坊524-38 井长63天然微裂缝

表1 A 区钻遇情况及储层物性统计表

表2 盐池地区长6 储层填隙物含量表

1.3.3 岩性特征 盐池地区长63储层填隙物总量15.9%，以高岭石、水云母、绿泥石、铁方解石为主；长62储层填隙物总量13.4%，以高岭石、铁方解石为主（见表2）。

1.4 渗流特征

1.4.1 储层润湿性 润湿性分析数据（见表3）。

表3 润湿性分析数据表

1.4.2 水驱油特征 储层水驱油综合数据（见表4）。

1.4.3 相渗特征 盐池地区长63储层相对渗透率曲线表明，油水两相渗流带的范围较宽（见图2）。

图2 盐池地区长63油藏相渗曲线

2 大斜度井开发效果评价

2.1 开发方式

A 区长6 油藏自2018 年以长622、长631为目的层，开展定向井小井距超前注水开发试验，共建油井25 口，其中油井8 口，注水井17 口，初期日产油1.3 t，含水69.6%。因小排距+超前注水导致注入水沿天然缝、人工缝突进，加快了油井见水速度，后期多井高含水。

2020 年针对该部位夹层多、砂层厚、叠合程度高的特征，同时借鉴黄430 区域开发模式，采用大斜度五点法注水开发，井距350 m，排距100 m，大斜度段长100 m，长622、长631同时动用[4]。姬塬油田长6 层最大主应力方向为NE75°，大斜度段方位设计为165°。

2.2 储层改造

2019-2020 年在A 区块采用低砂比、高排量、高入地液量的蓄能体积压裂，提高了单段加砂量与入地液量，提高一次补充地层能量，对探评骨架井及小井距超前注水区19 口井进行试验，初期单井产能达到2.2 t，与实施的常规压裂比较，蓄能体积压裂能有效补充地层能量，改善储层状况，提高初期单井产量。

2020 年在该部位完钻大斜度井17 口，目前已实施3 口，分别采用了水力喷砂射孔压裂和全可溶桥塞体积压裂工艺，井均改造5 段，排量5～10 m3/min，加砂319 m3，入地液量2 584 m3。投产初期井均日产液10.6 m3，日产油5.0 t，含水48.3%。

2.3 实施效果

A 区长6 油藏2020 年实施大斜度井17 口，注水井14 口；大斜度段长100 m，井均钻遇油层49.6 m，差油层29.8 m，油层钻遇率79.4%；投产3 口，初期井均日产液10.6 m3，日产油5.0 t，含水48.3%；预计该区域2020-2021 年实施39 口大斜度井，井均日产油3.5 t，可建产能4.5×104t。

3 结论

（1）A 区长6 油藏位于鄂尔多斯盆地天环坳陷中-西部，砂体呈北西南东向展布，宽度2.0～3.5 km，砂体厚度7～10 m，河道交汇处沉积厚度大，砂体厚度在10 m 以上。平面上砂体相对连续，连片分布；纵向上，砂体相互叠置，纵向隔夹层较多非均质较强，叠合程度较高，油藏无边底水。

（2）A 区长622、长631储层物性相近，长622岩心分析平均孔隙度为6.90%、平均渗透率为0.16 mD，长631岩心分析平均孔隙度为6.19%、平均渗透率为0.24 mD。储层物性较差，常规压裂效果差，单井产能低，因此采用大斜度井开发。

（3）A 区长6 油藏采用大斜度五点法注水开发，完钻17 口井油层钻遇率79.4%，采用水力喷砂环空加砂体积压裂和全可溶桥塞体积压裂两种改造工艺，初期单井产能是定向井的2～3 倍，大斜度开发是超低渗Ⅲ类油藏提高初期产能的有效手段，后期仍需继续摸索适合A 区长6 油藏的改造工艺以及改造参数。

（4）在长622、长631叠合程度高的部位采用大斜度注水开发模式，针对长622、长631叠合程度相对较差部位，采用单层水平井开发，提高油层钻遇率。

表4 盐池地区储层水驱油综合数据表