胡尖山油田A201 區(qū)剩余油分布規(guī)律及挖潛研究

楊 博

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠(chǎng)，陜西西安 710200）

1 區(qū)域概況

胡尖山油田位于鄂爾多斯盆地北部，地處陜西省定邊縣境內(nèi)，發(fā)育多個(gè)油層組，侏羅系以延9、延10 層為主，三疊系以長(zhǎng)2、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8 層為主。A201 區(qū)油藏位于胡尖山油田中部，主力層位長(zhǎng)6 層，構(gòu)造上整體表現(xiàn)為東高西低，呈坡度較小的單斜構(gòu)造，各小層頂面構(gòu)造繼承性良好。沉積相為三角洲平原沉積，主要發(fā)育分流河道和分流間灣兩種沉積微相，油藏埋深2 300 m，平均油層厚度16.9 m，孔隙度13.4 %，平均滲透率0.79×10-3μm2，屬中孔超低滲透油藏，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量1 226×104t。

2 開(kāi)發(fā)特征分析

2.1 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

A201 區(qū)于2009 年建產(chǎn)并投入注水開(kāi)發(fā)，采用480 m×150 m 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，投產(chǎn)油井199 口，平均單井日產(chǎn)油1.07 t，綜合含水40.5 %，投產(chǎn)注水井90口，單井日注水量35 m3，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度5.07 %。

2.2 存在問(wèn)題

2.2.1 主側(cè)向油井開(kāi)發(fā)矛盾突出 主向油井見(jiàn)水比例高（42 口，見(jiàn)水比例21.1 %），延NE72°方向貫通并形成了12 條沿裂縫水線(xiàn)。側(cè)向油井壓力保持水平低65.1 %，注水驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢，側(cè)向油井注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效。

2.2.2 注入水利用率低，水驅(qū)效果差 水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度96.5 %，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度53.0 %。2015-2016 年通過(guò)井網(wǎng)加密調(diào)整，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度大幅度提高；儲(chǔ)層縱向上受沉積韻律變化影響，物性變化大，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低；注入水沿裂縫優(yōu)勢(shì)通道驅(qū)替，無(wú)效注水較嚴(yán)重，利用率低，水驅(qū)效果差。

2.2.3 油層啟動(dòng)壓力大，驅(qū)替效率低 一次井網(wǎng)條件下（排距150 m），油水井間驅(qū)替壓力梯度0.035 MPa/m，小于啟動(dòng)壓力梯度（0.041 MPa/m）（見(jiàn)圖1、圖2）；注入水沿裂縫外竄，側(cè)向井難以受效，平均單井產(chǎn)能由初期3.86 t 下降到目前1.07 t，目前地層壓力僅8.66 MPa。

圖1 不同排距注采井間壓力梯度分布曲線(xiàn)

3 儲(chǔ)層特征研究

長(zhǎng)6 儲(chǔ)層以長(zhǎng)石砂巖為主，長(zhǎng)石含量高于石英，區(qū)內(nèi)總體巖屑含量較高，成分成熟度低。填隙物含量9.054 %，類(lèi)型主要是綠泥石、鐵方解石、方解石、水云母，其次是高嶺石、伊利石和硅質(zhì)。

孔隙類(lèi)型以粒間孔和溶蝕孔為主，見(jiàn)少量晶間孔、微孔，溶孔主要為長(zhǎng)石溶孔和巖屑溶孔，偶見(jiàn)鑄?？?、微裂隙。平均面孔率5.95 %。長(zhǎng)6 儲(chǔ)層以小孔、微細(xì)喉道為主。喉道分布范圍較寬（0.246 μm～6.755 6 μm），以雙峰和多峰為主，少量發(fā)育單峰，說(shuō)明儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)不均勻，分選差（見(jiàn)圖3、圖4）。

砂體縱向上受沉積韻律變化的影響，鈣質(zhì)夾層較多，縱向上物性變化大，層內(nèi)縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，整體為強(qiáng)非均質(zhì)。層內(nèi)每條夾層平均厚度約為6.84 m，層內(nèi)出現(xiàn)的夾層密度平均2.56 %，夾層頻率平均為0.023 條/米。層間滲透率級(jí)差平均為1.84；突進(jìn)系數(shù)平均為0.19；變異系數(shù)平均為1.19，整體上層間非均質(zhì)性較弱。

研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，主要表現(xiàn)為天然裂縫和人工裂縫。天然裂縫以高角度縫（傾角>60°）為主，部分井見(jiàn)到多組裂縫，裂縫面相互平行，以NE 向?yàn)橹?，平均裂縫走向?yàn)?5°～75°。人工裂縫走向在北東74°～79°，裂縫長(zhǎng)度101 m～195 m；裂縫寬31 m～65 m；裂縫高度為17 m～22 m，平均19.5 m。

圖4 A201 區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型

4 剩余油分布規(guī)律研究及挖潛建議

4.1 數(shù)值模擬研究

在三維地質(zhì)建?；A(chǔ)上開(kāi)展數(shù)值模擬研究[1-4]，通過(guò)對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)量、產(chǎn)量、壓力和單井進(jìn)行歷史擬合，地質(zhì)儲(chǔ)量相對(duì)誤差4 %，壓力擬合率高，根據(jù)壓力場(chǎng)分布，研究區(qū)壓力場(chǎng)分布不均，表現(xiàn)為加密區(qū)沿裂縫方向排狀注水，壓力較高；沿裂縫側(cè)向，壓力保持水平較低。產(chǎn)油、產(chǎn)水?dāng)M合度高，相對(duì)誤差1 %，單井?dāng)M合率達(dá)到86.5 %。

4.2 剩余油分布

根據(jù)數(shù)值模擬研究成果，A201 區(qū)呈裂縫見(jiàn)水特征，側(cè)向井見(jiàn)效不明顯，平面上剩余油主要集中在側(cè)向井排與見(jiàn)水井排間富集，縱向各單砂體間物性差異較大，受隔層及韻律影響，油層動(dòng)用不均，局部富集剩余油（見(jiàn)圖5）。

根據(jù)加密井及檢查井現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證：距水線(xiàn)側(cè)向25 m巖心顯示水洗，40 m 未水洗，加密排距75 m，單井初期日產(chǎn)油1.58 t，含水61.3 %，加密排距150 m，單井初期日產(chǎn)油2.54 t，含水33.6 %。結(jié)合開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)判斷，側(cè)向水驅(qū)前緣僅40 m 左右。下步剩余油挖潛距離水線(xiàn)最佳距離為90 m～120 m。

圖5 A201 區(qū)局部剩余油柵狀圖

圖6 A201 區(qū)加密井網(wǎng)示意圖

4.3 下步挖潛建議

根據(jù)剩余油分布規(guī)律研究成果，結(jié)合A201 區(qū)儲(chǔ)層及開(kāi)發(fā)特征，下步剩余油挖潛以動(dòng)用側(cè)向井排剩余油為主，具體方式為采用短水平井在側(cè)向井排實(shí)施加密或利用主向水淹井實(shí)施開(kāi)窗側(cè)鉆至側(cè)向井排。

建議加密短水平井水平段長(zhǎng)度80 m～120 m，距離水線(xiàn)大于90 m，與該區(qū)砂體主應(yīng)力方向呈45°～90°夾角。因A201 區(qū)長(zhǎng)6 油層厚度大，建議開(kāi)窗側(cè)鉆井采用大斜度井型，水平位移50 m～80 m 最佳，完鉆靶點(diǎn)距離水線(xiàn)大于90 m（見(jiàn)圖6）。

5 結(jié)論

（1）儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，層理構(gòu)造發(fā)育，滲透率低，且井排距大，是有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立的根本原因。

（2）天然裂縫、壓裂改造縫方向與主應(yīng)力方向NE72°基本一致，是研究區(qū)主向井見(jiàn)水的主要原因。

（3）平面上和縱向上剩余油豐富，主要集中在側(cè)向井排與見(jiàn)水井排間。

（4）可采用短水平井在側(cè)向井排實(shí)施加密或利用主向水淹井實(shí)施開(kāi)窗側(cè)鉆至側(cè)向井排，最大限度的挖掘剩余油。