蹇 軍，邵曉巖，傅 波，謝吉兵，蔡天含，王 軍，周 飛，李化斌

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 地質(zhì)特征及成藏富集規(guī)律研究

1.1 沉積特征

鄂爾多斯盆地中晚三疊世主要為深湖—半深湖—濱淺湖沉積，長9時期在盆地中部為半深湖、淺湖沉積，湖岸線位置在環(huán)縣、喬川、廟溝、吳旗一線附近。姬塬北位于盆地西北部的寧夏鹽池地區(qū)，為湖岸線以上沉積環(huán)境，沉積類型為三角洲平原亞相的辮狀河沉積，河道規(guī)模大，砂體發(fā)育。

1.2 構(gòu)造特征

研究區(qū)主要位于鄂爾多斯盆地西緣逆沖帶東翼、天環(huán)坳陷及陜北斜坡西側(cè)三大構(gòu)造單元，區(qū)域構(gòu)造復雜，斷層及微裂縫發(fā)育。受構(gòu)造運動與差異壓實作用的影響，研究區(qū)發(fā)現(xiàn)3條近乎平行于天環(huán)坳陷的鼻狀隆起構(gòu)造帶，軸長 3～12 km，兩翼傾角 0.2°～2°，幅度一般10～20 m，最大不超過30 m，閉合面積小于l0 km2。鼻狀隆起與上傾方向的巖性致密帶或泥巖相匹配，形成良好的圈閉，對油氣聚集起著至關(guān)重要的作用。

1.3 儲層特征

1.3.1 儲層巖石學特征 姬塬油田北長9儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖和長石砂巖，其中長石含量可達35%。填隙物含量11.49%，成分主要有綠泥石、水云母、方解石、鐵方解石、濁沸石、硅質(zhì)、長石質(zhì)，填隙物分布具有一定的分區(qū)性。砂巖以中-粗粒、中粒砂巖為主，有的夾含礫粗砂巖，分選及結(jié)構(gòu)成熟度中等。

1.3.2 儲層成巖特征 成巖作用主要有壓實壓溶作用、膠結(jié)作用、溶解作用，在降低砂巖孔隙度的同時也可對儲層物性起到建設(shè)性作用。如自生綠泥石及伊利石粘土膠結(jié)物雖然分布廣泛，但含量不高，對原生孔隙的破壞有限，卻可以在某種程度上抑制機械壓實作用和其它膠結(jié)物如石英等的析出，有利于砂巖殘余粒間孔的保存；而溶解作用是形成次生孔隙，改善本區(qū)儲層儲滲條件的主要成巖方式之一,主要表現(xiàn)為碎屑顆粒的溶解和填隙物的溶解。巖心觀察發(fā)現(xiàn)，溶孔較發(fā)育的砂巖含油性較好，而膠結(jié)致密的砂巖基本不含油，這兩種砂巖在縱向上頻繁交互，形成條帶狀含油現(xiàn)象。

1.3.3 孔隙類型及結(jié)構(gòu) 根據(jù)巖心實測，姬塬北長9儲層平均孔隙度為13.5%，平均滲透率為3.68×10-3μm2。孔隙類型以原生粒間孔與長石溶孔為主，占總面孔率的89.1%，其次為巖屑溶孔，占總面孔率的4.5%。最大連通孔喉半徑平均值為1.25 μm，排驅(qū)壓力一般為0.5～1.5 MPa，平均1.46 MPa。毛細管壓力中值一般在1～15 MPa，平均13.56 MPa，可計算出孔喉半徑中值為0.01～0.59 μm，平均為 0.15 μm。長 9儲層退汞效率的變化范圍為9.0%～45.6%，平均為30.54%，退汞效率較低。孔喉分選系數(shù)一般在1.0～3.5之間，平均為1.99，分選較差。

1.4 長9油藏油氣運移及成藏規(guī)律分析

1.4.1 儲層主要受控于沉積相 姬塬北地區(qū)長9期主要沉積相為三角洲平亞相，發(fā)育分流河道微相。主力層長91砂體厚在7.6～64.1 m范圍內(nèi)，平均厚度為29.3 m。儲層單砂體連通性好，使油氣的儲存成為可能，最終能否成為儲層還與其物性相關(guān)。沉積相對儲層物性的控制作用，不僅表現(xiàn)為沉積相的分異方面，而且體現(xiàn)在儲集砂體的碎屑組分上。分流河道砂體水動力較強，巖性具有顆粒較粗、分選較好、砂體連片性強、填隙物含量低等特點，因而物性明顯好于河道側(cè)翼。

1.4.2 圈閉條件好，但類型復雜多樣 姬塬北長9油藏的蓋層包括傳統(tǒng)的蓋層和低孔滲巖層。由于成巖作用等影響，形成的低孔滲層與上覆泥巖組合，具有良好的封蓋性能。由于處于盆地西緣陡坡帶，相變迅速，主要形成上傾尖滅巖性圈閉、透鏡體巖性圈閉、成巖圈閉、地層圈閉、構(gòu)造圈閉以及構(gòu)造巖性復合油藏，構(gòu)成了復雜多樣的圈閉系統(tǒng)。

1.4.3 長7烴源巖分布區(qū)的裂縫和壓力異?？刂屏擞蜌膺\移 由于長9油藏的形成主要依靠長7剩余壓力提供動力[1]，油氣在砂巖壓力的驅(qū)使下向下運移，研究區(qū)長9層距長7烴源巖越近，產(chǎn)油井越多。姬塬北地區(qū)裂縫較為發(fā)育，為油氣運移提供了通道[2]。在異常高壓作用下，石油會從高壓區(qū)向低壓區(qū)運移，高壓區(qū)往往為研究區(qū)內(nèi)的主要生烴中心，圍繞生油中心，石油在剩余壓力的驅(qū)使下向低壓區(qū)運移。姬塬地區(qū)產(chǎn)油井多分布于低壓區(qū)或高壓區(qū)內(nèi)的相對低壓區(qū)。

1.4.4 油藏類型主要為巖性-構(gòu)造油藏 姬塬地區(qū)長9油藏類型主要是巖性—構(gòu)造油藏。在姬塬地區(qū)西傾單斜構(gòu)造上長91頂面形成了一系列近東西向的鼻狀隆起，隆起規(guī)模、幅度較小。這種鼻狀隆起在上傾方向與近北西—南東方向分布的三角洲平原分流河道砂巖儲層以及分流間洼地泥質(zhì)砂巖相互配置，形成巖性—構(gòu)造油藏,姬塬北長9油藏均處于這種低幅鼻褶之中。

2 姬塬油田長9油藏工程論證

2.1 注水開發(fā)可以有效提高開發(fā)效果

姬塬油田長9油藏邊底水較發(fā)育，具有一定自然能量，油藏工程及數(shù)值模擬結(jié)果表明，為了實現(xiàn)油井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，提高最終采收率，需及時補充地層能量。

2.2 儲層特征有利于注水開發(fā)

據(jù)研究區(qū)長9的粘土礦物X衍射分析表明，長9粘土礦物主要類型為綠泥石、伊利石、伊蒙混層及少量高嶺石。其中綠泥石含量最高，占總含量的79.54%，為弱水敏儲層，有利于注水開發(fā)。

2.3 正方形反九點井網(wǎng)開發(fā)效果最優(yōu)

根據(jù)開發(fā)經(jīng)驗，注水井排方向平行于裂縫方向，才能最大限度地提高波及體積。巖芯觀察發(fā)現(xiàn)姬塬北長9儲層中存在天然裂縫，最大主應(yīng)力方向為NE70°。

對于低滲透油藏，既要考慮單井控制儲量及整個油田開發(fā)的經(jīng)濟合理性；又要充分考慮注油水井之間的壓力傳遞關(guān)系，注采井距不能過大；還要最大程度地延緩方向性的水竄及水淹時間，對裂縫做到揚長避短，既有利于提高單井產(chǎn)量，又有利于提高驅(qū)替波及系數(shù)及采收率（見圖1）。根據(jù)以上要求，姬塬長9油藏采用井排距300 m×300 m的正方形反九點注采井網(wǎng)最優(yōu)，井網(wǎng)密度11.1口/平方千米。

2.4 自然能量較弱，注水滯后時間應(yīng)小于半年

油藏工程及數(shù)值模擬表明，姬塬油田長9由于物性較好，存在一定的邊水+弱底水驅(qū)動，滯后注水0.5年方案的階段采出程度和最終采出程度較高，開發(fā)效果最好。即應(yīng)在地層壓力下降到14.5 MPa（原始地層壓力的75%）前轉(zhuǎn)為注水開發(fā)。通過對比采油井井底流壓5.0～12.0 MPa不同方案下的開發(fā)效果，確定長9油藏采油井合理井底流壓為8.0～9.0 MPa最合理。目前長9平均動液面1 773 m，井底流壓7.7 MPa，隨著注水見效，下一步可適當提高井底流壓。

3 高效建產(chǎn)技術(shù)研究及應(yīng)用效果

3.1 快速色譜錄井技術(shù)可有效提高油層判識率

姬塬油田北長9油藏油藏埋深2 900 m，原油密度0.74 g/cm3，揮發(fā)性強，常規(guī)錄井顯示較差，不能準確的判識油氣層。2011年針對長9特殊的原油性質(zhì)，積極推廣氣測錄井定量快速色譜分析技術(shù)，有效提高了油層判識率，油層判識符合率從55.6%提高至87.5%。

3.2 高產(chǎn)富集區(qū)嚴格受控于高滲帶和構(gòu)造高點

姬塬北長9儲層受沉積、成巖的影響，非均質(zhì)性強。通過研究發(fā)現(xiàn)，姬塬長9油藏含油飽和度與時差呈正比，當時差大于230 μs/m時，砂體含油飽和度較高，高時差分布區(qū)為主要高產(chǎn)區(qū)。構(gòu)造方面，通過加強區(qū)域構(gòu)造和局部微構(gòu)造的刻畫，研究構(gòu)造與油氣富集的關(guān)系。通過精細黃39、黃219、黃48等產(chǎn)建區(qū)塊構(gòu)造刻畫，認識到在高滲區(qū)，油井產(chǎn)能主要受構(gòu)造控制，高部位含油富集，低部位出水（見圖2）。

3.3 根據(jù)隔層、油層厚度分類制定儲層改造措施

姬塬北長9油藏屬于典型的“三新”油藏，初期借鑒侏羅系及長1長2儲層改造工藝對長9儲層實施改造，但部分井出水明顯，尤其是在底部無泥巖隔層或者泥巖隔層厚度較小的情況下，儲層改造后油井高含水。針對該問題，一方面深化地質(zhì)研究，在油藏類型上取得了從構(gòu)造-巖性油藏到巖性-構(gòu)造油藏的認識突破；另一方面對隔層分布進行了精細在刻畫。根據(jù)不同隔層厚度，優(yōu)選合理措施方式和強度：當隔層大于4 m、有效厚度大于5 m時，采用5～8 m3陶粒壓裂；隔層2～4 m，采用3～5 m3陶粒壓裂；隔層小于2 m，采用增能酸酸化；若有明顯的底水上竄，采用選擇性堵底水。通過分類、分方式、分強度進行長9儲層改造，2011年黃219長9油藏初期單井產(chǎn)能達5.2 t，實施效果良好。

3.4 根據(jù)隔層分布細化注水時機

姬塬油田北長9油藏底水發(fā)育，具有一定的天然能量，但不能維持長期穩(wěn)產(chǎn)，且不同部位遞減差異大。如黃39長9油藏依靠自然能量開采，投產(chǎn)后單井產(chǎn)能較高，但遞減快。滯后9個月注水，地層壓力由21.6 MPa下降至10.6 MPa，遞減達到了45.5%，大大降低了油藏的開發(fā)效果。對此，對后期開發(fā)的黃219長9油藏優(yōu)化了注水時機，根據(jù)油水接觸關(guān)系確定轉(zhuǎn)注時機：隔層大于2 m采用同步注水，隔層小于兩米或直接接觸滯后3個月注水。對應(yīng)油井前6個月遞減13.9%，有效提高了開發(fā)效果，與油藏工程與數(shù)值模擬認識基本一致。

3.5 根據(jù)動態(tài)不斷優(yōu)化分區(qū)注水技術(shù)

姬塬北長9油藏注水技術(shù)借鑒鄂爾多斯盆地長1、長2及侏羅系油藏注水的成功經(jīng)驗，按照“總體溫和、均衡見效、穩(wěn)定提升”的思路，根據(jù)見效特征分區(qū)域進行不斷優(yōu)化調(diào)整。根據(jù)注水動態(tài)反應(yīng)，見效特征與隔層分布具有較好的相關(guān)性，由此制定了分類注水措施：當油層與底水直接接觸時，自然能量相對較足，注水強度 1.9 m3/m·d～2.0 m3/m·d；當隔層厚度小于 2 m 時，注水強度2.0 m3/m·d～2.1 m3/m·d；當隔層厚度大于2 m時，注水強度2.1 m3/m·d～2.3 m3/m·d。通過注水調(diào)整和動態(tài)驗證，該注水技術(shù)政策可以有效延緩遞減，提高開發(fā)效果。

3.6 產(chǎn)建實施效果

通過對成藏控制因素的精細刻畫和高效建產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用，準確發(fā)現(xiàn)了姬塬北長9儲層富集區(qū)，有效提高了單井產(chǎn)量，目前已建成產(chǎn)能18.6×104t，其中黃39井區(qū)建產(chǎn)能8.6×104t，單井產(chǎn)能3.9 t/d；黃219井區(qū)長9油藏建產(chǎn)能10×104t，單井產(chǎn)能5.2 t/d，并發(fā)現(xiàn)了姬塬北長9油藏第一口自噴高產(chǎn)井，初期控制防噴日產(chǎn)油達80.6 t，開創(chuàng)了長9油藏規(guī)模開發(fā)的新局面。

4 結(jié)論及認識

（1）姬塬北長9為三角洲平原辮狀河沉積，砂體規(guī)模大，但受沉積微相及后期成巖影響，油水關(guān)系復雜，油藏變化快。

（2）姬塬北長9油藏屬巖性～構(gòu)造油藏，鼻隆帶對油藏控制作用明顯，含油性與物性具有較好的相關(guān)性。

（3）快速色譜錄井新技術(shù)，可有效提高油層判識符合率。

（4）有效改善儲層滲流能力的同時避免底水溝通是儲層改造的關(guān)鍵，根據(jù)儲層和隔層分布，分區(qū)分類合理儲層改造方式和強度是提高單井產(chǎn)量的有效手段。

（5）長9油藏雖然具備一定的自然能量，但是不足以支持長期穩(wěn)產(chǎn)，注水時機應(yīng)根據(jù)油層和隔層情況分區(qū)域?qū)嵤┩阶⑺驕笞⑺瑴笃诓淮笥诎肽?，合理的注水強度同樣受到油水接觸關(guān)系的影響。

［1］張文正，楊華，李善鵬.鄂爾多斯盆地長91湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖成藏意義［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35（5）:557-562.

［2］姚涇利，王克，龐錦蓮，等.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長組石油運聚規(guī)律研究［J］.巖性油氣藏，2007，19（3）:32-37.