李龍龍，周創(chuàng)飛，張翠萍，李 超，張 博，王平平，曹俊峰，鄭 奎，胡 剛，李紅雷

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西定邊 718606）

胡尖山油田長9油藏位于陜西省定邊縣和吳旗縣境內(nèi)，東鄰靖安油田，西邊與油房莊相鄰，東南邊與吳旗油田接壤，該區(qū)地形復(fù)雜、溝谷縱橫，地面海拔1599～1774 m，相對高差175 m 左右，氣候干旱少雨，屬典型的黃土塬地區(qū)。區(qū)內(nèi)除了鹽池～定邊～靖邊和定邊～吳旗～志丹兩條國道外，其余多為黃土便道，交通相對不便。

1 基本概況

1.1 標志層的劃分

陜北斜坡上發(fā)育有K0—K9 十個標志層，其中K9、K8、K6、K1 較為穩(wěn)定，利用這些標志層，可細分層系。K0 標志層位于長9 頂部，油層組內(nèi)部的“李家畔頁巖”，為長9油層組內(nèi)的次級湖泛面，巖性為灰黑色泥巖、頁巖及凝灰質(zhì)泥頁巖，電性表現(xiàn)為高電阻、高伽馬特征。該標志層在區(qū)域上分布穩(wěn)定，易于對比。根據(jù)巖性特征、沉積旋回、電性組合特征，將長9 層進一步細分為2個小層（長91、長92），其中長91是主力含油層系。

1.2 構(gòu)造特征

胡尖山油田長9油藏位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡中部，區(qū)域構(gòu)造表現(xiàn)為一平緩的西傾單斜，平均坡降6～10 m/km，在單斜背景上由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小軸向近東西的鼻狀隆起，在近東西向鼻隆上出現(xiàn)局部圈閉，成為油氣聚集的有利場所。

1.3 沉積相特征

胡尖山地區(qū)長91層巖性為灰色、深灰色細砂巖-粉砂巖，可見砂紋層理、槽狀交錯層理、板狀交錯，沉積構(gòu)造常出現(xiàn)于分流河道沉積環(huán)境。該區(qū)長91段，湖盆略微擴張，該時期主要發(fā)育三角洲平原與三角洲前緣亞相，三角洲平原亞相主要位于北部地區(qū)，河道南北向展布，所占面積大約為胡尖山地區(qū)的54%，三角洲前緣亞相面積約占胡尖山地區(qū)的46%。

1.4 油藏特征

長9油藏處于湖泊三角洲湖侵期，形成退積型三角洲前緣的砂體，是良好的儲集體，油藏除了受到巖性控制外，還受構(gòu)造控制影響。同時，油藏局部致密砂巖遮擋，形成巖性圈閉。

2 勘探開發(fā)現(xiàn)狀

胡尖山地區(qū)截止目前共有225口探評井鉆穿長9層，其中27口井試油獲工業(yè)油流。2005年完鉆的評價井胡148 長91層鉆遇油層12.2 m，試油日獲純油22.4 t，取得了胡尖山油田長91層勘探的新突破。隨著近幾年勘探開發(fā)力度不斷加大，隨后完鉆的探評井胡120、新22、池57、元196、元148、元195、安169、胡262、元28等井長91先后試油分別獲的日產(chǎn)油23.8 t、10.5 t、10.6 t、51.9 t、31.6 t、20.8 t、4.5 t、4.3 t、13.0 t的工業(yè)油流，揭開了胡尖山長9油藏規(guī)模建產(chǎn)的序幕。

胡尖山油田長9油藏目前主要建產(chǎn)區(qū)有胡120、新22、元196、安160區(qū)塊，開發(fā)井網(wǎng)主要采用300×300 m，NE70°的正方形反九點井網(wǎng)，目前共完鉆油水井227口（178+49），完試采油井179口，試油平均單井日產(chǎn)油10.1 t，日產(chǎn)水10.6 m3；目前開井172口，平均單井日產(chǎn)液5.7 m3，日產(chǎn)油2.1 t，含水57.0%，實施效果較好。

3 長9油藏高效建產(chǎn)技術(shù)探討

3.1 合理的井網(wǎng)井距

胡尖山油田長9油藏位于構(gòu)造復(fù)雜多變區(qū)，發(fā)育天然微裂縫，根據(jù)井下微地震測試結(jié)果，該區(qū)最大主應(yīng)力方向為NE70°，結(jié)合鄂爾多斯盆地地應(yīng)力分布規(guī)律及其他油田長9油藏成功開發(fā)經(jīng)驗，考慮井排方向與最大主應(yīng)力方向平行，即NE70°，采用300×300的正方形井網(wǎng)，井網(wǎng)密度11.11口/平方千米。

3.2 快速色譜錄井技術(shù)提高油層的判識

快速色譜錄井技術(shù)在鉆井現(xiàn)場廣泛應(yīng)用,尤其是對薄油氣層、常規(guī)錄井顯示較差的油層發(fā)現(xiàn)與評價、及加入鉆井液添加劑條件下識別真假油氣顯示提供了更為充分的依據(jù)。

安160區(qū)塊長9油藏埋深2400 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。2012年積極推廣快速色譜錄井技術(shù)，完鉆16口，應(yīng)用14口，很大程度的提高了油層判識能力，油層判識符合率從65.8%提高至94.1%，取得了較好的產(chǎn)建效果。投產(chǎn)17口，初期平均單井日產(chǎn)油3.6 t，含水38.1%。

3.3 明確四性關(guān)系，確定儲層出油下限

通過新22區(qū)塊取芯井分析，該區(qū)長9儲層條帶狀含油特征明顯，導(dǎo)致油水層識別難度大。通過“電性參數(shù)與試油產(chǎn)量、試油產(chǎn)量與投產(chǎn)產(chǎn)量”的匹配關(guān)系研究，對于低于出油電性下限的區(qū)域及時調(diào)整。對新22區(qū)塊75口完鉆井的聲波時差與電阻率交會圖，總結(jié)油層識別下限參數(shù)：△t≥215 μs/m，Rt≥15 Ω·m。

3.4 合理優(yōu)化工藝改造措施

新22區(qū)塊初期工藝改造選擇油層段頂射孔，但試油效果較差。通過對比測井曲線特征，認為該井物性較好部位聲波時差、電阻大于出油下限，具有出油潛力。二次改造采取優(yōu)選油層物性較好射孔，獲得工業(yè)油流顯示。分析認為：油層條帶狀含油決定了射孔段選擇，在措施改造時應(yīng)綜合考慮油層物性，優(yōu)選物性較好部位實施改造，效果較好。

3.5 選擇合理的注水時機，降低油井遞減

新22區(qū)塊長91油藏初期采用滯后注水，油井遞減較大（32.5%），油井投產(chǎn)8個月后實施注水，遞減有所降低。元196區(qū)塊實施同步注水，開發(fā)形勢穩(wěn)定，產(chǎn)量遞減較?。?.5%），效果較好。通過數(shù)值模擬及開發(fā)動態(tài)驗證，長9油藏合理的注水時機為同步注水。

3.6 使用水平井開發(fā)，提高有效儲層動用程度

水平井是低滲透油藏提高單井產(chǎn)量的有效方式，針對新22、胡120區(qū)塊等區(qū)塊長9儲層條帶狀含油、叢式井開發(fā)單井產(chǎn)量較低，儲層有效動用程度低的特點，2012-2013年開展水平井開發(fā)試驗，目前完鉆5口，其中新22區(qū)塊完鉆2口，投產(chǎn)2口，平均單井產(chǎn)量28.5 m3/7.2 t/70.2%，效果較好。隨著水平井先導(dǎo)試驗的逐步完善，水平井開發(fā)將成為長9油藏后期高效開發(fā)的有效手段之一。

4 結(jié)論及建議

（1）胡尖山油田長9油藏發(fā)育NE70°的天然裂縫，采用300×300的正方形井網(wǎng)，井排方向與裂縫方向平行時開發(fā)效果較好。

（2）鉆井過程中采用快速色譜錄井是提高長9油藏油層判識的有效手段。

（3）長9儲層條帶狀含油明顯且錄井顯示差，應(yīng)用產(chǎn)能快速預(yù)測技術(shù)，結(jié)合試油、試采、測井解釋得出出油下限是高效建產(chǎn)的關(guān)鍵。

（4）工藝改造時，不同儲層采取不同改造方式，元196區(qū)塊采用油層頂部射孔二級加砂效果較好，新22長9 條帶狀含油，一般優(yōu)選儲層物性較好部位射孔。

（5）完善注采井網(wǎng)，采取同步注水政策是長9油藏降低初期遞減、確保油井穩(wěn)產(chǎn)的有效途徑。

（6）采用水平井開發(fā)可最大程度動用條帶狀含油儲層，是長9油藏后期高效開發(fā)的有效手段之一。

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