劉 浪，張子堯，楊 瀾，李龍飛

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采油廠，甘肅慶城 745100）

華慶油田所處的區(qū)域構(gòu)造單元屬鄂爾多斯沉積盆地陜北斜坡西南部，鄂爾多斯盆地地處中國(guó)東西兩大構(gòu)造單元的中間過渡帶，它是一個(gè)古生代穩(wěn)定沉降，中生代坳陷自西向東遷移，新生代周邊扭動(dòng)、斷陷的多旋回克拉通盆地。

1 油藏地質(zhì)特征

華慶油田長(zhǎng)6 油藏沉積時(shí)為深-半深湖環(huán)境，砂巖以深灰色為主，泥巖均為灰黑色，砂泥巖突變接觸；中南部發(fā)育滑塌變形、重荷模等構(gòu)造；植物化石很少。北部為三角洲前緣沉積相，南部為半深湖-深湖區(qū)的水下沉積；砂體展布以北東-南西向?yàn)橹?，河道寬?～6 km；長(zhǎng)63砂體發(fā)育，厚度較大，長(zhǎng)62和長(zhǎng)61砂體不發(fā)育，厚度較小。各小層砂體變化不大，整體連通性較好[1-3]。

華池-環(huán)縣地區(qū)長(zhǎng)6 油藏儲(chǔ)層為特低孔、超低滲儲(chǔ)層?？紫抖瘸蕟畏逄卣?，主要分布在7.5%～12.5%，屬超低滲透Ⅲ類油藏；長(zhǎng)6 油藏原油組分以飽和烴為主，地層水以CaCl2為主，反映油藏保存條件較好。相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，束縛水飽和度平均為34.7%，殘余油飽和度平均為33.9%；兩相滲流區(qū)間窄。油相相對(duì)滲透率下降快，水相相對(duì)滲透率低，表明后期驅(qū)替難度大。

2 已開發(fā)油藏效果評(píng)價(jià)

2013 年以來在華池-環(huán)縣地區(qū)長(zhǎng)6 油藏分別采用水平井注水開發(fā)，大斜度井超前注水開發(fā)，長(zhǎng)水平井超前補(bǔ)能開發(fā)，開發(fā)效果相對(duì)較差。

水平井注水開發(fā)：2013 年在南部A 區(qū)長(zhǎng)6 油藏采用水平井注水開發(fā)，開發(fā)方式為七點(diǎn)水平井井網(wǎng)注水開發(fā)，水平段長(zhǎng)度800 m，井距500 m，排距150 m，水平井初期產(chǎn)量高，遞減快（第一年遞減36.2%、第二年遞減28.1%），儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育，主向油井易見水（中部19 口井見水，占37.3%），見水方向較明確。

大斜度井開發(fā)：2019 年在B、C 區(qū)采用大斜度井超前注水開發(fā)，井網(wǎng)形式為矩形井網(wǎng)超前注水開發(fā)，井距400 m，排距120 m，大斜度短80～100 m，大斜度井初期產(chǎn)量高，注水見效緩慢，遞減較大。

長(zhǎng)水平井超前補(bǔ)能開發(fā)：2018-2022 年在D、E 區(qū)采用長(zhǎng)水平井自然能量開發(fā)，完鉆投產(chǎn)水平井6 口，水平段500～1 400 m，初期單井日產(chǎn)油達(dá)到10.5 t，目前日產(chǎn)油5.3 t，開發(fā)效果較差。

3 開發(fā)方式優(yōu)先

3.1 儲(chǔ)層類型劃分

綜合研究區(qū)構(gòu)造、沉積、砂體展布、儲(chǔ)層巖石礦物、孔隙結(jié)構(gòu)研究認(rèn)為，華池-環(huán)縣地區(qū)長(zhǎng)6 油藏為低孔超低滲層狀巖性油藏；制定華池-環(huán)縣地區(qū)長(zhǎng)6 油藏儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，開展油藏綜合評(píng)價(jià)研究，為差異化開發(fā)技術(shù)對(duì)策奠定基礎(chǔ)（表1）。

表1 推薦華池-環(huán)縣地區(qū)長(zhǎng)6 油藏儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)表

3.2 開發(fā)技術(shù)對(duì)策

3.2.1 Ⅰ類油藏開發(fā)技術(shù)對(duì)策 根據(jù)所給油藏參數(shù)建立模型，對(duì)Ⅰ類油藏進(jìn)行開發(fā)方式優(yōu)選，對(duì)比三種開發(fā)方式，模擬計(jì)算20 年，綜合采出程度、日產(chǎn)油、平均地層壓力，采用正方形五點(diǎn)井網(wǎng)水平井注水開發(fā)，開發(fā)效果最好（表2、圖1、圖2）。

圖1 不同井網(wǎng)形式采出程度對(duì)比

圖2 不同井型采出程度對(duì)比

表2 Ⅰ類油藏參數(shù)表

3.2.2 Ⅱ類油藏開發(fā)技術(shù)對(duì)策 根據(jù)所給油藏參數(shù)建立模型，對(duì)Ⅱ類油藏進(jìn)行開發(fā)方式優(yōu)選，對(duì)比三種開發(fā)方式，模擬計(jì)算20 年，綜合采出程度、日產(chǎn)油、平均地層壓力，采用正方形五點(diǎn)井網(wǎng)水平井連續(xù)注CO2開發(fā)，開發(fā)效果最好（表3、圖3～圖6）。

圖3 不同開發(fā)方式下累產(chǎn)油曲線

圖4 不同注氣方式下日產(chǎn)油曲線

圖5 不同井網(wǎng)形式采出程度對(duì)比

圖6 不同井型采出程度對(duì)比

3.2.3 Ⅲ類油藏開發(fā)技術(shù)對(duì)策 根據(jù)所給油藏參數(shù)建立模型，對(duì)Ⅲ類油藏進(jìn)行開發(fā)方式優(yōu)選，對(duì)比三種開發(fā)方式，模擬計(jì)算20 年，綜合采出程度、日產(chǎn)油、平均地層壓力，采用正方形五點(diǎn)井網(wǎng)水平井連續(xù)注CO2開發(fā)，開發(fā)效果最好（表4、圖7～圖9）[4-5]。

圖7 不同開發(fā)方式下采出程度、日產(chǎn)油、平均地層壓力曲線

圖8 不同井網(wǎng)形式采出程度對(duì)比

圖9 不同井型采出程度對(duì)比

表4 Ⅲ類油藏參數(shù)表

3.2.4 Ⅳ類油藏開發(fā)技術(shù)對(duì)策 根據(jù)所給油藏參數(shù)建立模型，對(duì)Ⅳ類油藏進(jìn)行開發(fā)方式優(yōu)選，對(duì)比三種開發(fā)方式，模擬計(jì)算20 年，綜合采出程度、日產(chǎn)油、平均地層壓力，采用正方形五點(diǎn)井網(wǎng)水平井連續(xù)注CO2開發(fā)，開發(fā)效果最好（表5、圖10～圖13）。

圖10 不同開發(fā)方式下采出程度

圖11 不同注氣方式下日產(chǎn)油

圖12 不同井網(wǎng)形式采出程度對(duì)比

圖13 不同井型采出程度對(duì)比

表5 Ⅳ類油藏參數(shù)表

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)長(zhǎng)6 油藏整體屬三角洲前緣沉積，水下分流河道是主要儲(chǔ)集砂體，規(guī)模相對(duì)較小。縱向砂體相對(duì)發(fā)育，厚度較大，砂體非均質(zhì)性較強(qiáng)，局部發(fā)育小規(guī)模甜點(diǎn)區(qū)，含油飽和度較高，開發(fā)潛力較大。

（2）研究區(qū)長(zhǎng)64油藏巖石潤(rùn)濕性復(fù)雜，儲(chǔ)層敏感性較弱，水驅(qū)油效率僅43.84%。束縛水飽和度32.9%；殘余油飽和度63.1%；兩相滲流區(qū)間窄。

（3）根據(jù)沉積學(xué)特征、巖石學(xué)特征、物性特征，開展油藏綜合評(píng)價(jià)，將研究區(qū)儲(chǔ)層分為四類。

（4）制定了長(zhǎng)6 油藏差異化開發(fā)方式及合理開發(fā)技術(shù)對(duì)策，Ⅰ類油藏采用正方形五點(diǎn)井網(wǎng)水平井注水開發(fā)；直井合理注水量25 m3/d，Ⅱ類、Ⅲ類、Ⅳ類油藏采用正方形五點(diǎn)井網(wǎng)水平井注氣開發(fā)。