仝波文 柳朝陽 劉姣

延長油田股份有限公司 陜西 延安 716000

油氣田地質(zhì)因素對油氣田開發(fā)的影響，是指在油氣田地質(zhì)條件下，油氣藏在空間和時間上的變化規(guī)律。石油地質(zhì)學是研究和認識油氣資源的科學。油氣是在地殼中由有機質(zhì)演化而成，油氣藏內(nèi)天然能量充足、易于形成油氣，是形成油氣藏的前提條件，這一條件主要來自于地質(zhì)因素。地質(zhì)因素對油氣藏有很大影響，同時，地質(zhì)因素在不同條件下對油氣藏的影響程度不同。因此，充分了解油氣田地質(zhì)因素對油氣田開發(fā)影響的基礎(chǔ)上，才能更好地進行油氣田開發(fā)。

1 油氣田開發(fā)中的地質(zhì)分析

本文以M油田為研究對象，該油田位于鄂爾多斯盆地西南部。該區(qū)屬黃土塬地貌，地面海拔為1140m～1400m。氣候干旱少雨，年平均降雨量510mm；淡水資源貧乏，地下水資源較豐富，主要含水層為白堊系華池組、宜君洛河組，華池組日產(chǎn)水量一般小于200m3，礦化度在2g/l～3g/l；宜君洛河組日產(chǎn)水量300m3左右、礦化度＞3g/l，水質(zhì)較差，為工業(yè)用水。區(qū)內(nèi)交通較便利，G211國道橫貫?zāi)媳薄年開始，M長8油藏規(guī)模開發(fā)，目前累計動用地質(zhì)儲量4618.8×104t，建產(chǎn)能53.5×104t。定向井開發(fā)根據(jù)遞減指標預測，第一年遞減8.2%，第二年遞減7.3%。評價期單井累計產(chǎn)油6100t（采出程度14.5%），變油價內(nèi)部收益率7.5%。

水平井注水開發(fā)根據(jù)遞減指標預測，第一年遞減19.1%，第二年遞減16.0%。評價期單井累計產(chǎn)油9700t（采出程度5.5%），變油價內(nèi)部收益率3.7%。H1區(qū)塊長8油層厚度6-16m，采用700m左右的水平段五點井網(wǎng)注水開發(fā)，壓力保持水平低（70.9%），注水開發(fā)難以建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，遞減較大，預測采收率較低，如圖1所示。

圖1 H1區(qū)長8油藏水平井遞減曲線

水平井準自然能量開發(fā)根據(jù)遞減指標預測，第一年遞減24.9%，第二年遞減18.1%，評價期單井累計產(chǎn)油16670t（采出程度7.5%），變油價內(nèi)部收益率6.4%。長水平井可實現(xiàn)儲量有效動用，受地面限制，L1區(qū)采用長水平井準自然能量開發(fā)，內(nèi)部收益率達6.4%，可有效動用儲層。B年部署區(qū)與已開發(fā)油藏特征相同，繼續(xù)沿用長水平井準自然能量開發(fā)，如圖2所示。

圖2 M長8油藏L1井區(qū)水平井遞減曲線

2 油氣田地質(zhì)特征對開發(fā)的影響

根據(jù)標志層、沉積旋回，M油田長8可細分為長81、長82。M地區(qū)屬陜北斜坡西南段，局部構(gòu)造位于慶陽鼻褶帶，構(gòu)造形態(tài)為一個西傾單斜，傾角不足1°，局部有微弱鼻狀構(gòu)造。M油田長8油藏以三角洲前緣亞相沉積為主，主要發(fā)育水下分流河道、分流間灣等沉積微相。長8砂體呈南西-北東向展布，河道寬2～4km，主體帶砂厚10～20m，連通性好；其中，長81平均砂厚12.4m，長82平均砂厚8.6m。H1區(qū)南部部署區(qū)長8油層厚度6.0～12.7m，平均9.3m。H1區(qū)東北部部署區(qū)長8油層厚度6.5～13.4m，平均9.8m。L1區(qū)部署區(qū)內(nèi)長8油層厚度7.4～13.5m，平均10.5m。

2.1 巖礦特征

長8儲層主要為中-細砂巖，巖性為巖屑長石砂巖。長8儲層填隙物含量為12.6%，主要以綠泥石、水云母、鐵方解石為主，粘土礦物以伊利石、綠泥石為主，如表1和表2所示。

表1 ML長8儲層薄片粒度分析統(tǒng)計表

表2 ML長8儲層碎屑成分含量表

2.2 孔隙類型及結(jié)構(gòu)

長8儲層孔隙類型以粒間孔為主，長石溶孔次之。M長8儲層孔喉結(jié)構(gòu)特征總體表現(xiàn)為小孔-微細喉型，L1區(qū)排驅(qū)壓力1.93MPa，喉道中值半徑0.11μm。H1區(qū)排驅(qū)壓力1.12MPa，喉道中值半徑0.10μm，如圖3所示。

圖3 M長8儲層壓汞曲線

2.3 儲層物性

L1區(qū)長8平均孔隙度為10.0%，滲透率為0.34mD；H1區(qū)長8平均孔隙度為9.3%，滲透率為0.30mD。成像測井等顯示，M長8天然裂縫不發(fā)育，局部發(fā)育高角度裂縫，走向主要為北東-南西向。L1、H1長8油藏為中性-弱親水。L1、H1長8儲層為弱水敏、弱酸敏、弱鹽敏、弱速敏、弱堿敏。M長8油藏無水期驅(qū)油效率25.8%，最終期驅(qū)油效率44.7%、注入倍數(shù)11.0PV。相滲實驗顯示，隨著水飽增加，長8的油相滲透率下降較快。M油田L1、H1區(qū)長8油藏原油性質(zhì)具有低密度、低粘度、低凝固點特征，氣油比96.6-98.8m3/t。甲烷含量26.5%～50.8%，C3含量18.6-23.1%，暫未檢測到H2S和CO氣體。M長8地層水水型為CaCl2。L1區(qū)長8原始地層壓力19.5MPa，壓力系數(shù)0.82，地溫梯度2.9℃/100m；H1區(qū)長8原始地層壓力19.2MPa，壓力系數(shù)0.82，地溫梯度2.7℃/100m。M油田長8油藏成藏圈閉成因與砂巖的側(cè)向尖滅及巖性致密遮擋有關(guān)，為巖性油藏。

3 油氣田地質(zhì)因素對油氣田開發(fā)的影響

研究區(qū)通過利用彈性采收率和溶解氣采收率公式計算得出自然能量開發(fā)采收率低，長8需要補充地層能量。數(shù)值模擬表明，衰竭式開采地層壓力下降快，產(chǎn)量遞減快，采收率低，注水開發(fā)的階段采出程度和最終采收率明顯高于衰竭開采。儲層弱水敏，有利于注水開發(fā)。長8儲層含少量伊利石和水敏礦物伊/蒙混層，敏感性分析表現(xiàn)為弱水敏，有利于注水開發(fā)。長8儲層無水期驅(qū)油效率25.8%左右，最終期驅(qū)油效率44.7%，注水開發(fā)提高采收率潛力較大。

3.1 開發(fā)井型

H1區(qū)長8油層厚度平均9.5m，前期采用700m水平段水平井五點井網(wǎng)注水水驅(qū)效果差，遞減大，為提高單井產(chǎn)量，受地面受限影響，L1區(qū)前期采用長水平井準自然能量開發(fā)。

3.2 井網(wǎng)系統(tǒng)

超短水平井注水開發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)，成像測井等顯示，M長8天然裂縫不發(fā)育，最大主應(yīng)力方位為北東75°左右，確定M長8井排方向為北東75°。數(shù)值模擬結(jié)果顯示生產(chǎn)10年時，正方形反九點井網(wǎng)流線分布最均勻，水線均勻驅(qū)替，剩余油較少；菱形反九點井網(wǎng)和矩形井網(wǎng)在角井處流線稀疏，剩余油集中。正方形反九點井網(wǎng)含水上升速度最慢，無水采油期最長，單井最終累計產(chǎn)量最高，因此，最佳井網(wǎng)為正方形反九點井網(wǎng)。L1區(qū)長8油藏單砂體連續(xù)性較好，結(jié)合油層平面分布范圍、井場位置，水平井水平段長度設(shè)計為1000m左右，根據(jù)井場位置適當調(diào)整水平段長度。啟動壓力測試表明，最大滲流距離為75m左右，動用半徑165～185m，井距應(yīng)為330～370米；數(shù)值模擬表明，150米半縫長下，有效供給范圍為240米，井距應(yīng)為480米。相同采收率下，隨著油層厚度的變小，單井經(jīng)濟極限井距越大；油層厚度在6～10m，預期采收率10%，階梯油價下，極限最小井距范圍應(yīng)在294～493m。

3.3 井距優(yōu)化

正方形反九點井網(wǎng)井距越小，采收率越高，但單井累產(chǎn)越少；變油價下內(nèi)部收益率達到8%時，需15年單井累產(chǎn)7500t以上；經(jīng)濟與技術(shù)相結(jié)合，既滿足單井累產(chǎn)又具備較高的采收率，確定最佳井距300m左右。

3.4 壓力系統(tǒng)

M油田開發(fā)表明，超前注水由于補充能量及時，可建立較高的有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，油井初產(chǎn)高，穩(wěn)產(chǎn)期長，M油田長8油藏采用較成熟的超前注水開發(fā)。M長8建產(chǎn)區(qū)滲透率較低（0.3mD），建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)需要的注采壓差越大，需要壓力保持水平越高。根據(jù)油藏工程計算、數(shù)值模擬，結(jié)合M長8開發(fā)實際，確定超前注水投產(chǎn)前壓力保持水平在115%左右。M油田長8油藏地層水與洛河組注入水配伍性差，注水開發(fā)過程中要做好水質(zhì)處理與儲層保護。數(shù)值模擬表明相同累計注入量下，注水強度越大，注入水在近井地帶不能及時向外傳播，壓力剖面越陡峭，有效波及范圍越小。注水強度越小，油水井間壓力剖面分布越均勻，小水量、長周期的注水政策，有利于壓力均勻分布。應(yīng)用考慮啟動壓力梯度和變形介質(zhì)的直井擬穩(wěn)態(tài)流動注水量公式計算合理注水強度，確定M油田長8油藏超前注水期合理注水參數(shù)。依據(jù)M油田長8開發(fā)區(qū)油層、隔夾層特征和儲層縱向物性的差異，結(jié)合分注工藝，制定了長8層分注標準，層間和層內(nèi)分注相結(jié)合（1-2段）。

3.5 采油井合理流壓

低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達到40%，得出不同含水時期泵口壓力值。根據(jù)泵口壓力與流動壓力的關(guān)系求出流動壓力，最后得到最小流動壓力與含水率關(guān)系。確定MH1長8油藏最小流壓為10.2MPa。低滲透油藏滲流條件差，要求泵效達到40%，得出不同含水時期泵口壓力值。根據(jù)泵口壓力與流動壓力的關(guān)系求出流動壓力，最后得到最小流動壓力與含水率關(guān)系。確定L1長8油藏最小流壓為11.0MPa。同時考慮啟動壓力梯度和壓力敏感的流入動態(tài)方程（IPR曲線）反應(yīng)無因次產(chǎn)量和流壓的關(guān)系，確定H1長8油藏合理流壓為8.9MPa，L1長8油藏合理流壓為9.5MPa。根據(jù)同類油藏開發(fā)經(jīng)驗，當流動壓力接近原始飽和壓力時，采油指數(shù)最高，由此計算L1長8油藏生產(chǎn)井合理流壓10.2MPa；H1長8油藏生產(chǎn)井合理流壓9.9MPa。綜合取值，L1、H1長8油藏生產(chǎn)井合理流壓分別為10.2MPa、9.9MPa。單井產(chǎn)能取值主要考慮礦場統(tǒng)計、公式法作為輔助參考，結(jié)合2024年部署區(qū)的油層厚度和物性，最終取值：MH1長8油藏超短水平井達產(chǎn)年單井日產(chǎn)油3.1t/d，L1長8油藏長水平井達產(chǎn)年單井產(chǎn)量為9.0t/d。

4 結(jié)論

油氣田地質(zhì)因素對油氣田開發(fā)的影響是非常復雜的，在具體分析時需要根據(jù)具體情況進行，比如：在對油氣田地質(zhì)因素進行分析時，需要首先對其進行詳細的分析，然后才能對其影響進行研究，主要包括如下幾個方面：第一是通過對地質(zhì)資料進行分析可以找出油氣田開發(fā)中存在的問題；第二是通過對地質(zhì)資料的分析可以找出油氣田開發(fā)中存在的潛力；第三是通過對地質(zhì)因素分析可以找到開發(fā)的對策。總之，油氣田地質(zhì)因素對油氣田開發(fā)具有非常重要的作用，在具體分析時需要從實際情況出發(fā)，找出合理的解決對策。隨著科學技術(shù)的不斷發(fā)展進步，一定會找到更好、更準確的解決對策，進而提高油氣田開發(fā)質(zhì)量和效率。