【正文】 20) 凝固 點 (℃ ) 瀝青 質 (%) 粘 度 50℃ (mPas ，原始氣油比低，為 ，體積系數(shù) ，飽和壓力低，僅 ，（表 113）。 17 3) 地層水性質 長 6地層水 總礦化度 g/l，水型 CaCl2， PH 值 （表 114）。 103μ m2；等滲點的含水飽和度 %，油水相對滲透率 ；殘余油時含水飽和度 68%，殘余油時水相有效滲透率 (表 116)。 3. 儲層敏感性 鄰區(qū) 敏感性實驗結果表明，長 6 儲層為弱水敏 ， 弱 酸 敏、弱鹽敏 、 弱 ～ 無速敏 為主 ；長 2儲層為中等偏弱水敏、弱速敏、中等偏弱酸敏、弱～無鹽敏。C粘度（mPa .s）滲透率Kw（103um2）(Kn1Kn)/Kn1(%)臨界鹽度Sc（mg/ l）1 100 /2 75 3 50 4 25 5 0 1 100 /2 75 35 3 50 4 25 5 0 1 100 /2 75 3 50 4 25 5 0 實驗數(shù)據(jù)實驗結果弱鹽敏弱鹽敏中等偏弱92 600015228260008000 油藏類型 壓力與溫度系統(tǒng) 隨著油藏深度的增加，地層壓力增大， 本區(qū)油藏類型與 靖安油田 基本一致， 延 9平均井深 700m～ 800m， 估算本區(qū)延 9原始 地層壓力在 ～ ，平均 ；長 6平均井深 1390m～ 1430m，估算本區(qū)長 6原始地層壓力在 ～ ，平均 左右。因此，侏羅系油藏是由構造和巖性雙重作用下形成的巖性～構造或構造～巖性油藏。因此油藏面積的圈定如下： ① 根據(jù)靖邊地區(qū)試油、油層厚度與砂層厚度關系的統(tǒng)計規(guī)律， 2m 油層可試出工業(yè) 油流，油層厚度 2m一般對應砂層厚度 10m。 該油藏為構造－巖性油藏， 未見 明顯的油水界面， 油藏構造 下傾方向因構造變低而形成底水或者邊水封閉， 上傾方向因砂巖尖滅或者變薄變致密形成巖性遮擋， 因此含油面積的確定如下： ① 油藏構造下傾方向 未見到油水界面，暫以油層底界海拔圈定（ 680m） ； ② 油藏構造上傾方向為巖性遮擋， 以砂巖厚 度 10m 線 作為含油邊界 。 根據(jù)已獲工業(yè)油流井含油產狀分析，延長組、延安組儲層含油在油斑級以上，可獲得工業(yè)油流。 103μ m2,孔隙度下限值為 13%。 由于油層內部常夾有薄層泥巖和致密砂巖，一般不含油，應在有效厚度解釋中扣除，致密夾層在聲波時差曲線上有明顯的低值反映，電阻率曲線值相對較高。 因而 ， 油藏 平均 有效厚度 綜合考慮了 面積權衡 和算術平均值， 楊 5733 井區(qū) 延長組 長 延安組 延 9 油藏分別采用 、（具體見表 124）。 (6) 地層原油體積系數(shù)和原始氣油比：采用區(qū)內所取高壓物性樣品求取算術平均值。 開發(fā)層系 開發(fā)區(qū)主要含油層系為侏羅系延安組延 9 及三疊系延長組長 6，含油面積局部迭合 。 單油層區(qū)：采用一套井網、一套層系開發(fā)。經測算，延 9 自然能量采收率（彈性采收率和 溶解氣驅 采收率之和）為 %～%，因此僅靠自然能量開采，其采收率是比較低的。 注水開發(fā)的可行性 （ 1）儲層敏感性 巖心敏感性實驗結果表明，長 延 9儲層無水敏，可以注水開發(fā)。 30 2345678910111 5 9 13 17 21 25 29時間（月）產量（t/d）超前 3 個月以上同步滯后 3 個月以上類型相似的 靖安油田五里灣一區(qū)長 6特低滲透油藏的開發(fā)實踐證明，實施超前注水，可保持較高的地層壓力及較大的有效生產壓差，從而更有利建立有效的壓力驅替系統(tǒng)，成功地減緩了油井產量的遞減，有效地挖掘油井的生產潛力 ，使油田實現(xiàn)了長期高產、穩(wěn)產。 代入邊界條件，積分可得： rRRrRrkhQtptrp eeww ln)21(l n2)(),( 22 ?? ???? 由于特低滲透油層具有啟動壓力梯度，因此要建立有效的壓力驅替系統(tǒng)，必須使油水井之間的壓力梯度大于啟動壓力梯度。當?shù)貙訅毫Ρ３炙竭_到 %、累積注水量達到%PV 時，單井產量遞增幅度最大 （表 129）。 表 130 不同注水時機效果對比表 地層壓力保持水平 (%) 100 單井產量增幅 (t/d) 0 33 由此可見，當 超前注水使 地層壓力達到原始地層壓力的 120%左右 時， 為油井最佳投產時機。 當注水 強度 為 ，超前 注水時間為 149 天，單井日注 水 （表131）。 (2)、儲層敏感性分析結果表明， 本區(qū) 長 6儲層屬弱速敏、弱水敏、 中等偏弱 酸敏、弱～ 無 鹽敏。由此可見， XX區(qū) 注水開發(fā)是可行的。 對于特低滲透油藏，長慶油田在開發(fā)實踐中，提出了與裂縫相匹配的菱形井網，即注水井排與裂縫（最大主應力）方向一致 （圖 110）， 這樣可根據(jù)儲層特點進一步放大裂縫線上的井距，縮小排距， 從而 延緩裂縫線上油井的見水時 間，并使位于裂縫側向上的油井較快見效，提高水驅動用程度， 從而提高最終采收率。 圖 3 2 菱形反九點井網及模擬單元示意圖 ○ ○ ○ ○ ● ○ ● ○ ○ ○ ○ ○ ● ○ ○ ○ ○ ○ ● ○ ● 圖例： ○油井 ●水井 壓裂縫 36 最大井網系數(shù)與m值關系曲線0123456789100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12井網系數(shù)，nm,Jw/Jo 根據(jù)長慶已開發(fā)油田經驗，注水井每米吸水指數(shù)為 178。 MPa，折算到地下體積為 m3/d178。 根據(jù)鄂爾多斯盆地同類型油藏的注水開發(fā)實踐，采用反九點面積注采井網，既能保持較高的地層壓力水平，油井見效程度高，又保持了較高的采注比。 圖 111 37 (1).盡可能提高水驅控制程度 北京石油勘探開發(fā)科學研究院根據(jù)我國 37個開發(fā)單元或區(qū)塊的實際資料，回歸分析得出不同類型油藏井網密度與水驅控制程度的關系（圖 112）。 用本區(qū)長 6 實際資料計算，并繪制水驅控制程度與井距的關系曲線。 103μ m2，地層原油粘度 ，流度為 179。通常采用曲線交匯法求解， 代入實際資料，繪出總利潤與井距關系曲線，求出最大利潤時的井距即為經濟最佳井距；利潤為零時的井距即為經濟極限井距（表 132）。 432101230 4 8 12 16井網密度（ha/ 井）函數(shù)計算值 as經濟最佳經濟極限 圖 114 XX油田長 6 油藏井網密度計算交匯圖 這樣優(yōu)化后的實用井距介于經濟最佳和極限井網密度之間，且偏近于經濟最佳井網密度（表 134）。根據(jù)所計算出的經濟最佳井網密度和經濟極限井網密度，則可以計算出相應的經濟最佳井距和經濟極限井距。本區(qū)長 6 油層 滲透率 179。 壓力系統(tǒng) 1． 注水井最大井口注水壓力 （ 1） 油層破裂壓力 根據(jù)水力壓裂造縫機理，破壓可用下式計算： Hpp ff ??? 式中： fp —— 油層破裂壓力， MPa； fp? — 破裂壓力梯度， MPa/（ 10m），一般 ～ ； H— 油層中部 深度， m。 統(tǒng)計 XX 地區(qū) 延 9 水力壓裂試油的地面平均破裂壓力約 ，考慮壓裂液的 摩阻，根據(jù) 地面破裂壓力折算地下破裂壓力的經驗公式為： sf pHP ?? 200 式中， Pf油層破裂壓 力， MPa； 44 Ps— 地面破裂壓力， MPa； H油層中部深度， m； 綜合考慮，本區(qū)延 9 破裂壓力取值為 。 長 6破裂壓力 為 ，油藏埋深 1410m，計算長 6 油藏注水井最大井口注入壓力為 。 延 9 油藏飽和壓力低， 僅 MPa， 地飽壓差大， 該類油藏采油井流動壓力的大小主要取決于地層能量以及對油井產量的要求。根據(jù)靖安油田長 6 地層壓力、壓力系數(shù)以及本區(qū)平均井深，折算本區(qū)長 6 原始地層壓力約 左右，前已確定長 6 采油井合理 流壓為 MPa，則生產壓差為 MPa。 單井產能 根據(jù)長慶油田侏羅系及三疊系油田、井區(qū)資料統(tǒng)計，單位厚度采油指數(shù)與流度的 46 關系為： lg(Ioh)=(K/μo) 。 若 油藏 局部有較 活躍 的 邊底水，根據(jù)長慶邊底水油藏開發(fā)經驗，Ⅰ類油藏（油層與底水直接接觸）合理生產壓差為 ～ ；Ⅱ類油藏（油層與底 水之間為薄泥巖隔層或致密砂巖）合理生產壓差為 ～ ；Ⅲ類油藏（油層與底水之間有較好隔層（大于 2m的泥巖）合理生產壓差為 2～ 。前已估算出本區(qū)延 9 原始地層壓力約為 ，則合理流壓為 左右。 2． 采油井流壓 長 6 油藏飽和壓力高，國內外同類油藏的開發(fā)實踐表明，流動壓力為飽和壓力的70%左右，開發(fā)效果最佳，最低流動壓力為飽和壓力的 50%左右。長 6破裂壓力 約 23MPa，按照注水井井底最大流壓不超過破裂壓力 85%的原則 . 考慮液柱壓力及井筒摩阻， 注水井最大井口注入壓力公式為 tLff PHPP ??? a x 式中， Pf油層破裂壓力， MPa； Pfmax注水井最大井口注入壓力， MPa； H油層中 部深度， m； PtL油管摩擦壓力損失， MPa，取 。 綜合考慮理論計算值和實際測量值，本區(qū)長 6破裂壓力取值 23MPa。 160m井網， 井網密度 口 /km2。 y = xR2 = 0 . 00 . 51 . 01 . 52 . 0 滲透率( m D )擬啟動壓力梯度(MPa/m) 圖 115 啟動壓力梯度與 滲透率關系圖 圖 116 三角形反九點注采井網形式 42 表 135 延 9 井距計算結果表（ 1550元 /噸） 井網形式 反九點 井網形式 三角形 單井控制面積 (km2/well) 經濟最佳井網密度 sb(km2/well) 經濟極限井網密度 sm(km2/well) 合理適用井網密度 sr(km2/well) 經濟最佳井距 db(m) 360 經濟極限井距 dm(m) 228 合 理適用井距 dr(m) 294 根據(jù)楊 5733 井區(qū)實際情況，延 9 油藏面積較小，井距不宜過大，一般取 270m～300m。前已論述，侏羅系延 9 油藏采用三角形反九點注采井網。 40 表 133 經濟最佳井網密度和經濟極限井網密度（ 1550元 /噸） 經濟最佳井網密度 sb(km2/well) 經濟極限井網密度 sm(km2/well) 在實際操作中，在考 慮實際油藏條件的情況下，應盡量采用靠近經濟最佳井網密度值。據(jù)此，按注水開發(fā)最終采收率 %計算，相應的井網密度為 口 /km2。 0 200 400 600井距（m ）水驅控制程度 圖 113 水驅控制程度與井距關系圖 (2). 盡可能提高水驅采收率 北京石油勘探開發(fā)研究院根據(jù)我國 144 個油田或開發(fā)單元的實際資料，按流度統(tǒng)計出最終采收率與井網密度的經驗公式。 另外，根據(jù)水驅控制程度與井網形式及井距的關系： 2 5101 dCe ??? ????? 式中： ε — 采注井數(shù)比，五點法為 1，四點法為 2，反九點法為 3； C— 等價油砂體尺寸， m2； d— 平均井距， m； Φ — 面積校正系數(shù)，五點法為 1，四點法為 23 ，反九點法為 1。 侏羅系延 9 儲層 為河道砂巖沉積， 油藏規(guī)模較小，油層縱橫向變化大，很難形成正規(guī)的面積注水井網，為了提高鉆井成功率，采用三角形井網滾動布井、不規(guī)則反九點注采井網。 MPa，則計算得 m為 。 MPa，生產井每米采液指數(shù)為 178。 左右，因此 長 6 油層井排方位確定為 NE70176。 長 6 油層物性差，滲流阻力大，油層產液量低但吸水能力較好。 但在注入主要水源層 洛河水后，對儲層傷害較小。 表 131 超前注水時間和單井注水量數(shù)據(jù)表 注水強度 （ m3/） 單井 注水量 （ m3/d） 注水時間（天） 累計注水量