鄂尔多斯盆地蒲家沟油区长7超低渗透油层开发实践与初步认识.pdfVIP

54 1．2 岩石学及储层物性特征 2．2 注采井网调整 薄片分析、扫描电镜分析资料统计 ，本区长 7储 天然裂缝系统受区域性地应力的控制而具有一 层主要为细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩，总体成分成 定的方 向性，对油田开发的效果影响较大，裂缝是原 熟度低。填隙物含量为 18．2％，以方解石、绿泥石 油运移的通道 ，同时也是注水 串流 的途径 j。例 为主，其次为水云母，含少量硅质。x一衍射粘土矿 如，蒲丛 181—1井由2013年6月 17日压裂投产开 物分析表明，粘土矿物以绿泥石、伊利石、伊／蒙间层 采三个月以后根据井网调整成注水井，该井于2013 为主，高岭石含量相对较低。物性分析资料表明，储 年 l0月 1日起开始注水，注水40天累计注水400 层平均孔隙度为9．2％，渗透率为0．44×10 m ，属 于特低孔超低渗储层。 方以后沿主裂缝方 向的油井首先出现液量大增 ，含 水上升现象，两翼方向的液量增加不明显 (图3、表 2 裂缝认识及其开发实践 2)。故须及时了解缝的形成、发育程度及方位，合 2．1 裂缝系统 理部署注采井网，扬长避短，充分发挥裂缝的油流通 油田开采初期由于对储层认识特别是对裂缝认 道作用 。 图2 蒲丛 14—2井，长 7微裂缝 3．1 开展同步注水先导试验 2012年至2013年长7油层压裂共有6组井发生 为获得注水开发资料，首先建立了第一个注水 了井间干扰。根据压后对应井的干扰现象分析 (表 实验区，注水面积 1．8km ，通过对同一个区块的注 1)，平均的对应方位83度，与裂缝监测基本一致 。 水区与非注水区进行为期 3个月动态监测，结果表 表1下寺湾油田道镇一蒲家沟长7油藏压裂干扰统计表 明注水区的递减率明显小于非注水区(表 3) 通过注水区于非注水区的对 比(图4、图5、表 3)可以看出：1、注水区的动态变化较非注水区明 显，说明注水能够影响生产状况；2．配注量的调整 可以改变油井生产状态，如 11月2日发现蒲丛 181 — 1注水井周围生产井产液、产水明显上升，通过降 低该井的配注量发现周围生产井又慢慢步入正常生 产状态。 第2期 鄂尔多斯盆地蒲家沟油区长7超低渗透油层开发实践与初步认识 55 3．2 优化施工设计 3．2．1 双层压裂