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鄂尔多斯盆地吴堡地区长7致密储层成岩演化与成藏过程耦合机理根据岩心观察、常规薄片、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、粒度分析、高压压汞、包裹体测温等分析测试手段,系统研究了鄂尔多斯盆地吴堡地区长7致密油储层特征、成岩作用特征及成岩演化、储层致密史及其与成藏史耦合关系、致密油分布主控因素,并指出该区下一步勘探方向及有利区。
取得的认识有如下几点：延长组长7油层组沉积时期吴堡地区为半深湖-深湖沉积,重力流砂体比较发育且规模大、储层物性好,为长7致密油最有利储集体。
其中,长73时期主要为深湖相泥岩夹薄层浊积砂岩沉积,长72和长71时期逐渐演变为半深湖泥岩与重力流砂体互层沉积,具有良好的生储盖组合配置。
长7储层砂岩类型为长石砂岩和岩屑质长石砂岩,填隙物主要为水云母和方解石。
砂岩的孔隙度平均为7.49%,渗透率平均为0.173×10-3μm2,为典型的致密储层。
储层孔隙类型主要为残余粒间孔和各种溶蚀孔隙,以长石溶孔为主,总面孔率平均约3%。
孔隙与喉道连通性较差,主要以纳米级孔喉系统为主,孔喉系统复杂,依据压汞参数将孔隙结构分为3种类型,其中Ⅰ类和Ⅱ类为致密油储产量的主要贡献者。
长7储层成岩作用强烈,普遍达到中成岩阶段A期。
原始沉积组构中黑云母、塑性岩屑及粒度细是形成致密储层的基础,强压实作用和碳酸盐类胶结物等成岩作用使储层致密化,长石等易溶颗粒的溶解作用增加了孔隙而使部分砂岩成为有效储层。
储层成岩演化序列与孔隙度演化历史研究表明,在早成岩B期长7储层即已致密。
依据包裹体岩相学和均一温度,结合埋藏-热演化史,研究区石油大规模运聚时间在早白垩世,储层具有边致密边成藏的特征。
通过对油气质点进行受力分析,在不考虑异常压力和水动力条件下,当浮力和毛管阻力相等时确定的储层致密上限孔隙度为12%；依据录井含油产状及地质综合分析法,确定的本区长7致密储层成藏孔隙度下限为5%。
包裹体研究表明,长7致密油为1期连续充注成藏,石油在致密储层中运移的动力为生烃增压形成的异常高压,运移方式为混相涌流,带有幕式成藏特点,主要为垂向近源运移聚集,其运移通道为储层微裂缝与孔喉组成的网络系统。
鄂尔多斯盆地长7油层致密油勘探开发新进展及规模富集可开发主控因素分析摘要鄂尔多斯盆地延长组长7油层组是富有机质的黑色页岩以及暗色泥岩和粉细粒级致密砂岩共生的沉积组合，其中致密砂岩储层地面空气渗透率不大于0.3mD，赋存于这个致密砂岩储层中的石油资源是典型的致密油，是盆地当前勘探开发的攻关目标。
关键词鄂尔多斯盆地；致密油勘探开发；新进展；规模富集主控因素我國的致密油资源非常充足，是将来主要的石油接替资源，但致密油的研究和勘探开发还处在起步阶段。
鄂尔多斯盆地致密油是我国陆相致密油的重要代表，与我国的其他盆地比较，致密油的勘探开发攻关已经取得了一定的成绩，本文论述了鄂尔多斯盆地致密油规模富集可开发取得的新进展，并研究了其致密油规模富集可开发的主控因素。
1 沉积微相类型1.1 水下分流河道是陆上分流河道在水下的部分，沉积物以细砂、粉砂为主，泥质非常少。
在砂岩中发育有交错层理、波状层理和很少的变形构造，底部有冲刷面。
水下分流河道的自然电位曲线呈钟形，砂体在纵向剖面上是正旋回，反映出它随着沉积物的不断积累，水体越来越浅，水动力条件降低的沉积环境。
1.2 河口坝位于水下分流河道的河口位置，沉积速率是最高的。
河口坝微相的沉积特征在纵向剖面上表现为下部沉积的砂岩厚度非常薄，粒度非常细，泥岩夹层非常厚，向上砂层的厚度变大、粒度越来越粗，有着显著的下细上粗的反韵律结构。
河口坝沉积物由分选好、质地纯的细砂以及粉砂组成。
因为河口坝处水动力条件逐渐增强，之后又突然变弱，因此自然伽马曲线表现为顶部突变、底部渐变的特点，自然电位曲线呈漏斗状。
1.3 水下分流间湾位于三角洲前缘水下分流河道之间相对低洼的地方，和湖水相通，但是水动力非常弱。
分流间湾主要是黏土沉积，含很少的粉砂和细砂。
细砂岩和粉砂岩中发育平行层理、透镜状层理以及变形层理。
它的自然伽马曲线呈齿形，为中高值，自然电位曲线在泥岩基线附近[1]。
2 致密油勘探开发新进展2.1 致密油储量规模依据稀井广探的思路，当前使用直井已落实鄂尔多斯盆地长7致密油勘探有利目标区14个，并且这些目标区的致密油资源已经得到落实。
鄂尔多斯盆地镇原油田长7致密油藏有效开发技术探讨
冯蓓华;侯长冰;路涛;李灿兵
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2015(037)009
【摘要】镇原油田长7油藏储层严格受南西-北东延伸的水下分流河道砂体控制,以灰绿色、灰黑色细粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主.填隙物主要由黏土矿物、碳酸盐、硅质等组成.储层具有纵向平面分布非均质性强及启动压力高等特征,具备提高单井产量的储层改造条件.虽然单纯的以提高导流能力为目的的组合陶粒和体积压裂技术在一定程度上可提高长7油藏初期单井产量,但油藏开发过程中递减较大,不能保持长期稳产.通过实施水平井+体积压裂技术,既增加了储层改造体积,又提升了裂缝导流能力,在现场试验中取得较好改造效果.该技术对提高单井产量、改善致密油开发增产效果具有积极意义.
【总页数】4页(P46-49)
【作者】冯蓓华;侯长冰;路涛;李灿兵
【作者单位】中石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳 745000;中石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳 745000;中石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳 745000;中石油长庆油田分公司第十一采油厂,甘肃庆阳 745000
【正文语种】中文
【中图分类】TE349
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鄂尔多斯盆地长7致密油藏特征薛永超;田婋丰【摘要】以鄂尔多斯盆地长7致密油藏为例,运用地质统计和对比分析方法,定量表征了长7致密油藏特征.研究表明,长7油藏填隙物含量高,成熟度中等,以微孔隙为主,喉道半径极细,表现为亲油和高残余油饱和度特征,存在较强的应力敏感性和较高的启动压力梯度.可以考虑采用注入改性水改变油藏岩石表面润湿性、注气和超前注水保持油藏压力相对稳定的方式有效开发致密油藏,利用长水平井体积压裂技术增加油藏接触面积.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2014(021)003【总页数】5页(P111-115)【关键词】致密油;应力敏感;启动压力梯度;有效应力;体积压裂;鄂尔多斯盆地;长7致密油藏【作者】薛永超;田婋丰【作者单位】石油工程教育部重点实验室中国石油大学,北京昌平102249;石油工程教育部重点实验室中国石油大学,北京昌平102249【正文语种】中文【中图分类】TE348引言随着常规油气勘探效果变差，占资源总量80%以上的非常规能源逐渐引起关注［1－3］。
加快这些特殊储量动用已成为影响全球油气工业发展的战略性问题［4－7］。
致密油被认为是当前最具有现实开发意义的资源，致密油储层孔隙度小、渗透率极低、单井产能低，常规开发方式难以实现有效动用。
这就需要从致密油藏特征出发，认清致密油藏特征和渗流规律，从而探索致密油有效开发策略。
鄂尔多斯盆地致密油藏主要分布在三叠系延长组第7段。
长7致密油藏形成于三叠纪湖盆发育的鼎盛时期，湖盆分布范围广，暗色泥岩厚度大，传统研究认为“长7沉积水体较深，砂体规模小，物性差，不能形成规模油藏”［3］。
随勘探程度不断深入，长7油藏获得重大突破，发现了多个含油富集区，展现出其广阔开发前景。
然而，长7油藏渗透率极低，属典型致密油藏，目前其开发策略仍处于探索阶段，本文旨在通过长7致密油藏与邻层油藏差异性深入对比分析，深化长7致密油藏特征认识，从而探讨适合长7致密油藏的有效开发策略。
鄂尔多斯盆地延长组长7段致密油和页岩油的地球化学特征及成因鄂尔多斯盆地是我国重要的非常规油气产区,广泛发育半深湖-深湖相沉积的延长组长7段优质烃源岩,致密砂岩油和页岩油勘探潜力巨大。
虽然长7段内作为储层的页岩和致密砂岩物性普遍较差,且具有很强的非均质性,但其中的原油普遍具有较高的轻质组分含量、较低的密度以及较好的流动性,这也是该区非常规油藏得以大规模成功开发的重要原因之一。
已有的研究大多关注致密砂岩和页岩储层本身的物性特征与成因分析,但对其中原油组分偏轻、流动性较好的原因至今没有系统而详细的解答。
此外,由于传统页岩油潜力评价方法的局限性,以及页岩形成的环境变化较大,长7段内页岩油藏资源潜力的准确评价也是一个亟待解决的问题。
长7段不仅是延长组页岩油最重要的勘探层位,也是致密油的主要储集层段。
本文系统采集了盆地内长7段致密油和页岩油样品以及致密砂岩和页岩样品,同时采集了长6段致密油样品作为对比对象。
在对原油样品进行物性、族组成、分子组成与分子碳同位素等有机地球化学分析的基础上,进一步对致密砂岩储层和页岩的无机-有机组成、孔隙分布以及原油在其中的赋存形式进行了研究,并利用生烃动力学模拟实验技术分析了长7段富有机质页岩在生油窗范围内的生烃过程。
本次工作主要获得以下几点结论:（1）盆地范围内延长组致密油和页岩油具有低密度、低粘度和低凝固点的特征,主要与原油高饱和烃含量（一般大于75%）、低芳烃/极性化合物含量（一般低于25%）以及较高含量的低碳数链烷烃有关。
原油正构烷烃的碳同位素组成变化较小（-33‰到-30‰）,结合分子标志物和低成熟页岩的热解产物组成特征,认为原油母源主要为长7段湖相I-II型有机质,高等植物来源蜡质的贡献低,为轻质致密油的形成提供了有利的烃源条件。
（2）原油、致密砂岩和页岩抽提物甲基菲异构化比值的大量分析结果表明长7段现今R<sub>o</sub>范围主要在0.8–1.3%之间,致密油与致密砂岩储层抽提物正构烷烃平均δ<sup>13</sup>C值随未出现随成熟度增加明显偏重的趋势,结合模拟实验结果可以将致密油成熟度限定在Easy R<sub>o</sub> 1.4%以下,证明长7段主要处于生油高峰到生油阶段晚期。
鄂尔多斯盆地三叠系长7致密油藏开发技术探讨汪洋;程潇逸;李龙龙;柴慧强;成建;张希;王旻轲【摘要】胡尖山地区长7层新出现出油井点多,油层连续性好,油藏规模大的特征,展现出良好的勘探开发前景,是长庆油田在该区的主力区块.该区长7油藏平均孔隙度8.9％,渗透率0.19 mD,属致密油藏,2010年开始进行开发试验,暴露出注水有效驱替系统难建立,递减快,单井产能低,油井见水等问题.本文通过对比分析近年进行的多项开发试验效果,着重从水平井井网形势、储层改造参数等角度对该区长7油藏开发技术进行探讨.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2013(032)012【总页数】4页(P27-30)【关键词】长7油层组;水平井;开发试验;效果分析【作者】汪洋;程潇逸;李龙龙;柴慧强;成建;张希;王旻轲【作者单位】中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200;中国石油长庆油田分公司第六采油厂,陕西西安710200;西南石油大学,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE348胡尖山油田位于陕西省定边县境内，地形复杂、沟谷纵横，地面海拔1 400～1 850m，相对高差450 m左右，风多雨少，地表水贫乏，属黄土塬地貌干旱沙漠草原气候。
区域构造上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部边缘的中部，向西紧邻天环坳陷，呈向西倾斜的平缓单斜，平均坡降0.01，倾角小于1°[1]。
目前预测长7油藏含油面积 241 km2，地质储量1.3×108t，但物性差，开发难度大。
研究区长7段整体处于浅湖-半深湖背景下的三角洲前缘亚相区，以三角洲前缘水下分流河道微相和半深湖泊浊流沉积砂体发育为特征。
163我国致密油主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地等陆相湖盆中，有利勘探面积达18×104 km 2，地质资源量在（74～80）×108 t，具有良好的勘探前景。
由于研究区储层的湿润性几乎为中性至亲水性，烃源岩质量好，连续稳定地分布在总长几十至几百米厚的7个断面上，烃源油藏在油气生成阶段由自生自储型组成。
而良好的烃源岩内部积累了几十MPa的剩余压力，且有机物孔隙发展相当缓慢，泥岩反复断裂，以帘状形式排出碳氢化合物[1]。
根据这些特点，可进一步分析致密油的成藏条件。
首先，高质量的烃源岩为油藏提供了丰富的油源，同时也为充满帘状油藏的石油提供了巨大的运输能力；其次，储层的中性和油润性质在一定程度上弥补了间隙渗透率的不足；最后，自生自储的源头存储结构减少了所需的运输功率，因为从烃源岩中生产的石油填满了附近的存储库，从而减少了运输距离。
夹在砂岩之间的泥岩也被认为是为储层提供了一定的储存条件[2]。
1 研究区概况1.1 油藏地区概况与沉积背景通过油藏的纵向分布规律，可分为10个油藏组，其中长度7和长度9是中生代油藏的主要油藏组。
研究区以前的石油勘探集中在拉长地层组的拉长7段以外的特尼克岩层，如长度2、长度6和长度8段。
近年来，该地区延伸层长7级油田的测试结果良好，部分油井突破了产油关口，证实了该地区存在比较丰富的石油资源[3]。
研究区的7长沉积物分为3个子段，即71长、72长和73长，代表了湖泊的完整演变过程，包括其形成、繁荣和消亡3个阶段。
长71分区的工业溢油井和低产溢油井主要分布在该区东部地区的张渚南、华潋南、直罗、张村驿、富县、库口等乡镇。
在研究区的东北部，即直罗镇、张村驿和富县一带，长7油层分布在长71、长72和长73，其中长71分段占主导地位。
该地区的长7段油藏测试显示，日产0.1t以上的油藏有46个，其中长71子段26个，占总油藏的56.5%；长72子段15个，占总油藏的28.3%；长73子段7个，占总油藏的15.2%。
鄂尔多斯盆地周长区长 7致密油储层特征及影响因素摘要：鄂尔多斯盆地的周长区致密油含量十分丰富，有着较大的勘探价值。
但是目前我国对周厂区储层特征的认识并不充分，所以在钻探是存在较强的盲目性，这在一定程度上影响了致密油储层勘探的效果。
另外，致密油的开采本身难度较大，会受到诸多因素的影响。
因此，鄂尔多斯盆地周长区长7致密油储层开采需深入分析其油储层特征和影响因素，以此来为后续的开采提供指导。
基于此，本文从周长区长7储层岩石学特征入手，首先分析储层孔隙结构特征，最后探究储层发育的影响因素，希望可以借此给周长区勘探的相关研究提供一定的参考。
关键词：周长区；致密油；特征致密油是石油领域的热点，近几年受到社会各界的广泛关注。
一般而言，致密油游离或吸附在生油岩中，没有大规模的长距离移运而形成的石油聚集，油源条件相对较好。
鄂尔多斯盆地的周长区长7储层的致密油资源十分丰富，有着较大的勘探和开发潜力。
但是致密油储层存在低孔低渗的问题，其成藏机理较为复杂，因此开采的难度极大。
在这一背景下，需要细致的分析油储层特征，探究其影响因素，这样才能为后续的勘探和开采奠定基础。
1储层岩石学特征周长区位于陕西省的吴起镇，地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中西部，因此油藏主要为岩性油藏。
经过早期的研究和勘探，鄂尔多斯盆地在三叠纪早期开始周边抬升，形成了大型的咸水湖泊。
周长区长7储层的岩石主要为块状细粒的长石砂岩，颜色主要为灰褐色。
周长区长7储层岩石的粒径主要分布在0.08-0.26毫米，其孔隙为胶结类型。
从岩石的组成来看，其中碎屑约80%为长石。
石英含量为20%左右。
2储层孔隙结构特征周长区长7储层岩心铸体薄片的总面孔率平均为4.5%，孔隙的类型为粒间孔，另外还有沸石溶孔和长石溶孔。
为进一步探究其孔隙结构特征，对其进行压汞实验，得出其平均孔径为25.31微米，平均喉道直径为0.73微米，因此其属于小孔细喉型。
周长区长7储层的组排驱压力的平均值为3.812MPa，孔喉中值半径的平均值为0.023微米，分选系数的平均值为1.792，最大汞饱和度的平均值为86.312%，退汞效率的平均值为30.985%。
鄂尔多斯盆地长7段致密油合理开发方式探讨李忠兴;屈雪峰;刘万涛;雷启鸿;孙华岭;何右安【摘要】鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7致密油储集层致密,孔隙结构复杂,孔隙度小,渗透率低,储集层微裂缝发育,地层压力系数低,采用丛式井网超前注水开发单井产量低,难以实现有效动用.以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例,通过物质平衡理论计算、数值模拟方法研究以及矿场实践数据分析,认为水平井体积压裂后单井产量大幅度提高,但采用直井注水、水平井采油的联合井网开发,水平井见注入水风险大,见水比例达到65％;水平井衰竭式开发地层能量下降快,前期单井产量平稳,生产12个月后单井产量递减大,4个月单井产量累计下降50.3％.由此提出了水平井体积压裂后衰竭式开采,待地层能量不足时,运用注水吞吐采油的开发方式,致密油体积压裂水平井注水吞吐第1周期单井日产油量比吞吐前增加78.3％,注水吞吐采油取得初步效果.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2015(042)002【总页数】5页(P217-221)【关键词】致密油;体积压裂;开发方式;水平井;数值模拟;注水吞吐【作者】李忠兴;屈雪峰;刘万涛;雷启鸿;孙华岭;何右安【作者单位】中国石油长庆油田分公司;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室【正文语种】中文【中图分类】TE348致密油在北美地区得到了商业性的开发，给世界油气勘探开发带来了重大变革，正逐渐影响着世界能源供需的格局，也为鄂尔多斯盆地致密油的开发提供了可靠的借鉴[1]。
随着三维地震、油藏精细描述、水平井开发、体积压裂与监测、“工厂化”作业等关键技术的进步，特别是体积压裂工艺的突破，国内外致密油气单井产量大幅攀升[2-6]。
一个油藏的成功开发，不仅要考虑初期单井产量，同时要兼顾持续稳产能力，提高最终采收率。
国内外学者对低渗透油藏常规压裂油井合理开发方式已经做了很多研究[7-9]，但对水平井体积压裂工艺下致密油开发方式的研究仍然较少。
笔者以鄂尔多斯盆地A井区长7致密油为例，对水平井体积压裂条件下的致密油合理开发方式进行探讨。
鄂尔多斯盆地A井区位于伊陕斜坡西南部，长7段沉积期整体呈向西倾斜的平缓单斜构造，地层倾角为0.5°，局部发育微弱鼻状构造，鼻轴长50～60 km，宽5～6 km[10]，主要发育三角洲前缘水下分流河道微相。
A井区长7致密油储集层为陆相碎屑岩，岩性复杂，以细砂岩为主，储集层有效厚度平均为10 m左右，储集层石英含量25.3%，长石含量42.1%，岩屑及其他矿物含量19.9%，碎屑总含量为87.3%，填隙物成分以铁方解石、绿泥石、高岭石为主，填隙物总含量为12.7%；储集层粒度细，以细砂为主，分选较好，细砂含量为81.03%，中砂含量7.98%，粉砂占5.66%，泥质占5.20%，粗砂占0.13%；物性差，储集层主体带平均孔隙度为8.9%，平均气测渗透率为0.17×10−3μm2，相对高孔、高渗带不发育；孔隙结构复杂，长石溶蚀孔发育，而粒间孔不发育，总面孔率为2.74%，储集层排驱压力为2.67 MPa，中值压力大，达到16.83 MPa，中值半径0.06μm。
储集层天然裂缝发育，岩心和薄片观察裂缝密度达0.3条/m。
储集层为中等—弱水敏、中等—弱速敏，储集层润湿性整体上表现为弱亲水—亲水（见表1）。
储集层平均束缚水饱和度为30.6%，束缚水状态下油相有效渗透率为0.002×10−3μm2，等渗点含水饱和度为53.4%，油水相对渗透率0.031；残余油时含水饱和度为59.6%，水相相对渗透率0.169，无水期驱油效率30.3%，含水95%时驱油效率37.7%，见水后水驱油效率提高幅度小。
油藏埋深适中，油藏中部深度平均2 190 m，原始地层压力16.9 MPa，压力系数0.77，为异常低压油藏。
A井区长7致密油早期按照低渗透低压油藏超前注水开发的模式，采用丛式井矩形和菱形反九点井网超前注水开发。
第1年平均单井产油1.0 t/d，第2年降为0.47 t/d，年递减率达53.0%。
含水率1年内由35.3%上升至53.5%，1年之内水淹井比例达到37.8%，注水开发效果较差。
随着体积压裂改造工艺的成熟，A井区长7致密油采用2种开发方式：水平井体积压裂后衰竭式开发和水平井采油直井注水的联合式井网注水开发。
水平井投产前3个月平均单井产量达到10.2t/d，是直井单井产量的10倍左右。
但是，投产半年后，注水开发井网水平井部分水淹，衰竭式开发水平井投产1年后出现明显递减。
因此，有必要深入探讨体积压裂条件下致密油合理开发方式，实现致密油的高效开发。
3.1 注水开发依据储集层水敏、速敏、润湿性及水驱油效率分析和实验结果，A井区长7致密油适合注水开发。
根据低渗透低压油藏超前注水开发的实践成果，2012年设计采用水平井与直井联合井网开发，完钻水平井20口，注水井36口。
采用体积压裂工艺超前注水开发，水平井投产前3个月平均单井产量达到10.2 t/d，但是陆续出现水平井见注入水的情况，见水井13口，见水比例达到65%，目前大部分注水井关停。
A井区A5井的两次吸水剖面测试结果显示（见图1），注水初期，致密油储集层呈现均匀吸水，随着累计注水量的增加，吸水剖面显示出尖峰状吸水的特征。
对A井区的A4井投加尿素，周边井的示踪剂产出情况跟踪监测结果显示，B1、B2井示踪剂突破时间分别为24 d和28 d，其他油井无尿素产出，示踪剂拟合结果表明，2口水平井吸水层存在渗透率较高的条带，解释结论分别为高渗透条带和微裂缝（见表2）。
由吸水剖面测试和示踪剂监测结果可以推测，随着累计注入水量的增加，储集层微裂缝逐步开启，注入水沿开启的裂缝快速推进，易于形成高渗透条带，导致对应的采油井水淹。
可见，致密油体积压裂水平井注水开发见水风险大，不宜采用注水开发的方式。
3.2 衰竭式开发鄂尔多斯盆地低渗透油藏开发的成功主要得益于基于超前注水理论的有效驱替压力系统的建立。
针对低渗透低压油藏，由于存在启动压力梯度和应力敏感效应，在开发过程中渗流阻力增大、单井产量降低，递减速度快，稳产难度大，并降低最终采收率。
运用超前注水技术，使地层压力水平上升至原始地层压力的110%～130%，在采油井与注水井之间建立有效驱替压力系统，可取得较好的开发效果，单井产量提高15%～20%。
与常规压裂改造工艺不同，体积压裂是采用“大排量、大液量、低砂比”的改造工艺技术，压裂液为低黏滑溜水，易进入天然裂缝，且摩阻低、压力损失小，更易促使天然微裂缝张开。
根据B1、B3井微地震监测资料，其体积压裂裂缝带宽平均值分别为68 m和110 m，裂缝半长平均值分别为273 m和353 m，裂缝高度平均值分别为69 m和96 m（见表3），形成了人工裂缝与储集层天然裂缝相结合的复杂缝网体系，扩大了裂缝与油藏基质的接触体积，进而提高单井产量。
依据A井区水平井体积压裂参数统计，平均单井入地总液量9 073.2 m3，返排液量3 260.5 m3，返排率低。
地层中单井滞留压裂液量平均达到5 812.7m3，滞留液首先起到了补充地层能量的作用（见表4）。
经过物质平衡法计算，滞留的压裂液使平均地层压力上升了4.7 MPa，平均地层压力达到了21.6 MPa，压力系数接近于1.0。
因此，此时无需注水补充能量，水平井泄油半径之内已建立了与超前注水效果相同的有效驱替压力系统，理论分析认为体积压裂水平井初期可以采用衰竭式开发。
A井区实施体积压裂后衰竭式开发水平井4口，水平段长度785～835 m，平均813.8 m，井距400 m。
于2012年11相继投产，前3个月平均单井产量达13.4 t/d，第10至12个月由于受邻井钻井压裂试油的影响，B6井水淹，含水率达到94%，导致4口井的平均含水上升至58%，第13个月含水开始下降，回落到25.6%，平均单井产液量出现下降趋势，日产油出现明显递减，4个月单井产量累计下降50.3%（见图2）。
由此可见，采用衰竭式开发，水平井稳产期为12个月，平均单井累计产液量为7 090 m3，产油量为4 207 t，采出程度达到了2.2%，忽略油田伴生气的产出，根据物质平衡方法计算，此时地层压力下降了5.8 MPa左右，平均地层压力为15.8 MPa左右。
综上分析，采用衰竭式开发，第1年采油速度较高，但1年后液量、油量递减快，地层能量不足，须及时补充能量。
3.3 注水吞吐开发关于注水吞吐采油的机理和室内实验，国内学者已经做了许多研究[11-16]。
黄大志等[11-12]认为注入水优先充满高孔高渗带、大孔喉或裂缝等有利部位。
关井后，在毛细管压力的作用下，注入水与中、小孔喉或基质中的油气产生置换。
因此，注水吞吐采出的油量与岩石润湿性紧密相关，实验证明不同润湿性油藏实施注水吞吐采油均有效，油藏岩石亲水性越强，越有利于实施注水吞吐采油。
注水吞吐采油技术已经在牛圈湖油田、头台油田和塔河油田等矿场实践中初步取得成功[13-16]。
对于长7致密油这类异常低压油藏，水平井体积压裂施工中注入大量低黏滑溜水压裂液，相当于“吞吐”中的“吞水”过程，压裂液首先起到了补充地层能量的作用。
压裂施工采用分段压裂技术，每压裂一段返排出部分压裂液后下封隔器再压裂下一段，整个压裂施工周期需要30 d左右。
已压裂段被封隔后相当于“吞吐”的第2阶段，即关井置换阶段。
压裂完工后油井投产采油相当于“吞吐”的第3阶段，即开井采油阶段。
从A井区衰竭式开发的4口井生产数据看，投产7 d之内，平均单井日产油由9.9 t升至18.2 t，含水率由50%以上下降至26.7%，生产30d后单井日产油稳定在12.1 t，含水率稳定在23%左右（见图3）。
由此可以推测，由于体积压裂缝导流能力强，在较短的时间内，在毛细管压力的作用下，原油与注入水之间完成了渗吸置换作用。
以A井区地质数据为依据，建立油藏数值模拟模型，进行注水吞吐数值模拟计算，在模拟完“吞吐”注水阶段后关井48 h内，基质与裂缝之间发生油水置换，井筒附近裂缝含油饱和度由20%上升至40%左右，关井30 d后含油饱和度基本达到平衡，裂缝系统含油饱和度达到45.6%（见图4），与矿场实践比较符合。
为进一步验证致密油注水吞吐开发效果，选择A井区B8井开展注水吞吐试验。
B8井水平段长度435 m，油层钻遇率97.2%，采用体积压裂改造9段18簇，排量4.0 m3/min，砂比15.3%，入地总液量3 510 m3，返排出液量1 607 m3，滞留液量1 903 m3。
