特低渗透油藏加密调整试验部署研究及实施效果
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摘 要： 本文通过深化储层认识,明确了低渗透油藏剩余油分布规律,结合储层发育特点，运用数值模拟方法确定了加密调整方式，并论证了合理的井排距。通过加密调整部署，试验区取得了较好的效果,为油田后期的整体调整进行了技术储备,同时对同类油藏的加密调整也有很好的借鉴作用。
关键词： 加密调整； 试验区； 剩余油； 数值模拟
中图分类号： TE348 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2011）05-0053-02
1试验区概况
1.1地质特征
**油田处于**盆地东部的伊陕斜坡，为一平缓的西倾单斜，倾角0.2°～0.4°，无断层，局部地区发育近东西向低缓压实鼻状隆起带。油层属上三叠统延长组，以淡水湖泊三角州为主。主要储集层为长6油层组，以水下分流河道沉积微相为主，油藏埋深1000-1300m，岩性为细～中粒长石质石英砂岩，储层空间为溶蚀孔、粒间孔和微孔混合型。
三叠系长6油层油气水分布主要受岩性控制，属特低渗透厚层状弹性溶解气驱动油藏。油井常规钻井无初产，经压裂后才能获得工业油流，属于典型的低渗、低压、低产油藏。
该区油层顶部埋深1005～1060m，油层平均厚度12.0m，平均孔隙度13.7%，平均渗透率2.29×10-3μm2，原始地层压力9.13MPa，压力系数0.7～0.8，属低渗、低压、低产油藏。
1.2勘探简史
试验区位于**油田**区，于1983年12月首先在谭家营塞1井长2油层投入试采，1985-1987年相继开辟了塞1、5、6三个试验井组，在塞5、塞6长6油层初见成效的基础上，1988年在塞29井组开展先导性开发试验，投产油井46口，生产压差3.2MPa，初期井均日产油3.6t，1989年开展工业化开发试验，投产油井81口，第一个月日产油3.7t。通过上述试验，在进一步取得对油井产能、油层吸水能力以及油田开发配套工艺技术措施认识的基础上，1990年在该区采用250～300m井距正方形不规则面积注水井网加快了钻井及开发速度。
1.3开发现状
截止到2010年12月，该区共有采油井668口，开井数615口，日产液水平1907t，日产油水平861t，平均单井产能1.41t/d，综合含水55.0%，年产油量28.5992×104t，采油速度0.59%，累积产油627.2515×104t，采出程度11.73%。有注水井304口，开井278口，日注水平5329m3，平均单井日注水平19m3，月注采比2.35，累注采比1.82。
2油田开发中存在的主要问题
由于受微裂缝及储层非均质性的影响，＊＊油田＊＊区在20余年的注水开发过程中，表现出以下主要矛盾：（1）油井见水后采液、采油指数下降，产量递减快[1]；（2）平面常规控水效果逐渐变差；（3）套损及水淹关井逐年增多，造成局部注采井网不完善，注水波及程度较低等；（4）局部注采井网不适应，注水波及程度较低。
3.1试验区筛选
为了改善注水开发效果，同时希望通过试验总结出一套适合特低渗透油藏以加密调整为主的提高采收率技术系列，并能在同类型油藏进行推广，于2010年开辟了先导试验区。试验区的选取依据是：（1）油藏特征和一次井网形式在长庆特低渗油藏中具有代表性，目前井网较完善，研究成果对类似油藏有借鉴作用；（2）试验区选在开发时间较长、水驱状况相对较好、采出程度和含水已经较高的地区；（3）经济和技术上均具有加密调整的潜力。
3.2剩余油分布规律
将油藏工程、动态监测、数值模拟等多种方法相结合，研究剩余油分布规律（图1）。微观剩余油主要受孔喉半径、界面张力、润湿性及吼道分布等因素决定，宏观剩余油的分布主要受储层非均质性控制。
3.2.1微观剩余油分布规律
水驱后残余油主要特征和类型有三种：一是由于毛管力滞留在孔隙喉道的残余油滴二是孔隙中微观水动力滞留区的残余油；三是由于储层的微观非均质性，在特低渗部位形成的局部残余油富集区域。
3.2.2宏观剩余油分布规律
平面上，受储层沉积的影响，剩余油分布具有以下模式：（1）在非主力沉积相带如河道侧翼剩余油富集；[3]（2）受非均质性影响，在物性相对较差的部位呈团状或孤岛状分布；（3）受微裂缝发育的影响，在裂缝侧向呈条带状分布；（4）受井网部署和射孔的影响，在注采井网不完善和注采层位不对应的区域呈团状或连片状分布。
剖面上，在水驱过程中，非均质模型的相对高渗层的动用程度较高，而渗透率特低的层段几乎未被动用；高渗层的导液能力强，注入水优先进入高渗层，当高渗层注水的压力梯度达到最大值时，低渗层开始启动。但注入水在高渗层中发生了窜流，注水压力梯度逐渐降低，低渗层不能进一步被动用。
3.3井网转换及井排距的确定
运用油藏数值模拟、渗流力学研究等手段，并充分结合现场实际生产数据，从多角度论证了本次加密调整方案井网转换方式。
根据试验区的储层地质特征，建立了特征模型，原井网设计为250×250m的正方形反九点井网，并设计了7种不同井网转换形式的预测方案。根据数值模拟预测及矿场实际生产数据分析，认为方案四即井组内裂缝侧向对称加密4口采油井，原井网角井转注，形成井排距为212×212m的小井距正方形反九点井网对提高采油速度和采收率效果最佳。
3.4调整后注采参数的优化
注采井距缩小后，对应的注采政策也相应发生变化。
3.4.1注水井参数确定
定注采压差和油层启动压力梯度条件下的极限注采井距，理论计算得试验区合理注水强度为1.5～2.0m3/d.m，对应单井日注15～20m3/d。
3.4.2采油井参数确定
运用流入动态曲线和不同含水条件下保证泵效所要求的泵口压力两种方法，计算目前含水条件下的合理井底流压为2.8MPa左右。根据生产实践，合理地层压力保持水平应在原始地层压力附近，则相应合理生产压差为6.3MPa左右。
按照理论计算及前期实施效果，确定试验区加密井初期单井产能2.5t/d。
3.4.3注采比确定
根据试验区调整后的注采参数和井网部署情况确定初期注采比0.88，整体注采比保持在0.9～1.1的水平。
4加密调整井网部署及效果评价
4.1加密调整井网部署
在井网转换方式论证的基础上，确定试验区的加密调整形式为在原注水井排与采油井排之间加密一排油井，原井网角井转注，井网形式由加密前的近似300×300m正方形反九点井网转换为井距240-260m，排距160-190m的近似反九点井网。部署新钻加密油井24口，注水井更新1口，老井转注7口，井网密度由加密前的11.2口/km2增加到19.5口/km2。
4.2效果评价
试验区于2010年4月开始实施，2010年10月全部投产。平均单井有效厚度为17.2m，以低含水和中含水为主，经过近一年的生产，取得了较好的效果。
4.2.1先导区加密井以低含水为主，降低了试验区综合含水，提高了单井产能。
试验区日产油由调整前的107t上升到127t，平均单井产能提高0.5t，综合含水由调整前的62.1%下降到目前的48.5%，采油速度提高0.5%（图2），累积产油1.1×104t。
4.2.2水驱程度得到改善。
试验区经加密调整,水驱控制程度由调前的89.6%上升至95.2%，提高5.6%，资源得到有效的动用。
4.3.3采收率预测
利用含水与采出程度关系曲线对试验区的采收率进行预测，通过调整预计最终采收率提高5%，增加可采储量9.7×104t。
5结论
（1）先导试验区的建立对于老油田加密调整具有重要意义,通过试验区的部署与评价为今后的调整工作提供技术储备。
（2）剩余油分布规律研究是井网调整的基础，利用多手段研究剩余油分布才能对井网进行正确的评价与合理的部署[2]。
（3）加密调整后，注采井距缩小，制定合理的注采政策是提高开发效果的重要保证。
（4）低渗透油藏储层非均质性较强，在注水开发中后期,通过缩小井排距提高水驱控制及动用程度，改善开发效果,提高最终采收率。
参考文献：
[1] 李道品.低渗透油田开发概论[J].大庆石油地质与开发，1997.
16（3）：33-37.
[2] 都丽华等.乾安油田调整试验区部署及实施效果分析[J].科技创新与节能减排――吉林省第五届科学技术学术年会论文集（上册），2008：494-497.
[3] 李宇征，戴亚权，靳文奇.安塞油田长6油层注采调整技术[J].海洋石油，2003（03）：52-62.