营11低渗透油藏高效开发技术及应用

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1、营11低渗透油藏高效开发技术及应用：低渗透油田的有效开发将是当前及今后的一项重要任务。文章以胜利油区东辛油田营11低渗透油藏为例，分析了开发过程中存在的问题，提出了低渗透油藏的高效开发必须以低渗透油藏油气渗流理论为指导，以精细油藏地质和剩余油分布规律及开发潜力为基础，以井X精细加密调整完善为核心，优化直井井X、水平井井X的井X形式和井距，优选储层压裂改造技术，配套全程的油层保护，精细注采调整技术，达到全面改善低渗透油藏开发效果、提高采收率的目的。　　关键词：低渗透油藏；渗流理论；地应力；井X加密；水平井；压裂　　：TE348：A：1006—8937（2012）23—0

2、009—02　　随着油田开发的不断深入，低渗透油田开发地位越来越重要，因此低渗透油田的有效开发将是当前及今后的一项重要任务。由于低渗透油藏中孔喉结构致密，存在启动压力，流体在孔隙中的流动能力弱，开发难度较大。　　胜利油区东辛油田营11油藏平均渗透率31.8×10—3μm2，含油面积10.2km2，地质储量1248×104t。1964年12月投入开采以来，经历了五个开发阶段，第一阶段为1964年到1984年的勘探试采阶段，该阶段相继投产了三口油井，累采油13.54×104t；第二阶段为1984年到1989年的500m井距反九点井X全面注水开发阶段；第三阶段为1989年～

3、1995年的350m井距五点法井X注水开发阶段；第四阶段为1996年～2004年的250m×350m五点法井X结合东西排状注水开发阶段；第五阶段为从2005年到目前的210m×250m五点法井X结合东西排状井X注水开发阶段。目前采用一套层系开采，采出程度17.7%，标定采收率25.7%。　　根据储层物性差异，将营11低渗透油藏分为三个区：北区渗透率为40×10—3μm2，南区渗透率为20—40×10—3μm2，西区渗透率小于20×10—3μm2。各区储层物性不同，井X井距及开发方式不同，因此选择营11油藏为例，开展低渗透油藏开发技术研究，对于提高低渗透油藏开发水平有重

4、要的指导意义。　　1低渗透油藏开发中存在的主要问题　　通过对营11油藏开发中存在的问题进行总结分析，认为开发中存在的主要问题包括：对全区的地应力方向认识不准确；电测解释渗透率与岩心解释渗透率相差很大，含水饱和度解释不准确；单井自然产能低；开发过程中地层压降大，液面深，泵效低；吸水能力较差且平面差异较大。　　2低渗透油藏改善开发效果主要技术　　根据营11油藏开发中存在的主要问题，开展针对性研究，提出了以下主要开发技术。　　2.1精细油藏地质及地应力分布规律研究　　长期以来营11油藏一直以一套砂体整体开发，为了满足精细开发的需要，开展了精细地层对比与划分，将该砂体划分为1

5、～5号5个小层，3个隔层，其中2号小层为主力层，层内每个韵律层的物性和岩性相对均一，又将2号小层划分为四个韵律层，三个夹层。在此基础上，开展了储层的分布特征研究。　　根据双井径倾角测井、裂缝监测技术、示踪剂测试结果的分析表明，营11油藏最大主应力方向为近东西向，但在砂体边部有变化。　　2.2精细剩余油分布，明确调整潜力　　采用精细油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律。为了使模拟结果能充分体现沉积微相、微构造等各种地质因素对地下油水分布的控制和影响，在模型X格划分时，平面和纵向上尽可能细分。在精细地质模型的基础上，精细历史拟合，明确剩余油分布规律。根据各层剩余储量统计，认

6、为非主力层1、4、5号层零星分布，主力层2、3号是今后开发的潜力层。　　采用Arps产量递减法和流管法对各区的可采储量进行了预测。预测到含水98%时北区、南区、西区的最终采收率分别为35.2%、29.5%、25.7%，与目前各区采出程度26.2%、18.6%、18.1%相比，各区仍有较大的开发潜力。　　2.3合理加密完善井X，建立有效驱动体系　　低渗透油藏注水井启动压力高，注水压力上升快，注水效果差。因此以低渗透油藏渗流机理为基础，确定合理的井X井距，建立有效的驱动体系。结合营11油藏的实际地质资料和物性参数，计算得到不同渗透率与极限控制半径的关系，进而确定不同渗透率

7、下的合理极限井距：北区理论极限井距350m，注采井X常规开发；南区理论极限井距300m，适当规模压裂开发；西区理论极限井距120m，整体压裂改造，小井距开发。　　2.4深化水平井开发技术，提高储量动用程度：低渗透油田的有效开发将是当前及今后的一项重要任务。文章以胜利油区东辛油田营11低渗透油藏为例，分析了开发过程中存在的问题，提出了低渗透油藏的高效开发必须以低渗透油藏油气渗流理论为指导，以精细油藏地质和剩余油分布规律及开发潜力为基础，以井X精细加密调整完善为核心，优化直井井X、水平井井X的井X形式和井距，优选储层压裂改造技术，配套全程的油层保护，精细