长庆超低渗透油藏有效开发技术研究
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作者: 孙莉 王俊英
【摘要】长庆油田超低渗透油藏，分布范围广，开发难度大，是目前油田产能建设的重要区域，由于形成了一整套开发技术，实现油藏高效开发和持续稳产，本文通过的研究和总结了超低渗透油藏实现高效开发的配套系列技术，确定影响因素重要度，最终明确工作中心，将对大规模实际开发超低渗透油藏具有重要的指导作用。
【关键词】长庆油田；超低渗透油藏；技术研究
一、超低渗透油藏特征
（1）储层颗粒细小，胶结物含盆高，孔喉细微。通过超低渗透和特超低渗透储层数据的对比分析：一是超低渗透储层颗粒更加细小，以细砂岩为主，细沙组分平均比特地渗透储层高13%左右，颗粒中值只有特地渗透储层的84%左右；二是胶结物含量高，超低渗透储层胶结物含量比特地渗透储层高出2%；三是面孔率低，孔喉细微，超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力是特低渗透储层的3倍。超低渗透储层与特低渗透储层相比，空隙差别不大，但孔喉半径分布差异较大，超低渗透储层以微细喉道为主，喉道半径小于1.0um。（2）储层物性较差，非达西渗流和压力敏感特征明显。超低渗透油藏储层渗透率一般小于1.0mD，非达西渗流特征明显，压敏效应强，随渗透率的降低，启动压力梯度和压力敏感系数快速上升。（3）储层胶结物成份主要以酸敏矿物（主要是绿泥石，方解石）为主，水敏矿物较少，宜于注水开发。（4）埋藏始终，原油粘度低，流动性好。长庆超低渗透油藏一般埋深1300～2500米，原油性质较好，粘度低，凝固点低，易于流动。（5）开发初期递减大，但后期稳定时间长。好滴渗透油藏开发初期递减大，第一年递减10%～15%，第二年后递减仅为5%～8%，具有较长的稳定期。
二、超低渗透油藏开发技术
1．超低渗透储层分类评价标准。长庆油田超低渗透油藏储量潜力巨大。目前探明、控制、预测三级地质储量6.07×108t，潜在地质储量9.5×108t，预计最终可探明储量15×108t以上。开展超低渗透储层分类评价研究，对于筛选有利建产目标区，推动该类储量的有效动用与开发将会产生重要的推动作用。（1）分类原则：普适性、定量性、可获取性、简单易行、可操作性强；分类方案与经典方案接轨，在超低渗储层范围内细化分类。（2）分类参数选择：从超低渗透储层的基本特征出发，重点考虑了三个层面的问题，共筛选出了四个基本参数：第一层面，重点揭示储层的有效储集空间――流动孔隙度；第二层面，重点反映储层的有效渗流通道――主流喉道半径；第三层面，重点反映储层的渗流能力――可动流体饱和度、启动压力梯度。
2．四项关键技术。（1）产能快速预测技术。为了尽快落实油层与单井产量，以已投产油井资料为基础，筛选对产量影响敏感的电性参数，建立了产能预测模型，结合三元分析方法，编制产能预测图版，形成了超低渗透油藏开发的快速产能预测评价技术。应用产能快速预测图版开展随钻分析研究，实现了超前预测，及时调整，有效提高了钻井成功率，加快了产建速度。（2）井网优化技术。井网优化技术伴随着安塞、靖安、合水、姬源等特低渗透油藏的大规模开发，形成了与裂缝发育程度相匹配的正方形反九点、菱形反九点、矩形三种开发井网形式，取得较好的开发效果。目前超低渗透油藏开发主要应用成熟的菱形反九点井网，并试验了变矩形和变菱形井网。（3）超前注水技术0.3mD类储层攻关注水开发技术政策开展了两种现场试验：2004年6月，以快速建立有效压力驱替系统为目的，主要采用以五点井网、小井距、高强度、长周期超前注水为主的注水开发技术。2006年9月以提高水驱波及系数、减缓油井含水上升速度为目的，主要采用以五点井网、小井距、小水量、短周期超前注水为主的注水开发技术。（4）压力系统优化技术。根据启动压力和稳产的求，降低流压有利于提高单井产量，但流压降低，原脱气严重，原油粘度增加，加上压力敏感的影响，对高单井产量不利，因此，流压存在合理值。可根据考启动压力梯度和压力敏感的IPR曲线，结合经验方油藏工程(泵效)、数值模拟等方法确定合理流压。
3．超低渗透油藏开发的认识。（1）超低渗透油藏开发难度大、难点多，只有依靠科技进步，创造新思路、新认识、新技术，才能经济有效地投人开发。（2）要深化油藏研究，加深油藏认识，科学储量计算，适度超前注水，把准单井产量，降低开发成本，努力提高采收率。（3）要坚持科技创新，不断探索与创新超低渗透油藏特点相适应的配套开发技术。
参考文献
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