[00924652]超低渗透储层开发井网及压力系统优化技术研究

项目组围绕优化评价长庆油田0.3mD超低渗透油藏开发井网和压力系统这一核心目标，开展了相关研究，主要研究成果如下：1.对庄9、庄19、吴410、庄40、沿25和丹42六个超低渗透储层试验区储层物性、相渗特征和水驱特征进行了对比研究：超低渗透储层试验区储层束缚水、残余油饱和度比较高，随含水饱和度的增大，油相渗透率急剧降低，水相渗透率一直抬升不起来，渗透率越低，水驱油后期水相渗透率抬升越困难，油藏渗透率低于0.2mD时，通过“水洗”方法提高采收率效果不佳(含水上升快，更容易水淹)，对这类储层应尽量延长无水采收期。2.提出了确定合理井排距的一种新方法，该方法可考虑储层渗透率、流体粘度、各向异性比、注采压差和期望产油量五个因素，其中储层渗透率和流体粘度又决定着启动压力梯度的大小，渗透率和有效覆压的变化影响着应力敏感的强弱程度。绘制了庄9等六个试验区注采井距随渗透率、注采压差、期望产量变化关系的理论图板。为超低渗透储层试验区合理井排距的确定提供了理论依据。3.多种井网对比结果表明，交错排状(五点)井网在补充地层能量方面有优势，有利于在储层中建立较大的驱替压力梯度；同时，物理模拟、油藏工程和数值模拟评价结果均表明交错排状井网可获得较高的单井产能，是开发0.3mD试验区超低渗透油藏的首选井网。4.采用水平井技术、进行直井压裂或者水平井压裂，可有效消除直井周围的压降漏斗，是超低渗透油藏建立有效驱替压力系统和提高单井产能的关键技术；对比结果表明，注水井相同的情况下，垂直于主应力方向的压裂水平井开发效果优于平行于主应力方向的压裂水平井开发效果，压裂水平井开发净现值高，投资回收期短，其产能是压裂直井的2倍以上。5.得到了天然裂缝表征参数对储层各向异性影响的评价方法，并对试验区的储层进行了定量评价。结果表明，储层基质渗透率越低，天然裂缝对储层各向异性影响越大，天然裂缝是影响低渗透储层渗流特性的重要因素。6.针对庄9井区模拟计算结果表明，从技术指标来看，超前注水(原始地层压力120%以上时)的开发效果优于同步注水，合理井距500m，排距100m ，水平段长度200m，压裂缝数3条，缝间距75m，不等缝长(采油井中间缝长为425m，两端缝长为125m)开发效果较优。对庄9等井区进行的储层分类评价结果表明庄9井区Ⅰ类储层井网基本适合油藏的开发，产量保持水平相对较高；Ⅱ类储层由于储层地质条件较差，应适当的减小井排距，以建立有效的驱替压力系统，提高单井产能。