李爽
（中国石油天然气辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦124010）
辽河油田低渗储量规模大，是未来产能接替的主体部分。NM 油田石油地质储量2034 万吨，是典型的低渗多层砂岩油藏。低渗透油藏开发矛盾突出，实现有效开发难度大。主要面临“注不进”，“采不出”，“驱不动”，“动用少”四大问题，亟需探索攻关有效开发技术。本文针对每个阶段均开展了相应的技术研究，从而使NM油田实现了“采得出”“注得进”“驱得动”“动用好”的有效开发。评价阶段开展了储层分类评价和压裂技术研究，使油井采得出，在注水评价阶段开展开发方式论证，井网井距等研究，保证能够注得进、驱得动。在后期细分调整阶段，开展细分调整界限研究，储层分类注水研究，保证能够动用好。
1 低渗透储层分类评价技术
基于J 函数储层评价，完善建立岩心分析、测井评价、产能特征相结合的有效储层综合评价方法，细化储层分类，深化认识油藏开发潜力。建立储层分类评价标准，逐井逐层进行综合分类评价。通过储层综合分类评价方法，使有效厚度与产量匹配率达到86%，刻画I、II 类储层展布特征，为油藏精细开发夯实基础。针对传统笼统压裂效果差的问题，根据有效储层集中程度，研究跨度、隔层、渗透率极差等指标，建立分层压裂技术界限，优化压裂层段组合。初始起裂时，由于井底周围净压力值高，三个小层都起裂。但随着裂缝延伸，净压力值降低，压裂裂缝会在应力值最低的层内延伸。根据各压裂层段有效储层发育状况，采用分质压裂方法，调整压裂参数设计，改善压裂效果，分层分质压裂提高单井日产油1.6t。
表1 分层压裂技术界限
2 低渗透油藏开发设计技术
针对NM油田储层低渗、油品上稠下稀的特点，开展多种开发方式对比研究，结合室内试验，确定注水开发为最优开发方式。针对常温注水可能造成冷伤害的问题，采用数值模拟研究方法，证实常温注入油藏采收率可达18%左右。注常温水也能保证80%以上的油层温度保持在原始油藏温度附近。针对低渗透油藏存在强水敏特点，通过室内试验研究，确定注入水质标准和防膨剂配方，确保储层渗透率伤害率低于20%。针对全程防膨注入成本高的问题，提出“梯形防膨”技术，在保障储层伤害率最低情况下，逐步降低防膨剂用量，注水成本降低34%。针对压裂后储层非均质性极强的问题，提出行列交错式注采井网（先期菱形）设计，较常规井网平面波及系数提高24%。针对低渗油藏难以建立有效驱动，基于启动压力研究成果，研究注采井距与驱动压力梯度的关系，确定最佳井排距为270×90m。
图1 不同温度下水驱油效率对比曲线
3 细化分层系技术界限
针对NM油田油藏跨度大、动用储量少、动用程度低的问题，研究细分层系技术界限，实施有效的细分调整，提升储量动用率。采用油藏工程结合数值模拟方法，细化分层系技术界限，验证技术可行性。针对NM油田油井平面产量差异大的问题，研究不同层系产量主控因素，细化平面分区，优选有利部署区。NM油田以构造控藏为主，粘度平面变化快，构造高部位油层发育厚，因次优选九上段为部署区域。根据有利部署区域优选结果，针对各区油层发育特点、原油粘度差异等因素，展开个性化部署设计。开展三套层系开发试验，利用老井完善注采井网，局部进行热采试验。使NM油田水驱控制程度达到85%、有效储量动用率达到90%，规避低效井15 口。
4 低渗透油藏精细注水技术
由于纵向非均质性强的原因，造成水驱效果差异大、动用程度不均，低渗储层有效动用难。针对NM油田水驱效果差异大，部分水井纵向动用不均等问题，建立细分注标准，选择性开展细分注水，从而提高水驱动用程度。聚类分析试验区注水效果，结合有效储层分类结果，建立了6 种储层分类注采模式，并针对性提出分类注采调控方案。
5 实施效果
将这些技术应用于NM取得了良好的效果。
5.1 建立储层分类评价标准，逐井逐层进行综合分类评价，使有效厚度与产量匹配率达到86%，采用分质压裂方法，调整压裂参数设计，改善压裂效果，分层分质压裂提高单井日产油1.6t。新井平均初期日产油6.7t，为方案设计的2 倍。
5.2 确定注水开发为最优开发方式，确定注入水质标准和防膨剂配方，确保储层渗透率伤害率低于20%。在保障储层伤害率最低情况下，逐步降低防膨剂用量，单方注水成本降低11.75 元，注水成本降低34%。
5.3 细分层系，细化平面分区，优选有利部署区，展开个性化部署设计，水驱控制程度达到85%、有效储量动用率达到90%，规避低效井15 口。
5.4 细分注水界限，建立储层分类注水模式，依据储层分类注采调控方法，转注16 口井，增注21 层，控制26 层。见效井比例由65%提高82%、水驱动用程度达到76.9%。
