特低渗透油藏加密调整试验部署探究及实施效果摘要：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)05-0053-021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2.29X10-3卩m2,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3.7to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28.5992X104t,采油速度0.59%,累积产油627.2515X104t,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1.82o2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试验区部署研究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...