鄂爾多斯盆地英旺油田長2+3油層組低產分析

2012-11-21 03:01:42惠威，孫衛

長江大學學報(自科版) 2012年34期

惠威，孫衛

(大陸動力學國家重點實驗室，西北大學地質學系，陜西西安 710069)

王越

(中石化華北分公司工程技術研究院,河南鄭州 450006)

鄂爾多斯盆地英旺油田長2+3油層組低產分析

惠威，孫衛

(大陸動力學國家重點實驗室，西北大學地質學系，陜西西安 710069)

王越

(中石化華北分公司工程技術研究院,河南鄭州 450006)

長2+3油層組是鄂爾多斯盆地英旺油田主要產油層之一，但是長期以來油層開發效果甚微，油層普遍低產。通過與鄰區下寺灣油田進行原油地球化學特征與試油資料對比分析認為，兩地區原油組分基本一致，說明該區長2+3油層組與鄰區生油物質及生油過程整體一致，但原油全烴氣相色譜分析表明，英旺長2油層組原油較之下寺灣長2油層組原油低碳烴峰值明顯較弱，導致原油粘度高，反映了該區長2油層埋藏淺，蓋層封隔條件差，導致油氣逸散，輕烴流失；此外，低含油飽和度也是該區低產的直接原因之一。

英旺油田下寺灣油田；長2+3油層組；低產；稠油；含油飽和度

英旺油田地處陜西省宜川縣境內，構造位置處于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡東南部，區域構造為一平緩的西傾單斜，傾角約1～3°，平均坡降10m/km以上，局部因差異壓實作用形成低幅度鼻狀隆起，隆起幅度低，一般為10～20m，兩翼近于對稱，傾角平緩，閉合面積小，一般小于10km2[1]。研究區三疊系延長組長2+3油層組沉積體系為三角洲平原亞相沉積[2]，主要發育分流河道微相和天然堤微相，巖石類型主要為長石砂巖，顆粒分選好，以次棱角為主。英旺油田長2+3油層組整體埋藏淺并且地層溫度低，地層壓力普遍較低，整個地區普遍低產。下面，筆者從原油性質和豐度方面對其低產原因進行了分析。

1 原油粘度分析

稠油系指在原始油層溫度下,脫氣原油粘度為100～10000mPa·s或在15.6℃及1Pa下密度為0.934～1.00g/cm3(10～20API)的原油，原始溫度下脫氣原油粘度大于10000mPa·s或在15.6℃及標準大氣壓下密度大于1.00×103kg/m3的原油為瀝青或油砂[3]。對比英旺長2+3儲層原油的粘度值(地層溫度下原油粘度為300～500mPa·s)，確定英旺長2+3儲層原油為普通稠油2類油藏。

通過與鄰區下寺灣長2原油進行原油成分對比(見表1和表2)，該區長2+3儲層原油各數據和下寺灣長2油層組原油基本一致，說明本區長2油層組生油物質及生油過程整體一致，但從原油全烴氣相色譜圖可以看出(見圖1和圖2)，英旺長2油層組原油較之下寺灣長2油層組原油低碳烴峰值明顯較弱，反映出該區長2油層組埋藏淺，蓋層封隔條件差，導致油氣逸散，輕烴流失，是該區原油粘度高的原因之一。

表1 英旺、下寺灣油田原油族組分分析數據表

表2 英旺、下寺灣油田原油全烴氣相色譜分析數據對比表

圖1 5925-2井原油全烴氣相色譜圖圖2 高18井原油全烴氣相色譜圖

圖3 研究區原油粘度-溫度變化曲線

該區目的層埋深240～380m，地層溫度平均17℃，溫度是影響粘度的主要參數，隨著原油溫度的升高，粘度會顯著下降。下寺灣柳洛峪區長2油層組地層溫度為32℃，油層壓力下粘度為3.12mPa·s。從英旺原油粘溫曲線看出(見圖3)，當溫度達到32℃，粘度降至17.2mPa·s。可見，英旺地區長2+3油層組高粘度原油受地層溫度和蓋層封隔條件共同影響，其中，地層溫度是其主要控制因素。

2 含油飽和度分析

對比英旺油田長2+3油層組與鄰區油層條件，該區油層物性條件與鄰區下寺灣柳洛峪及直羅和尚塬區塊基本一致，但含油飽和度、地層壓力以及由于地層溫度低導致的高粘度，與鄰區存在差距(見表3)。

表3 英旺油田長2+3油層組條件與鄰區對比表

含油飽和度是影響油田開發的關鍵參數，地層壓力低、粘度高直接造成地下流體滲流阻力增大，原油流動困難，流度比增大，含油飽和度低，油水兩相干擾嚴重，液阻效應明顯，使油井見水快[4]。從試油資料可以看出，英旺油田長2+3油層組截止目前累計試油25口/28層，其中出油的有9口井，這些具有一定初始產量的井，高18井、高35井、廟3井、交8井等含油飽和度均大于30%，含油飽和度低于30%壓裂后不能出油(見表4)。該區長2+3油層組生產井初周月最高日產油0.9t，平均0.3t/d，遠低于鄰區下寺灣柳洛峪的1.9t/d和直羅和尚塬區塊的1t/d。