高54區塊沙一段開發現狀及對策淺析

王皓 李潔 孫潤琪

【摘 要】高青油田高54區塊位于東營凹陷青城凸起的北部斜坡帶，屬于中-高滲、強水敏性普通稠油油藏。該塊沙一段儲層自2004年開發投產以來，采出程度不足5%，采油速度低、采出程度低。本文根據近年來對該塊沙一段地質特征的研究和勘探試油試采的特征，在淺析了其儲層的地質特征后，總結并分析了沙一段的開發現狀，如存在含水上升速度快、平均單井產能低、常規工藝開發效果差等問題。同時提出了下步工作的方向，為該塊沙一段下步開發調整提供參考。

【關鍵詞】高54區塊；沙一段；開發現狀；開發對策

一、區域背景概況

高54塊屬高青油田青城凸起的北部斜坡帶，位于高青油田北緣，高青大斷層西西側。區塊主要發育三套含油層系：館陶組、沙一段、沙三上。1993年上報石油地質儲量176×104t。本次研究目的層段為沙一段，含油面積0.74km2，地質儲量108×104t。區塊地層自下而上鉆遇孔店組、沙河街組、館陶組、明化鎮組，缺失東營組地層，其中沙河街組發育沙一段、沙三段、沙四段地層。本次研究目的層為沙一段，油藏深度1022m-1160m。

本區構造相對簡單，區內發育4條斷層，整體構造呈南高北低、南緩北陡的兩個斷層夾持單斜構造形態，沉積巖性為生物灰巖、灰質砂巖為主的生物灘沉積。孔隙度平均為30.8%；滲透率平均為350×10-3μm2。據巖心物性分析，沙一段屬高孔、中-高滲儲層；且儲層碳酸鹽含量高，達55.4%。

高54塊沙一段油層原油屬普通稠油。具有密度大，粘度高，低含硫，低凝固點的特點。地面原油密度平均為0.9709g/cm3。50℃脫氣原油粘度平均2482mPa.s。含硫0.56%，凝固點-3.5℃。Cl-含量為9745mg/L，總礦化度為16592mg/L，水型為CaCl2型。高54塊沙一段油層溫度為55℃左右，溫度梯度3.3-3.5℃/100m，屬常溫系統。沙一段原始地層壓力10.31MPa，壓力系數1。目前地層壓力9.2MPa，壓力系數0.9，屬常壓系統。

二、開發現狀及存在問題分析

高54區塊沙一段2004.1月投入開發，開發初期投產8口油井，投產初期平均單井日液水平3.3t/d、日油水平2.8t/d、含水17.6%，產能較高。2008.4月-11月進一步完善井網，新鉆油井5口，2014年8月末，熱投新井G54-斜20。截至2017年6月底，總油井14口，開油井數10口，平均單井日液水平3.6t/d、平均日油水平1.0t/d、綜合含水71.7%。

從區塊沙一段歷年開發曲線（圖1）來看，整體開發形勢表現為，隨著開井數的階段性增加，區塊日產液量、油量呈階段式上升后下降趨勢，綜合含水明顯上升，平均單井日產液水平、日產油水平一直維持在較低水平，區塊動液面初期下降較快，中后期相對較穩定。

沙一段開發過程中存在的問題主要有：

（1）含水上升速度快、平均單井產能低

沙一段投產初期基本沒有無水采油期，且含水上升幅度較大，從初期的17.6%上升為目前的71.7%。從歷年開發曲線來看，該區塊投產初期平均單井產能2.8t/d，彈性開采1年后，平均單井產能已下降為1.6t/d，下降幅度較大，平均采油強度0.2t/（d·m）。分析認為，造成含水上升快、單井產能低的主要原因油稠，該層段原油粘度平均為2482mPa.s，油水流度比大，邊底水突破后流動，造成部分油井水淹嚴重。

（2）地層壓降小，采油速度低，采油難度大

沙一段油層東西兩側受到大斷層封堵，受巖性和斷層的雙重控制，油藏處于半封閉狀態，油藏常溫常壓系統，具有一定天然能量，但邊底水不活躍。目的層原始地層壓力10.31MPa，目前9.2MPa，總壓降1.11MPa，折算每采出1%的地質儲量壓降下降0.23MPa。動液面在780m左右，大部分油井供液不足，產量較低，原油難以采出。

（3）常規冷采開發效果差，采出程度低

高54區塊沙一段從2004年開發至今，大部分油井處于彈性冷采階段，整體表現為油井日產油量初期遞減快，油井產量和動液面一直維持較低水平。截至2017年6月，沙一段儲層采出程度僅為4.91%，開發效果較差。

（4）常規熱采工藝開發效果較差

從高54塊沙一段歷年蒸汽吞吐開發效果來看，注蒸汽后油井峰值產量較高，但產量下降快，含水上升快，平均周期累計產油350t，周期油汽比0.19，已低于極限經濟油汽比，開發效果較差。

（5）局部井網不完善，部分儲量失控

由于高54塊沙一段油層平面發育差異大，中東部的G54-2—G54-1井區周圍儲量豐度大大高于其他含油區域。從目前井網來看，儲量豐度高、物性好的中東部儲層僅有高54-斜13井和高54-斜2井正常生產，而高54井、高54-8井、高54-1井由于工程或地質因素相繼報廢，造成東部井網不完善、儲量失控。

三、下步措施研究

（1）完善開發井網，提高儲量動用率

從目前沙一段儲量井控程度來看，東部區域井網油井因工程或地面因素相繼報廢，造成儲量失控。為提高儲量動用率，認為可在沙一段有效厚度超過6m的東部區域增加6口熱采新井，西部區域增加3口熱采新井，完善開發井網（圖2）。

（2）東部物性好區域，推廣應用DCS注汽工藝

根據高54塊沙一段平面凈毛比分布來看，平面差異很大，東部地區凈毛比較大，且東部區域物性較好，符合熱采條件，建議推廣應用DCS注汽工藝。

典型井例——高54-斜20井：該井灰質含量高、凈毛比低，僅為0.11；采用蒸汽吞吐工藝生產，峰值日油10.2t、周期日油水平6.4t，取得較好效果。

（3）西部區域，有針對性實施儲層改造措施

高54塊沙一段西部凈毛比和滲透率相對較低的區域，巖性以生物灰巖和砂巖為主，直接冷采生產效果較差，但儲層改造效果顯著。高54塊沙一段西部有2口井進行了酸化試驗，措施后平均單井日油可達3.3t/d，累增油3653t，儲層改造效果較好。

四、結論與認識

（1）無配套開發工藝技術是影響高54區塊開發緩慢的主要因素，開發該區塊的關鍵是解決油稠、儲層能量弱及井筒滲流通道堵塞等問題，提高原油流動性；

（2）目前沙一段儲層采出程度低僅為4.91%，井間剩余油較為富集，應完善開發井網，提高儲量動用程度；

（3）針對稠油油藏開發，通過采用防膨等油層保護技術已有成功開發的經驗，考慮區塊的開發投資與效益問題，下步可嘗試對高54區塊沙一段部分井進行儲層改造。

【參考文獻】

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