杜813塊興隆臺蒸汽驅潛力調查及研究

2018-09-10 10:40:24姚穎

中國化工貿易·上旬刊 2018年4期

姚穎

摘要：曙一區杜813興隆臺含油面積2.22km2，地質儲量1712×104t。是超稠油主力開發區塊，目前總井數316口，年產油27×104t，處于蒸汽吞吐開發中后期，區塊產能迅速降低，選取接替技術可有效地改善老油田開發效果，從而進一步提高老油田采收率，其中蒸汽驅是目前稠油較為成熟的開發方式。

關鍵詞：儲層；周期規律；動用程度；蒸汽驅

1 地質概況

曙光油田杜813塊構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙一區南部。區塊北接杜84塊，西鄰杜212塊，東與杜80 塊相接。區塊開發目的層為興隆臺油層，含油面積2.22km2，地質儲量1712×104t，標定采收率19.1%，可采儲量327×104t 。

1.1 構造特征

總體構造形態為一向南東傾斜的單斜構造，地層傾角3～5°，油藏埋深760-930m。全區共發育斷層3條，其中Ⅲ級斷層1條，Ⅳ級斷層2條；

Ⅲ級斷層：杜65屬同沉積斷層，控制曙一區興隆臺油層的構造、沉積及超稠油的分布；Ⅳ級斷層：杜79斷層斷距較小，為分塊斷層，形成不同斷塊并控制沉積；杜206斷距小，延伸長度短，起到復雜斷塊作用，控制塊內油水分布。

1.2 沉積特征

區塊為扇三角洲前緣亞相沉積，沉積微相類型主要有水下分流河道、河道間、河口砂壩、前緣薄層砂等微相。物源主要來自北部和西部。

1.3 儲層特征

儲層砂體發育好，巖性粗，成熟度低，儲集空間以原生粒間孔為主，儲層物性好。砂巖厚度一般為40～120m，靠近物源區砂巖厚度大，砂地比高。北部物源好于西部物源。區塊主要發育興Ⅱ 、興Ⅲ組儲層。儲層巖性主要為含礫砂巖、不等粒砂巖、中細砂巖和粉砂巖，以不等粒砂巖為主，粒度中值0.26mm，分選系數1.87，泥質含量10.6%，膠結類型主要以孔隙式為主，膠結物主要為泥質。

1.4 油藏特征

杜813塊興隆臺油層埋藏深度在760～930m，含油井段一般為40～110m。縱向上可分為5個油層組，其中興Ⅰ為水層；興Ⅱ組及興Ⅲ組油層較為發育，油層厚度分別為18.8m、10.2m；興Ⅳ零星發育；興Ⅵ組僅在斷塊北部發育。興Ⅱ組為純油藏，興Ⅲ、興Ⅵ組為邊底水油藏，油水界面-910～-940m。

原油性質為超稠油，具有“四高一低”的特點：原油密度高，20℃時原油密度為1.0098g/cm3；原油粘度高，50℃時原油粘度為165405MPa.s；凝固點高，為26.1℃；膠質瀝青質含量高，為50.98%；含蠟量低，為2.298%。

原始地層溫度為39.0℃，地溫梯度為3.3℃/100m。原始壓力為7.5～9.4MPa，壓力系數為0.98。

2 蒸汽吞吐效果評價

2.1 開發現狀

杜813塊1997年試采，2002年開始采用一套開發層系，在北部油層厚度大于50m區域采用70m井距，油層厚度在20-50m范圍采用100m井距正方形井網滾動開發，目前共投產直井279口。2004年開始采用直-平組合式井網開發，共投產水平井37口。截止2017年底，區塊共有油井316口，開井216口，日產油737t，平均單井日產3.4t，年產油26.9×104t，采油速度1.57%，采出程度21.5%，累積油汽比0.35。

2.2 壓力變化

直井：原始壓力系數0.98，目前壓力系數0.24，下降0.74，已處于蒸汽吞吐開發中后期。水平井：原始壓力系數0.75，目前壓力系數0.23，下降0.52。

2.3 周期規律

周期間產油量、油汽比1-5周期上升，5-10周期平穩，11周期后開始下降，整體呈“拋物線”型變化。

2.4 動用程度

直井：杜813塊儲層為高孔高滲儲層，儲層吸汽狀況總體較好，根據吸汽剖面統計結果，區塊強占57.9%，中等吸汽占27.9%，不吸汽占14.2%，并且在縱向上主要表現為上部1/3-1/2的油層吸汽好，下部油層相對較差。

井間水平井：投產前地層平均溫度在42℃，接近原始溫度。吞吐數輪后，根據井溫資料水平井水平段受到層內非均質、汽竄等影響，動用不均矛盾較突出，目前低動用段占到38%。

杜813塊北部70m井距油層有效厚度大，發育Ⅵ組，動用較好，采出較高，中南部100m井距平面動用差異較大，特別是南部區域受出砂影響，動用較差。

2.5 轉驅條件

杜813興隆臺塊與總公司、遼河油田蒸汽驅地質參數對照表

杜813興隆臺油藏發育基本適合實施蒸汽驅的條件。

2.6 初步井網規劃