超稠油油藏加密吞吐可行性評價

李亞濰

摘 要：XX區塊于2004年HDCS方式投產，50℃地面原油粘度22～38×104mPa·s，為超稠油油藏，至2018年12月已累計采油92.7×104t，累積注汽128.2×104t，采油速度1.9%，采出程度24.6%。雖然目前開發效果較好，但是周期油汽比逐漸下降，經濟效益降低。通過對該油藏進行油藏地質和油藏工程綜合研究，探索特稠油油藏HDCS開發后期進行井網加密提高采收率的可行性，更深入地挖掘超稠油油藏水平井開發潛力，同時加強對特超稠油油藏動用半徑、動用程度及開發規律的認識。

關鍵詞：蒸汽吞吐;井網加密;數值模擬;剩余潛力;可行性評價

XX塊位于利津縣王莊鄉，區域構造位置位于濟陽坳陷東營凹陷北部陡坡帶王莊油田西部，北靠陳家莊凸起，西起鄭家潛山，南鄰利津油田。本區主要含油層系為沙河街沙三上亞段1號砂體， 2017年1號砂體復算含油面積2.39Km2，地質儲量376×104t。

1.油藏地質特征

1.1地層特征

XX塊自下而上發育了古近系沙河街組、東營組，新近系館陶組、明化鎮組和第四系平原組地層。沙一段為灰色泥巖與淺灰色生物灰巖呈不等厚互層，錄井見沙一段標準生物灰巖;沙三段為以含礫砂巖為主的砂礫巖體;下伏沙四段以灰色礫巖為主，夾紫紅色泥巖、泥質砂巖，部分井在沙四段頂部出現紅色泥巖，可以作為沙三段底界標志。

1.2構造特征

XX地區在構造上位于東營凹陷西北角，XX塊是夾持在鄭家和王莊兩個潛山之間的谷地。XX塊斷裂系統不甚發育，斷層較少。構造形態為向西北方向上傾尖滅的單斜構造，北高南低，“溝梁相間”，砂體頂面埋深1300～1360m，地層傾角1.3～4.2o。

1.3儲層特征

1.3.1巖性特征

扇三角洲沉積體系，XXX井區主要發育水下分流河道。巖性以富含稠油含礫砂巖為主，夾有薄層泥質砂巖和砂質泥巖。粘土礦物組分以高嶺石為主。

1.3.2儲層展布特征

儲層呈南西至北東方向分布，砂體中部厚、邊部薄，發育兩個厚度中心，井區厚度3-24米，一般5～12m。

1.3.3儲層物性特征

平均孔隙度32.8%， 平均滲透率4913×10-3μm2，屬于特高孔、特高滲儲層。

1.3.4儲層非均質性

滲透率變異系數0.36-0.83，突進系數1.51-3.65，級差3.05-13.83，非均質程度中等。

1.3.5敏感性分析

儲層表現為弱水敏、弱速敏、中等偏強酸敏、無堿敏。

1.4油層分布特征

根據巖電特征及試油、試采資料綜合分析，本塊油層厚薄分布主要受巖性及構造控制。1號砂體主體部位南側有較強的邊水，水油體積比10：1。

1.5流體性質

地面脫氣原油密度1.0433g/cm3，50℃地面脫氣粘度22×104mPa.s～38×104mPa.s ，油藏溫度（68℃）脫氣原油粘度6～14×104mPa.s。

地層水水型CaCl2型，總礦化度14287mg/l，氯離子含量8479mg/l。

1.6溫壓系統

原始地層溫度68℃，地溫梯度3.8-3.9℃/100m，異常高溫。原始地層壓力12.58-13.75MPa，壓力系數為0.98-1.0，屬常壓系統。

1.7油藏類型

油藏類型表現為具有邊水的巖性構造特超稠油油藏。

2.開發歷程和現狀

2006年7月前：直井試采階段，油井總井2口，階段產油0.13萬噸，采出程度0.04%;

2006年8月-2007年12月：HDCS工藝攻關階段，油井總井13口，階段采油2.04萬噸，采出程度0.55%;

2008年1月-2009年12月，產能建設階段，油井總井31口，階段產油14.15萬噸，采出程度3.77%;

2010年1月-2014年4月：油井總井46口，階段采油42.71萬噸，采出程度11.4%;

2014年5月-2014年10：油井總井45口，階段采油4.89萬噸，采出程度1.3%;

2014年11月-至今：油井總井49口，階段采油21.9萬噸，采出程度5.8%。

截止2018年12月，XX塊目前油井總井52口，目前開油井40口，日液水平1068t/d，日油水平145.7t/d，單井日油能力3.9t/d，綜合含水86.3%，累積產油92.7×104t，累積注汽125.3×104t，采油速度1.91%，采出程度22.8%。

3.開發效果評價

3.1儲量動用狀況

區塊整體采出程度高達24.6%，受原油粘度和邊水的影響，平面上有差異，西北部高部位I類井區原油粘度較小，采出程度高達26.3%，東北部Ⅱ類井區采出程度21.8%，南部原油粘度大，且受邊水影響的Ⅲ類井區采出程度僅17.6%。

由于原油粘度大，平面上蒸汽吞吐熱采動用范圍較小，通過數值模擬，多輪次吞吐后單井最大動用半徑40m，油井附近動用程度較高，井間動用程度較低，但受儲層非均質影響，局部高滲條帶的存在導致存在高動用條帶。另外通過XXX-NP1注汽前溫壓測試可知水平段前半部分油層溫度高于后半部分，通過產液剖面測試可知水平段前半部分產液量高動用好。

縱向上受儲層物性、CO2和蒸汽超覆及水平井縱向位置等多重因素的影響，儲量動用不均衡，頂部動用程度較高，剩余油相對較低，井距近的區域易產生熱連通。水平井在層內所處的縱向位置對縱向剩余油分布也有較大影響，過于貼近儲層頂部或底部，均會導致嚴重的縱向動用不均衡。

3.2能量狀況

根據靜壓測試數據可知隨著吞吐輪次的增加，地層靜壓呈逐年下降的趨勢。平均地層壓力由初期的11.5Mpa下降至目前的6.7Mpa。但由于動用范圍有限，井間壓力遠高于近井地帶壓力，其中XXX-JP1井地層壓力系數1.0，2013、2014年完鉆兩口更新井測試地層壓力系數0.92。

3.3遞減狀況

單井產量總體較高，初期單井平均日油11t/d，遞減率8.5%，目前單井日油水平3.8t/d。油井產油量與儲層發育情況及邊水發育情況密切相關，邊部儲層較薄、物性較差區域及南部邊水發育區油井產量相對較低。

3.4周期開發效果評價

62口熱采井，已累計吞吐571周期，累積注汽量125.3萬噸，累積產油量92.7萬噸，油汽比0.74，回采水率192%，采注比2.54。

目前55.5%的油井已吞吐10周期以上，處于高輪次吞吐階段，2口油井最高已達到22周期。超稠油油藏，周期產油量、周期油汽比在2-3周期達到峰值后逐漸下降，單井平均周期日產油量逐漸降低。由于原油粘度大，初期投產周期含水較高，由于邊水能量較強，隨著周期輪次增加，周期含水及回采水率均逐漸升高。

4.加密可行性評價

4.1吞吐動用半徑小，井間剩余油富集

由于該塊原油粘度較大，除汽竄井外，絕大部分水平井動用半徑在40m左右[1]，近井地帶采出程度較高剩余油飽和度低，但井間仍殘余大量的剩余油，具有井網加密的物質基礎。

陸續投產的9口更新井，距老井僅15-20m，老井平均累產油1.33萬噸，采出程度16.66%，更新井初期峰值日油15.6t/d，周期平均日油6.0噸，周期累油1200噸以上，油汽比0.6左右，效果較好。

5.結論

（1）本區水平井動用半徑在40m左右，井間剩余油飽和度較高;

（2）縱向上，水平井的井軌跡影響剩余油的分布;

（3）通過井網加密可以有效提高特超稠油儲量動用程度，改善區塊開發效果。

參考文獻：

[1] 戴樹高，崔波等.高粘度稠油開采技術的國內外現狀[J].化工技術經濟.2004，2（11）：21-24.