高54区块沙一段开发现状及对策浅析

王皓 李洁 孙润琪

【摘 要】高青油田高54区块位于东营凹陷青城凸起的北部斜坡带，属于中-高渗、强水敏性普通稠油油藏。该块沙一段储层自2004年开发投产以来，采出程度不足5%，采油速度低、采出程度低。本文根据近年来对该块沙一段地质特征的研究和勘探试油试采的特征，在浅析了其储层的地质特征后，总结并分析了沙一段的开发现状，如存在含水上升速度快、平均单井产能低、常规工艺开发效果差等问题。同时提出了下步工作的方向，为该块沙一段下步开发调整提供参考。

【关键词】高54区块；沙一段；开发现状；开发对策

一、区域背景概况

高54块属高青油田青城凸起的北部斜坡带，位于高青油田北缘，高青大断层西西侧。区块主要发育三套含油层系：馆陶组、沙一段、沙三上。1993年上报石油地质储量176×104t。本次研究目的层段为沙一段，含油面积0.74km2，地质储量108×104t。区块地层自下而上钻遇孔店组、沙河街组、馆陶组、明化镇组，缺失东营组地层，其中沙河街组发育沙一段、沙三段、沙四段地层。本次研究目的层为沙一段，油藏深度1022m-1160m。

本區构造相对简单，区内发育4条断层，整体构造呈南高北低、南缓北陡的两个断层夹持单斜构造形态，沉积岩性为生物灰岩、灰质砂岩为主的生物滩沉积。孔隙度平均为30.8%；渗透率平均为350×10-3μm2。据岩心物性分析，沙一段属高孔、中-高渗储层；且储层碳酸盐含量高，达55.4%。

高54块沙一段油层原油属普通稠油。具有密度大，粘度高，低含硫，低凝固点的特点。地面原油密度平均为0.9709g/cm3。50℃脱气原油粘度平均2482mPa.s。含硫0.56%，凝固点-3.5℃。Cl-含量为9745mg/L，总矿化度为16592mg/L，水型为CaCl2型。高54块沙一段油层温度为55℃左右，温度梯度3.3-3.5℃/100m，属常温系统。沙一段原始地层压力10.31MPa，压力系数1。目前地层压力9.2MPa，压力系数0.9，属常压系统。

二、开发现状及存在问题分析

高54区块沙一段2004.1月投入开发，开发初期投产8口油井，投产初期平均单井日液水平3.3t/d、日油水平2.8t/d、含水17.6%，产能较高。2008.4月-11月进一步完善井网，新钻油井5口，2014年8月末，热投新井G54-斜20。截至2017年6月底，总油井14口，开油井数10口，平均单井日液水平3.6t/d、平均日油水平1.0t/d、综合含水71.7%。

从区块沙一段历年开发曲线（图1）来看，整体开发形势表现为，随着开井数的阶段性增加，区块日产液量、油量呈阶段式上升后下降趋势，综合含水明显上升，平均单井日产液水平、日产油水平一直维持在较低水平，区块动液面初期下降较快，中后期相对较稳定。

沙一段开发过程中存在的问题主要有：

（1）含水上升速度快、平均单井产能低

沙一段投产初期基本没有无水采油期，且含水上升幅度较大，从初期的17.6%上升为目前的71.7%。从历年开发曲线来看，该区块投产初期平均单井产能2.8t/d，弹性开采1年后，平均单井产能已下降为1.6t/d，下降幅度较大，平均采油强度0.2t/（d·m）。分析认为，造成含水上升快、单井产能低的主要原因油稠，该层段原油粘度平均为2482mPa.s，油水流度比大，边底水突破后流动，造成部分油井水淹严重。

（2）地层压降小，采油速度低，采油难度大

沙一段油层东西两侧受到大断层封堵，受岩性和断层的双重控制，油藏处于半封闭状态，油藏常温常压系统，具有一定天然能量，但边底水不活跃。目的层原始地层压力10.31MPa，目前9.2MPa，总压降1.11MPa，折算每采出1%的地质储量压降下降0.23MPa。动液面在780m左右，大部分油井供液不足，产量较低，原油难以采出。

（3）常规冷采开发效果差，采出程度低

高54区块沙一段从2004年开发至今，大部分油井处于弹性冷采阶段，整体表现为油井日产油量初期递减快，油井产量和动液面一直维持较低水平。截至2017年6月，沙一段储层采出程度仅为4.91%，开发效果较差。

（4）常规热采工艺开发效果较差

从高54块沙一段历年蒸汽吞吐开发效果来看，注蒸汽后油井峰值产量较高，但产量下降快，含水上升快，平均周期累计产油350t，周期油汽比0.19，已低于极限经济油汽比，开发效果较差。

（5）局部井网不完善，部分储量失控

由于高54块沙一段油层平面发育差异大，中东部的G54-2—G54-1井区周围储量丰度大大高于其他含油区域。从目前井网来看，储量丰度高、物性好的中东部储层仅有高54-斜13井和高54-斜2井正常生产，而高54井、高54-8井、高54-1井由于工程或地质因素相继报废，造成东部井网不完善、储量失控。

三、下步措施研究

（1）完善开发井网，提高储量动用率

从目前沙一段储量井控程度来看，东部区域井网油井因工程或地面因素相继报废，造成储量失控。为提高储量动用率，认为可在沙一段有效厚度超过6m的东部区域增加6口热采新井，西部区域增加3口热采新井，完善开发井网（图2）。

（2）东部物性好区域，推广应用DCS注汽工艺

根据高54块沙一段平面净毛比分布来看，平面差异很大，东部地区净毛比较大，且东部区域物性较好，符合热采条件，建议推广应用DCS注汽工艺。

典型井例——高54-斜20井：该井灰质含量高、净毛比低，仅为0.11；采用蒸汽吞吐工艺生产，峰值日油10.2t、周期日油水平6.4t，取得较好效果。

（3）西部区域，有针对性实施储层改造措施

高54块沙一段西部净毛比和渗透率相对较低的区域，岩性以生物灰岩和砂岩为主，直接冷采生产效果较差，但储层改造效果显著。高54块沙一段西部有2口井进行了酸化试验，措施后平均单井日油可达3.3t/d，累增油3653t，储层改造效果较好。

四、结论与认识

（1）无配套开发工艺技术是影响高54区块开发缓慢的主要因素，开发该区块的关键是解决油稠、储层能量弱及井筒渗流通道堵塞等问题，提高原油流动性；

（2）目前沙一段储层采出程度低仅为4.91%，井间剩余油较为富集，应完善开发井网，提高储量动用程度；

（3）针对稠油油藏开发，通过采用防膨等油层保护技术已有成功开发的经验，考虑区块的开发投资与效益问题，下步可尝试对高54区块沙一段部分井进行储层改造。

【参考文献】

[1] 秦国昌 《高青油田青城凸起地层油藏综合研究》.西安科技大学.2008

[2] 张继国 李安夏主编《超稠油油藏HDCS强化采油技术》.中国石油大学出版社.2009：

[3] 周英杰 《胜利油区稠油油藏注汽提高采收率研究与实践》.石油勘探与开发.2006