超稠油油藏加密吞吐可行性评价

李亚潍

摘 要：XX区块于2004年HDCS方式投产，50℃地面原油粘度22～38×104mPa·s，为超稠油油藏，至2018年12月已累计采油92.7×104t，累积注汽128.2×104t，采油速度1.9%，采出程度24.6%。虽然目前开发效果较好，但是周期油汽比逐渐下降，经济效益降低。通过对该油藏进行油藏地质和油藏工程综合研究，探索特稠油油藏HDCS开发后期进行井网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开发潜力，同时加强对特超稠油油藏动用半径、动用程度及开发规律的认识。

关键词：蒸汽吞吐;井网加密;数值模拟;剩余潜力;可行性评价

XX块位于利津县王庄乡，区域构造位置位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带王庄油田西部，北靠陈家庄凸起，西起郑家潜山，南邻利津油田。本区主要含油层系为沙河街沙三上亚段1号砂体， 2017年1号砂体复算含油面积2.39Km2，地质储量376×104t。

1.油藏地质特征

1.1地层特征

XX块自下而上发育了古近系沙河街组、东营组，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组地层。沙一段为灰色泥岩与浅灰色生物灰岩呈不等厚互层，录井见沙一段标准生物灰岩;沙三段为以含砾砂岩为主的砂砾岩体;下伏沙四段以灰色砾岩为主，夹紫红色泥岩、泥质砂岩，部分井在沙四段顶部出现红色泥岩，可以作为沙三段底界标志。

1.2构造特征

XX地區在构造上位于东营凹陷西北角，XX块是夹持在郑家和王庄两个潜山之间的谷地。XX块断裂系统不甚发育，断层较少。构造形态为向西北方向上倾尖灭的单斜构造，北高南低，“沟梁相间”，砂体顶面埋深1300～1360m，地层倾角1.3～4.2o。

1.3储层特征

1.3.1岩性特征

扇三角洲沉积体系，XXX井区主要发育水下分流河道。岩性以富含稠油含砾砂岩为主，夹有薄层泥质砂岩和砂质泥岩。粘土矿物组分以高岭石为主。

1.3.2储层展布特征

储层呈南西至北东方向分布，砂体中部厚、边部薄，发育两个厚度中心，井区厚度3-24米，一般5～12m。

1.3.3储层物性特征

平均孔隙度32.8%， 平均渗透率4913×10-3μm2，属于特高孔、特高渗储层。

1.3.4储层非均质性

渗透率变异系数0.36-0.83，突进系数1.51-3.65，级差3.05-13.83，非均质程度中等。

1.3.5敏感性分析

储层表现为弱水敏、弱速敏、中等偏强酸敏、无碱敏。

1.4油层分布特征

根据岩电特征及试油、试采资料综合分析，本块油层厚薄分布主要受岩性及构造控制。1号砂体主体部位南侧有较强的边水，水油体积比10：1。

1.5流体性质

地面脱气原油密度1.0433g/cm3，50℃地面脱气粘度22×104mPa.s～38×104mPa.s ，油藏温度（68℃）脱气原油粘度6～14×104mPa.s。

地层水水型CaCl2型，总矿化度14287mg/l，氯离子含量8479mg/l。

1.6温压系统

原始地层温度68℃，地温梯度3.8-3.9℃/100m，异常高温。原始地层压力12.58-13.75MPa，压力系数为0.98-1.0，属常压系统。

1.7油藏类型

油藏类型表现为具有边水的岩性构造特超稠油油藏。

2.开发历程和现状

2006年7月前：直井试采阶段，油井总井2口，阶段产油0.13万吨，采出程度0.04%;

2006年8月-2007年12月：HDCS工艺攻关阶段，油井总井13口，阶段采油2.04万吨，采出程度0.55%;

2008年1月-2009年12月，产能建设阶段，油井总井31口，阶段产油14.15万吨，采出程度3.77%;

2010年1月-2014年4月：油井总井46口，阶段采油42.71万吨，采出程度11.4%;

2014年5月-2014年10：油井总井45口，阶段采油4.89万吨，采出程度1.3%;

2014年11月-至今：油井总井49口，阶段采油21.9万吨，采出程度5.8%。

截止2018年12月，XX块目前油井总井52口，目前开油井40口，日液水平1068t/d，日油水平145.7t/d，单井日油能力3.9t/d，综合含水86.3%，累积产油92.7×104t，累积注汽125.3×104t，采油速度1.91%，采出程度22.8%。

3.开发效果评价

3.1储量动用状况

区块整体采出程度高达24.6%，受原油粘度和边水的影响，平面上有差异，西北部高部位I类井区原油粘度较小，采出程度高达26.3%，东北部Ⅱ类井区采出程度21.8%，南部原油粘度大，且受边水影响的Ⅲ类井区采出程度仅17.6%。

由于原油粘度大，平面上蒸汽吞吐热采动用范围较小，通过数值模拟，多轮次吞吐后单井最大动用半径40m，油井附近动用程度较高，井间动用程度较低，但受储层非均质影响，局部高渗条带的存在导致存在高动用条带。另外通过XXX-NP1注汽前温压测试可知水平段前半部分油层温度高于后半部分，通过产液剖面测试可知水平段前半部分产液量高动用好。

纵向上受储层物性、CO2和蒸汽超覆及水平井纵向位置等多重因素的影响，储量动用不均衡，顶部动用程度较高，剩余油相对较低，井距近的区域易产生热连通。水平井在层内所处的纵向位置对纵向剩余油分布也有较大影响，过于贴近储层顶部或底部，均会导致严重的纵向动用不均衡。

3.2能量状况

根据静压测试数据可知随着吞吐轮次的增加，地层静压呈逐年下降的趋势。平均地层压力由初期的11.5Mpa下降至目前的6.7Mpa。但由于动用范围有限，井间压力远高于近井地带压力，其中XXX-JP1井地层压力系数1.0，2013、2014年完钻两口更新井测试地层压力系数0.92。

3.3递减状况

单井产量总体较高，初期单井平均日油11t/d，递减率8.5%，目前单井日油水平3.8t/d。油井产油量与储层发育情况及边水发育情况密切相关，边部储层较薄、物性较差区域及南部边水发育区油井产量相对较低。

3.4周期开发效果评价

62口热采井，已累计吞吐571周期，累积注汽量125.3万吨，累积产油量92.7万吨，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，处于高轮次吞吐阶段，2口油井最高已达到22周期。超稠油油藏，周期产油量、周期油汽比在2-3周期达到峰值后逐渐下降，单井平均周期日产油量逐渐降低。由于原油粘度大，初期投产周期含水较高，由于边水能量较强，随着周期轮次增加，周期含水及回采水率均逐渐升高。

4.加密可行性评价

4.1吞吐动用半径小，井间剩余油富集

由于该块原油粘度较大，除汽窜井外，绝大部分水平井动用半径在40m左右[1]，近井地带采出程度较高剩余油饱和度低，但井间仍残余大量的剩余油，具有井网加密的物质基础。

陆续投产的9口更新井，距老井仅15-20m，老井平均累产油1.33万吨，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吨，周期累油1200吨以上，油汽比0.6左右，效果较好。

5.结论

（1）本区水平井动用半径在40m左右，井间剩余油饱和度较高;

（2）纵向上，水平井的井轨迹影响剩余油的分布;

（3）通过井网加密可以有效提高特超稠油储量动用程度，改善区块开发效果。

参考文献：

[1] 戴树高，崔波等.高粘度稠油开采技术的国内外现状[J].化工技术经济.2004，2（11）：21-24.