鄂尔多斯盆地英旺油田长2+3油层组低产分析

2012-11-21惠威，孙卫

长江大学学报(自科版) 2012年34期

关键词：邻区含油油层

惠威，孙卫

(大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069)

王越

(中石化华北分公司工程技术研究院,河南郑州 450006)

鄂尔多斯盆地英旺油田长2+3油层组低产分析

惠威，孙卫

(大陆动力学国家重点实验室，西北大学地质学系，陕西西安 710069)

王越

(中石化华北分公司工程技术研究院,河南郑州 450006)

长2+3油层组是鄂尔多斯盆地英旺油田主要产油层之一，但是长期以来油层开发效果甚微，油层普遍低产。通过与邻区下寺湾油田进行原油地球化学特征与试油资料对比分析认为，两地区原油组分基本一致，说明该区长2+3油层组与邻区生油物质及生油过程整体一致，但原油全烃气相色谱分析表明，英旺长2油层组原油较之下寺湾长2油层组原油低碳烃峰值明显较弱，导致原油粘度高，反映了该区长2油层埋藏浅，盖层封隔条件差，导致油气逸散，轻烃流失；此外，低含油饱和度也是该区低产的直接原因之一。

英旺油田下寺湾油田；长2+3油层组；低产；稠油；含油饱和度

英旺油田地处陕西省宜川县境内，构造位置处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡东南部，区域构造为一平缓的西倾单斜，倾角约1～3°，平均坡降10m/km以上，局部因差异压实作用形成低幅度鼻状隆起，隆起幅度低，一般为10～20m，两翼近于对称，倾角平缓，闭合面积小，一般小于10km2[1]。研究区三叠系延长组长2+3油层组沉积体系为三角洲平原亚相沉积[2]，主要发育分流河道微相和天然堤微相，岩石类型主要为长石砂岩，颗粒分选好，以次棱角为主。英旺油田长2+3油层组整体埋藏浅并且地层温度低，地层压力普遍较低，整个地区普遍低产。下面，笔者从原油性质和丰度方面对其低产原因进行了分析。

1 原油粘度分析

稠油系指在原始油层温度下,脱气原油粘度为100～10000mPa·s或在15.6℃及1Pa下密度为0.934～1.00g/cm3(10～20API)的原油，原始温度下脱气原油粘度大于10000mPa·s或在15.6℃及标准大气压下密度大于1.00×103kg/m3的原油为沥青或油砂[3]。对比英旺长2+3储层原油的粘度值(地层温度下原油粘度为300～500mPa·s)，确定英旺长2+3储层原油为普通稠油2类油藏。

通过与邻区下寺湾长2原油进行原油成分对比(见表1和表2)，该区长2+3储层原油各数据和下寺湾长2油层组原油基本一致，说明本区长2油层组生油物质及生油过程整体一致，但从原油全烃气相色谱图可以看出(见图1和图2)，英旺长2油层组原油较之下寺湾长2油层组原油低碳烃峰值明显较弱，反映出该区长2油层组埋藏浅，盖层封隔条件差，导致油气逸散，轻烃流失，是该区原油粘度高的原因之一。

表1 英旺、下寺湾油田原油族组分分析数据表

表2 英旺、下寺湾油田原油全烃气相色谱分析数据对比表

图1 5925-2井原油全烃气相色谱图图2 高18井原油全烃气相色谱图

图3 研究区原油粘度-温度变化曲线

该区目的层埋深240～380m，地层温度平均17℃，温度是影响粘度的主要参数，随着原油温度的升高，粘度会显著下降。下寺湾柳洛峪区长2油层组地层温度为32℃，油层压力下粘度为3.12mPa·s。从英旺原油粘温曲线看出(见图3)，当温度达到32℃，粘度降至17.2mPa·s。可见，英旺地区长2+3油层组高粘度原油受地层温度和盖层封隔条件共同影响，其中，地层温度是其主要控制因素。

2 含油饱和度分析

对比英旺油田长2+3油层组与邻区油层条件，该区油层物性条件与邻区下寺湾柳洛峪及直罗和尚塬区块基本一致，但含油饱和度、地层压力以及由于地层温度低导致的高粘度，与邻区存在差距(见表3)。

表3 英旺油田长2+3油层组条件与邻区对比表

含油饱和度是影响油田开发的关键参数，地层压力低、粘度高直接造成地下流体渗流阻力增大，原油流动困难，流度比增大，含油饱和度低，油水两相干扰严重，液阻效应明显，使油井见水快[4]。从试油资料可以看出，英旺油田长2+3油层组截止目前累计试油25口/28层，其中出油的有9口井，这些具有一定初始产量的井，高18井、高35井、庙3井、交8井等含油饱和度均大于30%，含油饱和度低于30%压裂后不能出油(见表4)。该区长2+3油层组生产井初周月最高日产油0.9t，平均0.3t/d，远低于邻区下寺湾柳洛峪的1.9t/d和直罗和尚塬区块的1t/d。