杜813块兴隆台蒸汽驱潜力调查及研究

2018-09-10姚颖

中国化工贸易·上旬刊 2018年4期

关键词：储层

姚颖

摘要：曙一区杜813兴隆台含油面积2.22km2，地质储量1712×104t。是超稠油主力开发区块，目前总井数316口，年产油27×104t，处于蒸汽吞吐开发中后期，区块产能迅速降低，选取接替技术可有效地改善老油田开发效果，从而进一步提高老油田采收率，其中蒸汽驱是目前稠油较为成熟的开发方式。

关键词：储层；周期规律；动用程度；蒸汽驱

1 地质概况

曙光油田杜813块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙一区南部。区块北接杜84块，西邻杜212块，东与杜80 块相接。区块开发目的层为兴隆台油層，含油面积2.22km2，地质储量1712×104t，标定采收率19.1%，可采储量327×104t 。

1.1 构造特征

总体构造形态为一向南东倾斜的单斜构造，地层倾角3～5°，油藏埋深760-930m。全区共发育断层3条，其中Ⅲ级断层1条，Ⅳ级断层2条；

Ⅲ级断层：杜65属同沉积断层，控制曙一区兴隆台油层的构造、沉积及超稠油的分布；Ⅳ级断层：杜79断层断距较小，为分块断层，形成不同断块并控制沉积；杜206断距小，延伸长度短，起到复杂断块作用，控制块内油水分布。

1.2 沉积特征

区块为扇三角洲前缘亚相沉积，沉积微相类型主要有水下分流河道、河道间、河口砂坝、前缘薄层砂等微相。物源主要来自北部和西部。

1.3 储层特征

储层砂体发育好，岩性粗，成熟度低，储集空间以原生粒间孔为主，储层物性好。砂岩厚度一般为40～120m，靠近物源区砂岩厚度大，砂地比高。北部物源好于西部物源。区块主要发育兴Ⅱ 、兴Ⅲ组储层。储层岩性主要为含砾砂岩、不等粒砂岩、中细砂岩和粉砂岩，以不等粒砂岩为主，粒度中值0.26mm，分选系数1.87，泥质含量10.6%，胶结类型主要以孔隙式为主，胶结物主要为泥质。

1.4 油藏特征

杜813块兴隆台油层埋藏深度在760～930m，含油井段一般为40～110m。纵向上可分为5个油层组，其中兴Ⅰ为水层；兴Ⅱ组及兴Ⅲ组油层较为发育，油层厚度分别为18.8m、10.2m；兴Ⅳ零星发育；兴Ⅵ组仅在断块北部发育。兴Ⅱ组为纯油藏，兴Ⅲ、兴Ⅵ组为边底水油藏，油水界面-910～-940m。

原油性质为超稠油，具有“四高一低”的特点：原油密度高，20℃时原油密度为1.0098g/cm3；原油粘度高，50℃时原油粘度为165405MPa.s；凝固点高，为26.1℃；胶质沥青质含量高，为50.98%；含蜡量低，为2.298%。

原始地层温度为39.0℃，地温梯度为3.3℃/100m。原始压力为7.5～9.4MPa，压力系数为0.98。

2 蒸汽吞吐效果评价

2.1 开发现状

杜813块1997年试采，2002年开始采用一套开发层系，在北部油层厚度大于50m区域采用70m井距，油层厚度在20-50m范围采用100m井距正方形井网滚动开发，目前共投产直井279口。2004年开始采用直-平组合式井网开发，共投产水平井37口。截止2017年底，区块共有油井316口，开井216口，日产油737t，平均单井日产3.4t，年产油26.9×104t，采油速度1.57%，采出程度21.5%，累积油汽比0.35。

2.2 压力变化

直井：原始压力系数0.98，目前压力系数0.24，下降0.74，已处于蒸汽吞吐开发中后期。水平井：原始压力系数0.75，目前压力系数0.23，下降0.52。

2.3 周期规律

周期间产油量、油汽比1-5周期上升，5-10周期平稳，11周期后开始下降，整体呈“抛物线”型变化。

2.4 动用程度

直井：杜813块储层为高孔高渗储层，储层吸汽状况总体较好，根据吸汽剖面统计结果，区块强占57.9%，中等吸汽占27.9%，不吸汽占14.2%，并且在纵向上主要表现为上部1/3-1/2的油层吸汽好，下部油层相对较差。

井间水平井：投产前地层平均温度在42℃，接近原始温度。吞吐数轮后，根据井温资料水平井水平段受到层内非均质、汽窜等影响，动用不均矛盾较突出，目前低动用段占到38%。

杜813块北部70m井距油层有效厚度大，发育Ⅵ组，动用较好，采出较高，中南部100m井距平面动用差异较大，特别是南部区域受出砂影响，动用较差。

2.5 转驱条件

杜813兴隆台块与总公司、辽河油田蒸汽驱地质参数对照表

杜813兴隆台油藏发育基本适合实施蒸汽驱的条件。

2.6 初步井网规划