稠油油藏注蒸汽開發(fā)方案

1、稠油油藏注蒸汽開發(fā)方案55目 錄概況一、油藏地質研究（一）地層特征（二）構造特征（三）儲層特征（四）流體性質（五）油水分布及油藏類型（六）儲量計算二、試油成果及開發(fā)可行性分析（一）試油試采分析（二）熱采可行性評價（三）水平井可行性評價三、開發(fā)經濟技術界限研究（一）經濟界限研究（二）模型建立（三）技術界限研究四、油藏工程設計附 圖 目 錄附圖1-1 zz區(qū)塊c27-斜77井c45-77井對比剖面圖（東西向）附圖1-2 zz區(qū)塊c315-2井c39-斜75井對比剖面圖（南北向）附圖1-3 xx油田c373塊ng下12-1與ng下12-2砂體間隔層分布圖附圖1-4 xx油田c373塊ng下12-2與

2、ng下13-1砂體間隔層分布圖附圖1-5 xx油田c373塊ng下12-1砂體頂面構造圖附圖1-6 xx油田c373塊ng下12-2砂體頂面構造圖附圖1-7 xx油田c373塊ng下13-2砂體頂面構造圖附圖1-8 xx油田c373塊ng下21-1砂體頂面構造圖附圖1-9 xx油田c373塊ng下21-3砂體頂面構造圖附圖1-10 xx油田c373塊ng下12-1砂體厚度等值圖附圖1-11 xx油田c373塊ng下12-2砂體厚度等值圖附圖1-12 xx油田c373塊ng下13-1砂體厚度等值圖附圖1-13 xx油田c373塊ng下13-2砂體厚度等值圖附圖1-14 xx油田c373塊ng下2

3、1-2砂體厚度等值圖附圖1-15 xx油田c373塊ng下12-1有效厚度等值圖附圖1-16 xx油田c373塊ng下12-2有效厚度等值圖附圖1-17 xx油田c373塊ng下13-1有效厚度等值圖附圖1-18 xx油田c373塊ng下13-2有效厚度等值圖附圖1-19 xx油田c373塊ng下14有效厚度等值圖附圖1-20 xx油田c373塊ng下21-1有效厚度等值圖附圖1-21 xx油田c373塊ng下21-2有效厚度等值圖附圖1-22 xx油田c373塊ng下21-3有效厚度等值圖附圖1-23 xx油田c373塊ng下22有效厚度等值圖附圖1-24 xx油田c373塊ng下23有效厚

4、度等值圖附圖1-25 zz區(qū)塊c27-斜77井c45-77井油藏剖面圖（東西向）附圖1-26 zz區(qū)塊c315-2井c39-斜75井油藏剖面圖（南北向）附圖2-1 c315-2井采油曲線附圖2-2 c35-x79井采油曲線附圖2-3 c376井采油曲線附圖2-4 c373-平1井采油曲線附圖2-5 c376井原油粘溫曲線附圖3-1 c37-x77井數(shù)模擬合情況附圖3-2 直井在不同有效厚度下累積采油量關系曲線附圖3-3 熱采井單井日產油量與注汽強度關系附圖3-4 水平井在不同有效厚度下累積采油量關系曲線附圖3-5 水平井注汽強度與油汽比、采出程度關系曲線附圖4-1 zz區(qū)塊水平井-水平井方案n

5、g下12-1井位部署圖附圖4-2 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下12-2井位部署圖附圖4-3 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下13-1井位部署圖附圖4-4 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下13-2井位部署圖附圖4-5 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下21-1井位部署圖附圖4-6 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下21-2井位部署圖附圖4-7 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下21-3井位部署圖附圖4-8 zz區(qū)塊水平井-水平井方案館下段井位部署圖附圖4-9 zz區(qū)塊水平井-直井方案館下段井位部署圖概況（一）區(qū)域地質簡況xx油田位于w省d市l(wèi)縣c莊鎮(zhèn)以北約2km，區(qū)域構造位于c家莊凸起的中部。c家

6、莊凸起呈東西走向，橫亙于kk坳陷中部，北臨hh凹陷，南與dd凹陷相連，東接hhdd凸起，西與ww凸起相望(圖0-1)。圖0-1 c家莊地區(qū)區(qū)域構造位置圖xx油田1973年鉆探c7井（發(fā)現(xiàn)井），獲日產4.7t的工業(yè)油流，由此揭開了xx油田勘探和開發(fā)的序幕。歷經多年的勘探開發(fā)，先后發(fā)現(xiàn)和探明了c家莊主體c25塊、c21-33塊、c40塊和c373塊，發(fā)現(xiàn)有館陶組、東營組、沙一段、奧陶系等多套含油層系，形成披覆構造油藏、地層超覆油藏、巖性構造油藏等多種類型油藏。截至2005年底，xx油田累積上報探明含油面積29.99km2，探明石油地質儲量4740.39×104t。本次方案區(qū)zz區(qū)塊緊鄰c

7、373塊，位于其南部擴邊區(qū)域。（二）zz區(qū)塊方案區(qū)情況2006年編制c373方案時，南部zz區(qū)塊由于試油試采井數(shù)少，儲量控制程度低，原油粘度高（當時認為是超稠油），2006年方案未部署，隨著zz區(qū)塊開發(fā)準備井的投入，以及試油試采資料的增加，目前zz區(qū)塊具備了編制方案的基礎，主要體現(xiàn)為：1、原油粘度較以前認識變低隨著2006年方案井的投產以及zz區(qū)塊試采資料的增加，對zz區(qū)塊原油物性取得了新的認識。原來認為是超稠油區(qū)的zz區(qū)塊，通過對多口井的多次原油粘度分析化驗，現(xiàn)在認為粘度范圍在2000050000mpa.s左右，為特稠油。2、具有一定儲量規(guī)模2006年方案設計時，c373塊投產井數(shù)較少，對儲

8、層的認識還有一定的局限性。為加快zz區(qū)塊開發(fā)，2007年部署了12口開發(fā)準備井，對該區(qū)油藏的儲層展布特征有了進一步認識，南部含油邊界有所擴大，儲層厚度比預測增大。zz區(qū)塊方案區(qū)未動用儲量為431.86×104t，具備動用的物質基礎。3、zz區(qū)塊具備方案編制資料條件截至到目前，zz區(qū)塊方案區(qū)已完鉆各類井14口，其中探井2口，開發(fā)井12口。其中取芯井為c378井，取芯層位為館下段1、2砂組，該井取芯進尺27.38m，收獲率89.1，油砂長2.38m，其中油浸芯長2.11m，油斑芯長為0.27m。該井各類分析化驗資料一共66塊樣品，樣品數(shù)較少。在儲層微觀特征、儲層物性等方面的研究過程主要依

9、據(jù)北部相鄰的取芯井c31-75井，同時借鑒了c372井及c311井的部分分析化驗資料。zz區(qū)塊試油井有2口，分別是3c376和c378井；試采井有3口，包括c376、c315-2、c35-x79井，均為常規(guī)試采。一、油藏地質研究圖1-1 c地區(qū)綜合柱狀圖（一）地層特征1區(qū)域地層特征c家莊凸起帶自下而上鉆遇的地層有太古界、古生界、中生界、下第三系沙一段、東營組、上第三系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系（圖1-1）。區(qū)內發(fā)育兩個大的不整合面，由下而上第一個不整合面為前第三系頂面不整合，第二個為上、下第三系之間的不整合。上第三系館陶組在古地形之上繼承性沉積，由北向南層層超覆，將低部位填平以后，最終披覆于潛山

10、之上。2地層對比與劃分（1）區(qū)域地層劃分本區(qū)館陶組分為館下段和館上段。館下段是本區(qū)主力含油層，為一套灰色、白色塊狀礫巖、含礫砂巖、礫狀砂巖及中、細砂巖夾灰褐色、紫紅色泥巖的巖石組合，自下而上砂礫巖巖性變細，頂部泥巖較發(fā)育，最厚可達30m。館上段為一套砂泥巖組合，也表現(xiàn)為正旋回沉積特征。明化鎮(zhèn)組至第四系覆蓋全區(qū)。館下段總體上呈下粗上細,自下而上具有砂礫巖含量逐漸降低、泥巖含量逐漸升高的變化趨勢。依據(jù)巖、電性組合特征及沉積旋回性，并結合地震資料，將館下段自下而上劃分為五個砂組。v砂組：地層厚度070m，c4潛山帶地層超覆線為1330m。受古地貌控制，溝谷處地層厚度大，并向c23、c4潛山高部位超覆

11、減薄尖滅。巖石組合以灰色及淺灰色礫狀砂巖、含礫砂巖、細礫巖為主，夾薄層灰色砂質泥巖、灰質泥巖、泥巖。礫巖含量較高，礫徑14mm。砂礫巖單層厚度大，泥巖隔層不發(fā)育，砂礫巖含量一般大于90，僅c7井區(qū)泥巖較厚，占地層厚度的40。iv-iii砂組：地層厚度035m，c4潛山帶地層超覆線為1300m左右。地層及儲層發(fā)育受古地貌影響減弱。巖石組合以砂巖、含礫砂巖、中砂巖、粉細砂巖為主，夾薄層泥巖、灰質砂巖和泥質粉砂巖。礫徑13mm，砂礫巖含量占80以上。iii砂組：地層厚度060m，c4潛山帶地層超覆線為1280m，其中ii砂組地層厚度<15m，巖石組合為中、細砂巖、含礫砂巖與泥巖、泥質粉砂巖互層

12、，砂巖平均含量60左右；i砂組地層厚度<45m，巖石組合為紫紅色、綠灰色、灰色泥巖與中、細砂巖互層。該砂組與下伏的幾個砂組明顯不同的是：泥巖含量顯著增大，大于50，尤其是上部發(fā)育1030m比較穩(wěn)定的泥巖蓋層。油層平面上分布穩(wěn)定而且范圍較大?？傮w而言，館下段受古地貌沉積背景影響，由v至i砂組向潛山主峰呈超覆式沉積，沉積范圍越來越大。（2）zz區(qū)塊小層對比與劃分xx油田c373塊含油層位為館下段，其與前第三系地層呈不整合接觸。據(jù)區(qū)域地質研究成果，本區(qū)館下段劃分為5個砂層組。在砂層組劃分的基礎上，進一步對小層進行精細對比。在小層精細對比中，主要考慮巖性組合特點、沉積韻律性、電性特征及隔夾層分布

13、等，同時由于本區(qū)館下段為河流相沉積，因而采用等高程對比法進行對比。zz區(qū)塊方案區(qū)緊鄰c373塊，兩者為同一沉積體系，地層劃分、儲層特征等相一致。但由于c373塊的總體構造形態(tài)為南東向北西傾沒的單斜構造，而方案區(qū)位于南部構造高部位，故館下段往往發(fā)育不全，通常只發(fā)育三砂組以上的地層（附圖1-1、附圖1-2）。通過對c373塊所有完鉆井進行統(tǒng)層對比，將i砂組細分為13個小層，確定本次方案區(qū)的含油層位為i、ii砂層組，其中含油小層為7個（表1-1）。表1-1 xx油田zz區(qū)塊含油小層劃分表段砂層組小層單砂體含油小層館下段i12123124ii11232312合 計1373隔層分布本區(qū)目的層為河流相沉積

14、，同一小層內往往發(fā)育多條河道，各河道砂體呈條帶狀分布。不同小層砂體由于沉積時期的差異，河道側向遷移，使得兩個相鄰小層間只有部分砂體疊合，因而各小層之間隔層不論厚度或平面展布變化都比較大，厚度變化范圍0.66m，局部具有連通區(qū)（附圖1-3附圖1-4）。方案區(qū)內各小層之間隔層總體比較發(fā)育，除ng下12-1與ng下12-2、ng下12-2與ng下13-1以及ng下21-2與ng下21-3砂體間局部由于河道下切增厚等原因形成上下連通外，其余小層間均有比較穩(wěn)定的隔層分布，一般25m。ng下12-1與ng下12-2之間的隔層厚度為06m，其中c376井區(qū)隔層厚度較大，在5m以上；c35斜79井區(qū)為局部連通

15、區(qū)，向c315-2井區(qū)隔層厚度逐漸增大。ng下12-2與ng下13-1砂體間隔層厚度多數(shù)為13m，c43-斜81井區(qū)附近為局部連通區(qū)域。（二）構造特征1區(qū)域構造背景c家莊凸起具雙層結構特征，基底層由前第三系組成，披覆層由第三、第四系組成。凸起主體受長期的風化剝蝕及構造運動的改造，基巖頂面起伏不平，特別是羅西斷層對c家莊凸起前第三系分布及古地貌的形態(tài)有著重要的控制作用。羅西斷層晚侏羅世早白堊世開始活動，古新世始新世早期活動逐漸停止，在c家莊凸起中部形成一北北西向的斷溝。批覆于基巖之上的第三系在一定程度上繼承了基巖的構造特征，因此基巖的斷裂系統(tǒng)及構造形態(tài)對第三系儲層的發(fā)育狀況及其成藏條件具有一定的

16、控制作用。c373塊位于xx油田南部，從基巖頂面構造圖(圖1-2)上可以看出，該區(qū)域前第三系頂面構造為一北西向的溝谷形態(tài)，類似現(xiàn)代河流沉積的河谷，多期河道砂體縱向上疊置，平面上交織，形成了c373塊館下段縱向上含油層位多，平面上油水關系復雜的層狀構造巖性稠油油藏。2斷裂系統(tǒng)三維地震資料顯示，c373塊館下段構造比較平緩，沒有大的斷層發(fā)育。圖1-2 c373塊基巖頂面構造圖在zz區(qū)塊方案區(qū)內沒有斷層發(fā)育。3構造形態(tài)c373塊館下段總體構造形態(tài)為由南東向北西傾沒的單斜構造，油藏頂面埋深11901250m，地層傾角2°3°，各小層頂面構造形態(tài)縱向上具有繼承性（附圖1-5附圖1-9

17、）。本次方案區(qū)位于構造高部位，油藏頂面埋深11901200m，構造平緩。c27-斜77井區(qū)受古地形影響，為一小型鼻狀構造；沿c31-斜77井為一南北向小型負向構造。（三）儲層特征1沉積特征（1）巖性及沉積構造據(jù)對巖心觀察，目的層巖性以中、細砂巖為主，其次為含礫砂巖。見有平行層理、板狀交錯層理、波狀交錯層理等，底部見有沖刷面。反映河流相沉積環(huán)境特征。（2）巖石學特征根據(jù)c31-75井巖石組分分析資料，巖石中石英含量37%41%，平均為39%，長石含量31%34%，平均為32%，巖屑含量為27%31%，平均為29%?？傮w反映巖石成分成熟度較低，為近源沉積。（3）粒度特征粒度中值范圍0.120.83

18、mm，平均0.39mm，膠結疏松，分選系數(shù)1.32.0，平均1.55，磨圓度為次棱角狀，以顆粒方式支撐，接觸關系為點接觸，膠結方式以孔-接式膠結為主；粒度概率圖表現(xiàn)為二段式特征，以跳躍總體為主，含量80%以上。跳躍總體與懸浮總體的截點在1.52.5之間（圖1-3）；c-m圖：以op、pq、qr段較發(fā)育（圖1-4），反映沉積物以滾動搬運和懸浮搬運為主，表現(xiàn)為河流相沉積特點。圖1-3 c372井ng下22粒度概率曲線圖1-4 zz區(qū)塊ng下沉積物c -m圖（4）砂體平面分布形態(tài)通過綜合分析，c373塊館下段為河流相沉積，各砂體平面分布形態(tài)以條帶狀為主，物源主要來自南東方向。對砂體邊界的確定遵循2個

19、原則：以沉積相（河流相）觀點為基礎圈定砂體邊界；以油水關系指導砂體邊界的確定?？傮w來講，各小層砂體厚度較薄，一般28m，砂體延伸方向主要為南東北西向。同一小層往往存在多條條帶狀砂體，砂體厚度從河道中心向兩側逐漸減?。ǜ綀D1-10附圖1-14）。zz區(qū)塊方案區(qū)內各小層儲層展布如下：（1）ng下12-1分為東西兩個河道，砂體厚度26m，平均在4m左右，西部的河道厚度中心位于c29-83井附近，厚度大于4m。東部的河道厚度中心在c43-斜81經附近，厚度在6m左右。與北部相比總體上砂體厚度變化不大。（2）ng下12-2砂體分布范圍主要集中在東部，厚度一般在4m以上，西部河道砂體厚度較薄，在2m左右。

20、厚度中心主要集中在c33-斜83及c315-2井區(qū)，厚度6m左右。與北部相比砂體厚度有增大趨勢。（3）ng下13-1在方案區(qū)西部河道厚度較薄，一般在2m左右，東部河道在c315-2井及c48-斜80井區(qū)存在兩個厚度中心，砂體厚度在4m以上，但總體來砂體厚度不大，平均厚度在3m左右。與北部相比砂體連片范圍變大。（4）ng下13-2在方案區(qū)內分為兩個河道，西側的河道砂體厚度較大，一般46m，厚度較大區(qū)域主要分布在c29-斜81井以北區(qū)域以及c31-斜85井區(qū)附近，厚度在6m以上。東部的河道砂體厚度一般24m，厚度中心位于c315-2井及c378、c379井附近，厚度在4m以上。與北部相比砂體厚度略

21、有減小。（5）ng下21-2在方案區(qū)內發(fā)育有三條河道，最東側河道砂體厚度較薄，一般24m，其余兩條河道砂體厚度一般46m。在c33-斜83井區(qū)及c43-斜81井區(qū)附近存在兩個厚度中心，砂體厚度在6m以上。與北部相比總體上砂體厚度變化不大2儲層物性（1）巖心分析的儲層物性統(tǒng)計zz區(qū)塊c31-75井巖芯物性分析的樣品數(shù)為116塊，層位從ng下13-1ng下22。但由于儲層巖性疏松，分析的儲層物性偏大，因此，從中篩選比較可靠的數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計。據(jù)對54塊巖心樣品分析的孔隙度值統(tǒng)計，孔隙度一般31%46%，平均38%，對35塊巖心樣品分析的滲透率值統(tǒng)計，滲透率一般10006000×10-3m2，

22、平均3400×10-3m2，屬于高孔、高滲儲層（表1-2）。（2）儲層物性參數(shù)測井解釋孔隙度解釋模式利用xx油田5口井的21層資料建立的聲波時差與巖心孔隙度關系式（圖1-5）:=0.1508t-24.2023r=0.85表1-2 c31-75井巖芯分析物性統(tǒng)計表圖1-5 xx油田聲波時差與孔隙度圖版滲透率解釋模式由于本區(qū)館下段儲層巖性為疏松砂巖儲層，取心井沒有進行保形取心，巖芯分析的儲層孔隙度、滲透率值普遍偏大，因此在建立儲層孔隙度與滲透率關系時，篩選了相關性比較好的41塊樣品分析的儲層物性參數(shù)回歸了滲透率計算公式：k=6.4651e0.1705r=0.90含油飽和度解釋模式利用c3

23、72井5塊館下段巖電實驗結果建立含水飽和度經驗公式：lgsw=0.3954lgrw-0.871lg-0.3954lgrt-0.2013 地層水電阻率用水分析資料計算取得，取平均值0.2252·m.（3）儲層非均質性在建立了儲層測井解釋模型基礎上，篩選了18口井對館下段iiii砂層組12個小層進行了測井二次解釋。據(jù)統(tǒng)計，儲層為高孔、高滲儲層，各小層儲層物性具有以下特點：儲層平均孔隙度一般31%34%，平均滲透率一般15002100×10-3m2。儲層縱向上具有非均質性（圖1-6），ii砂層組物性最好，其次為i砂層組，iii砂層組物性相對較差。3儲層敏感性自生粘土礦物對儲層有一

24、定影響，它常與碳酸鹽膠結物一起使儲層物性變差。zz區(qū)塊館下段粘土礦物含量在5%11%，平均含量8%。粘土礦物成分見表1-3。表1-3 c31-75井塊館下段粘土礦物組分統(tǒng)計表層 位樣品塊數(shù)粘土礦物含量%粘土礦物組分相對含量,%伊/蒙間層伊利石高嶺石綠泥石混層比ng下13-11858727875ng下13-2288348668ng下21-11877412770ng下21-22858529968ng下21-311176613570ng下224760528771范 圍5114283377464106575平 均867521770根據(jù)統(tǒng)計，粘土礦物中伊/蒙混層含量較高，平均含量67%。其次高嶺石，平均

25、含量為21%，伊利石含量為5，綠泥石含量為7%。伊/蒙混層含量高，達到67。c31-75井在1223.301258.90m井段取樣品18塊進行了儲層敏感性評價試驗。速敏性分析巖樣的速敏實驗表明，隨著注入速度的增大，滲透率略為增大，為非速敏（圖1-7）。圖1-7 c31-75井速敏實驗曲線水敏性分析實驗表明，儲層具有弱水敏特性（圖1-8），當注入水由標準鹽水改為蒸餾水時，滲透率變化不大。圖1-8 c31-75井水敏實驗曲線酸敏性分析實驗表明儲層具有中等偏強酸敏（圖1-9）。當對儲層進行反注酸時，滲透率下降較大，停止注酸后，儲層滲透率有所回升。圖1-9 c31-75井酸敏實驗曲線鹽敏性分析鹽敏實驗

26、結果，臨界礦化度為2335mg/l，屬于弱鹽敏（圖1-10），反映水礦化度小于9861mg/l時，隨著礦化度的降低，滲透率減小。堿敏性分析堿敏性分析主要是評價堿性工作液與與儲層巖石或儲集層液體的接觸，反應形成不溶物，造成對儲層的傷害程度。實驗表現(xiàn)儲層具有中等偏弱堿敏性質（圖1-11）。圖1-10 c31-75井鹽敏實驗曲線圖1-11 c31-75井堿敏實驗曲線綜上分析，zz區(qū)塊館下段南區(qū)儲層具有無速敏、弱水敏、中等偏強酸敏、弱鹽敏和中等偏弱堿敏特性。4儲層微觀孔隙結構特征（1）孔隙類型對c31-75井選取了11塊樣品進行掃描電鏡分析，主要包括以下三種孔隙類型（表1-4）：粒間孔隙：主要是原生孔

27、隙和改造后的次生孔隙，一般10250m。溶蝕孔隙：包括格架顆粒溶蝕孔和碎屑顆粒部分被溶蝕所形成的粒內蝕孔隙。晶間微孔隙：既有原生微孔隙，又有次生微孔隙，孔徑2m10m。表1-4c31-75井巖樣品掃描電鏡分析層 位樣品孔 隙 特 征塊數(shù)粒間孔m喉道m(xù)微孔mng下13-111125/27ng下13-2216123/29ng下21-1116117/27ng下21-22142482058210ng下21-3117164/28ng下22414223104928（2）孔喉分布特征巖石鑄體薄片孔隙特征通過選取c372井的4塊樣品進行巖石鑄體薄片孔隙分析（表1-5），具有以下特點：面孔率較高，一般在20%以

28、上；平均孔隙半徑較大，大于120m；平均孔喉比大于5；平均配位數(shù)大于3；平均形狀因子較低，反映孔隙接近圓形的程度較低。表1-5 c372井館下段巖石鑄體薄片孔隙結構參數(shù)（圖象分析）序號樣品號層位孔隙總數(shù)面孔率%平均孔隙半徑m平均比表面m-1平均形狀因子平均孔喉比平均配位數(shù)均質系數(shù)分選系數(shù)119ng下1435931.42203.00 0.13 0.28 5.773.760.17 102.5824930623.43228.07 0.13 0.23 9.913.670.20 66.4835530329.65170.73 0.15 0.28 8.223.880.27 94.98495ng下223063

29、0.37124.85 0.30 0.30 7.353.630.13 100.16壓汞法分析孔喉分布特征a.毛管壓力曲線形態(tài)：曲線具有明顯的平臺，排驅壓力小，一般0.00780.0126mpa，反映孔隙連通性好（圖1-12）。b.壓汞法孔隙結構參數(shù)壓汞資料反映儲集層孔隙連通喉道大小、分布狀況以及相應喉道所連通的孔隙總體積的多少。本區(qū)利用c372井取樣對儲層孔隙結構進行了分析（表1-6）。從表中可以看出，本區(qū)儲層孔隙結構具有以下特點：圖1-12 c31-75井壓汞法毛管壓力曲線（a）最大孔喉半徑rmax與孔喉半徑平均值rp相差較大，反映孔喉大小相差較大。表1-6 c372井壓汞法孔隙結構參數(shù)表序號

30、樣品號層 位最大孔喉半徑 m孔喉半徑平均值 m均質 系數(shù)變異 系數(shù)巖性 系數(shù)結構 系數(shù)15ng下13-1 58.41912.3530.2090.7240.37882.096232ng下13-291.4821.5880.2320.7560.29642.613346ng下21-190.69117.5380.1920.9580.22312.7458ng下21-293.81422.6560.2370.730.32472.42256793.45622.5720.2390.8360.25732.77689ng下2292.86620.4040.2190.8610.24992.747710158.88712.

31、2060.2030.7510.35252.221（b）均質系數(shù)低，一般小于0.24；變異系數(shù)較高，一般大于0.7，反映孔喉大小分布不均勻。（c）孔喉分布分散，孔喉半徑分布范圍從0.063m100m，而對儲層滲透率做主要貢獻的孔喉半徑在6.3m以上（圖1-13）。圖1-13 c31-75井館下段儲層孔隙半徑及對滲透率貢獻值累積曲線5儲層巖石潤濕性據(jù)對c372井5塊樣品分析，巖石潤濕性主要表現(xiàn)為中性特點，c311井分析了4塊樣品，巖石潤濕性主要為親水特性，c31-75井5塊樣品的巖石潤濕性為中性,c378井2塊樣品的巖石潤濕性為中性。因此，綜合認為本區(qū)儲層巖石潤濕性為中性特點。（四）流體性質1原油

32、性質及溫壓系統(tǒng)c373塊地面原油粘度由北西向南東方向增大。zz區(qū)塊地面脫氣原油密度為1.00111.0344g/cm3，地面脫氣原油粘度（50）一般1473453949mpa·s,屬特稠油，含硫4.74%5.29%，凝固點一般525，平均15。c373塊館下段原始地層壓力12.9mpa，壓力系數(shù)1.0，屬于正常壓力系統(tǒng)。地溫梯度為4.1/100m，屬于高溫異常，油層溫度66。2地層水性質據(jù)對8口探井地層水樣分析，地層水氯離子含量801310257mg/l，總礦化度1325416700mg/l，水型為cacl2型（表1-7）。表1-7 c373塊館下段地層水性質分析統(tǒng)計表井 號層 位射

33、孔井段m氯離子mg/l總礦化度mg/l水型c315ng下121209.8-1217.3801313254cacl2c39ng下13141238.0-1252.8804813781cacl2c16ng下141247.8-1253.3840414308cacl2c376ng下211245.0-1248.0874014949cacl2c376ng下141226.3-1233.0908215159cacl2c315ng下211239.8-1246.8874215163cacl2c378ng下211251.6-1253.1912915253cacl2c372ng下2331276.9-1287.08666

34、15312cacl2c39ng下1314231238.0-1286.0919515318cacl2c375ng下141228.8-1235.91025716700cacl2（五）油水分布及油藏類型1油、水分布（1）油、水層識別電性標準通過對26口井的試油、試采資料分析，確定了c373塊館下段的油層電性標準(圖1-14)：巖性、含油性標準：油浸粉砂巖；電性標準：聲波時差：t350s/m；四米視電阻率：油層：>4.2·m；油水同層：3.54.2·m；感應電阻率：油層：>4.2·m，油水同層：3.54.2·m；（2）油水界面確定圖1-14 c373

35、塊館下段油層劃分電性標準根據(jù)c373塊180余口完鉆井的小層對比結果,參考構造特征，確定了c373塊各小層油水邊界（表1-8）。不同小層油水界面不同，油水界面范圍-1218-1174m，為層狀油藏。（3）油水分布各小層發(fā)育多條河道，每個河道砂體具有獨立的油水系統(tǒng)。通過對本區(qū)館下段含油小層油、水分布特點分析，含油范圍主要受砂體展布和構造控制。由于zz區(qū)塊位于相對構造高部位，距離油水界面較遠，含油河道多數(shù)為純油區(qū)（附圖1-15附圖1-24）。zz區(qū)塊方案區(qū)內7個含油小層中主力含油小層有4個，分別為：ng下12-2、ng下13-2、ng下21-2、ng下21-3。（1）ng下12-2含油范圍相對北部

36、有所擴大，主要分布在工區(qū)西部，油層厚度一般在26m，厚度較大區(qū)域集中在c315-2井北部，一般在4m以上。c33-斜83井區(qū)位于河道側緣，向該區(qū)域油層厚度逐漸減薄。（2）ng下13-2含油范圍較大，主要分布在工區(qū)東部，油層厚度一般在28m，大于4m的范圍主要分布在c29-斜81井c33-斜83井一線以北區(qū)域。厚度中心位于c376井區(qū)附近，可以達到8m。向河道兩側以及南部，有效厚度逐漸減薄。（3）ng下21-2含油范圍分布在兩條河道，工區(qū)西部的河道含油較小，有效厚度較薄，為02m。工區(qū)東部的河道有效含油范圍較大，厚度一般24m，在c315-2井以北區(qū)域有效厚度在4m以上。（4）ng下21-3在所

37、有含油小層中含油范圍最大，幾乎覆蓋整個工區(qū)。分為東西兩個厚度中心。東部厚度中心位于c315-2井區(qū)，有效厚度在4m左右。西部厚度中心在c29-83井區(qū)附近，有效厚度在8m左右。表1-8 c373塊ng下含油小層油水界面選取依據(jù)表2油藏類型從油藏剖面圖上看出（附圖1-25、附圖1-26），zz區(qū)塊館下段油層主要分布在i、ii砂層組內。綜合分析認為，zz區(qū)塊館下段油藏類型為層狀構造-巖性稠油油藏。（六）儲量計算1儲量計算參數(shù)（1）儲量計算單元依據(jù)zz區(qū)塊油藏特征，平面上作為一個計算單元，縱向上依據(jù)含油小層共劃分7個計算單元。（2）含油面積研究區(qū)北界以c家莊c373塊2006年方案區(qū)南部井排外推半個

38、井距為界，東西兩側以砂體尖滅線為界，南部外推一個井距為界。對各小層含油面積的圈定考慮油水關系，并結合沉積相圈定單層含油面積。7個含油小層疊合含油面積3.26km2。（3）有效厚度選值采用面積權衡法求取有效厚度，zz區(qū)塊館下段疊合平均有效厚度為7.8m。（4）單儲系數(shù)選值根據(jù)巖心分析和測井解釋的儲層物性參數(shù)，經壓實校正后，不同小層選值不同（表1-9）：孔隙度：取值31%33%；含油飽和度：取值52%55%；單儲系數(shù)：16.418.5×104t/km2·m。（5）地面原油密度通過對26口井原油密度分析，原油密度范圍1.00111.0429g/cm3，平均1.0204g/cm3，

39、取值1.0204g/cm3。（6）原油體積系數(shù)沿用了計算探明儲量時所用參數(shù)，體積系數(shù)選值1.0。2儲量計算結果采用容積法對7個含油小層的儲量進行計算，疊合含油面積3.26km2，石油地質儲量431.86×104t（表1-9）。四個主力小層的儲量為348.04×104t，占總儲量的81。表1-9 zz區(qū)塊館下段儲量計算表二、試油成果及開發(fā)可行性分析（一） 試油試采分析1、常規(guī)試油獲得工業(yè)油流zz區(qū)塊方案區(qū)試油井有3口，分別為c376、c315-2井和c378井（表2-1）。c376井于2000年10月20日對ng下21-2小層進行常規(guī)試油，試油井段12451248m，1層3m

40、，日產油0.8t/d，日產液19.9m3/d，含水95.9，累積采油6.7t，累積采水171m3；2000年11月15日又對上部的ng下132小層進行常規(guī)試油，試油井段1226.31233m，1層6.4m，日產油4.02t/d，日產液10.6m3/d，含水62.2，累積采油59.2t，累積采水47.5m3。c315-2井于2004年7月20日對ng下21+2小層進行常規(guī)試油，試油井段1237.41247m，2層8.6m。日產油0.75t/d，日產液13.25m3/d，含水94.3。經水性分析證實，該層與上部水層發(fā)生水竄，累積采油16.1t，累積采水144m3；2004年9月2日又對下部的ng下

41、122小層進行常規(guī)試油，試油井段1206.11213.5m，1層5.0m。日產油3.84t/d，日產液10.6m3/d，含水63.7，累積采油64t，累積采水110m3。c378井于2001年1月24日對ng下212小層進行常規(guī)試油，該井50地面脫氣原油粘度11783mpa·s，試油井段1251.61253.1m，1層1.0m。該井由于管外竄，試油階段含水高達99，日產油0.32t/d，日產液99.42m3/d，累積采油2.12t，累積采水252m3，該井于2001年3月4日關井至今。表2-1 zz區(qū)塊試油成果表2、常規(guī)試采產能低、含水高方案區(qū)試采井有4口，其中c376、c315-2

42、、c35-x79井，均為常規(guī)試采，電熱桿求產，試采層位為ng下12、ng下132、ng下14三個主力小層（表2-2）。 c315-2井于2004年11月5日試采ng下12小層，1層4m。投產初期日產油量為2.6t/d，含水62.3。轉熱采前日產油量為2.7t/d，日產液12.5m3/d，含水78，累積采油1725t，累積采水4852m3。該井于2007年7月9日注汽，累積注汽1302m3,于2007年7月20日投入熱采，峰值油量4.5t，熱采140天，累油185t（附圖2-1）。受地面因素影響，生產不正常，目前停產。c35-x79井于2005年12月9日試采ng下132、14小層，2層7.6m

43、。投產初期日產油量為3.4t/d，含水63.3。目前該井日產油量為1.4t/d，日產液14.2m3/d，含水80.2，累積采油1261t，累積采水5481m3。該井于2007年12月2日注汽，周期注汽1725m3。2008年1月8日開井熱采，峰值油量7.8t/d，平均日油6.9t，日液50t/d，含水85。該井后期桿卡停產，截止到2008.1.20日，累油83t，累積采水581m3（附圖2-2）。通過熱采，該井產能得到了一定的提高。c376井于2005年7月15日對ng下132小層進行常規(guī)試采，1層6.4m。投產初期日產油量在1.7t/d，含水55，目前該井由于供液不足關井。關井前日產油量為0

44、.56t/d，日產液1.96m3/d，含水71，累積采油863t，累積采水1739m3（附圖2-3）。由于方案區(qū)原油粘度較大，常規(guī)投產產能低。3口試采井投產初期的平均單井日產油量為2.6t/d，平均單井的日油能力僅為1.89t/d。根據(jù)試采井生產數(shù)據(jù)，反映出本塊常規(guī)試采含水高的特點。3口常規(guī)試采井投產初期的平均含水在60.2左右，無低含水階段，目前的平均含水也在76.4左右。利用數(shù)模對單井效果進行擬合，從擬合結果看，層內含有約2-4左右的自由水。綜合分析認為，本塊為低含油飽和度油藏，含油飽和度為52%55%；且本塊原油粘度大，油、水粘度比大，地層水較原油容易流動，導致投產井生產初期均含水，這也

45、和c373主體試采特征相一致。 表2-2 c373塊常規(guī)試采成果表 07.12.31井號投產日期投產層位有效厚度m投產初期目前（停產前）日油能力t/d累油t累水m3日液t日油t含水日液t日油t含水cjc315-22004.11.5ng下12472.662.312.52.7782.317254852cjc35-x792005.12.9ng下132147.613.93.463.314.21.480.22.313887085cjc3762005.7.15ng下1326.44.81.7551.960.56711.128631739平均8.62.660.29.61.676.41.89132545583、

46、水平井熱采取得較好開發(fā)效果為落實本塊水平井熱采產能，于2007年11月完鉆c373-p1井，并進行熱采。水平井區(qū)油層有效厚度在6-8m，水平井長度為250m，試采層位為ng下132主力層。該井于2007年11月21日注汽，注汽量為2206m3，注汽壓力為16.8mpa，干度為70.8，注汽溫度為354。該井于2007年12月5日投入熱采開發(fā)。峰值油量為27t/d，周期日油能力19.3t/d，日液53t/d，含水56。截止到2008年2月20日累積采油1039.6t，累積采水1601t（表2-3）（附圖2-4）。該井投產層位與常規(guī)試采井c376井一致，距c376井255m，但熱采效果遠好于c37

47、6井（日油能力1.12t/d），是c373主體部位熱采直井效果的2倍以上。 表2-3 c373-p1熱采井試采效果統(tǒng)計表 （截至2008.2.20）投產日期峰值油量t生產時間d周期日油能力t/d周期日液t含水累油（t）累水m3動液面m粘度mpa.s502007.12.5275419.341.5561039.6160189330662（二）熱采可行性評價1、原油粘度對溫度敏感性強，適合注蒸汽熱采zz區(qū)塊地面原油粘度較高，該塊的粘溫關系曲線表明（附圖2-5），原油粘度對溫度的敏感性較強。從c376井油樣粘溫分析，隨著溫度的升高，原油粘度下降較快，50脫氣原油粘度為38900mpas，油層溫度下（6

48、6）原油粘度降至9850mpa.s，100為803mpa.s。說明該塊的原油粘度對溫度的敏感性較強，有利于熱采開發(fā)。2、與稠油吞吐篩選標準對比，該塊具有熱采的可行性 通過與稠油注蒸汽吞吐篩選標準對比（表2-4），zz區(qū)塊屬于甲4類高滲特稠油油藏，原油粘度和油層厚度基本滿足篩選標準的要求，說明zz區(qū)塊符合吞吐要求。表2-4 zz區(qū)塊稠油注蒸汽吞吐篩選標準對比表類別甲類（目前吞吐工藝）c311 亞類甲-1甲-2甲-3甲-4甲-5甲-4油藏特點-1類 中低滲薄 中滲薄層 中高滲 超稠油高滲特稠油普通稠油普通稠油普通稠油特稠油粘度， mpas<3000<10000<10000<

49、500005-10萬35000密度，g/cm3<0.92>0.92>0.92>0.95>0.981.01深度，m<1600<1000<1200<1000<10001290有效厚度，m>10>10>5>10>206-8凈總比，m/m>0.4>0.4>0.5>0.50.6滲透率，10-3m2>1000>500>1000>2000>30002325孔隙度，%>0.32>0.28>0.28>0.30>0.300.35飽和度，%&g

50、t;0.50>0.45>0.45>0.50>0.500.55sob，104t/km2k>0.160>0.126>0.126>0.150>0.1500.192推薦開采方式先注水蒸汽吞吐蒸汽吞吐3、c373主體熱采取得較好開發(fā)效果截止2007年12月，統(tǒng)計了c373主體正常結束周期的19口熱采井效果，第一周期平均日油能力為8.4t/d，峰值油量在14.5t/d，周期累油為1678t，油汽比為1.3t/t；統(tǒng)計2口已完成第二周期的井，第二周期平均日油能力為9.5t/d，峰值油量在18t/d，周期累油為1764t，油汽比為1.1t/t（表2-5）。

51、常規(guī)投產井平均日油能力為4.5t/d，熱采產能是常規(guī)產能的1.9倍。c373塊主體區(qū)與本塊相連，是一套沉積體系，本塊的油層厚度在4-14m，50地面脫氣原油粘度在20000-35000mpa.s，比方案區(qū)更高，所以，對本塊應該采用熱采的開發(fā)方式。表2-5 c373主體熱采井結束周期產量周期井數(shù)有效厚度m注汽初期產量峰值產量周期累油t周期注汽t生產油汽比t/t周期日油能力t/d日液m3/d日油t/d含水日液m3/d日油t/d含水1196.229.110.962.531.614.554.1167813191.38.4227.432.511.165.839.21854.1195717641.19.5單井平均6.629.510.963.132.314.854.2170913691.38.54、方案區(qū)鄰近井熱采效果評價及影響因素分析由于方案區(qū)投產的熱采直井投產時間較短，受地面條件制約，生產不正常。為評價本塊熱采效果，尤其