李睿（勝利石油管理局濱南采油廠 山東 濱州 256600）

一、鄭373塊基本特征

鄭373方案區(qū)位于鄭36塊西北部構(gòu)造高部位，受巖性構(gòu)造控制，基本不含水，屬于鄭365塊向北擴邊產(chǎn)能建設(shè)部分。油藏類型為受構(gòu)造-巖性控制的層狀強水敏普通稠油油藏。2008年在鄭373區(qū)油層大于2m的范圍內(nèi)布井，采用不規(guī)則井網(wǎng)，井距約300m，動用含油面積2.39Km2，動用地質(zhì)儲量116.44X104t，可采儲量17.5 X104t。鄭373沙一段稠油油藏目的開發(fā)層位Ⅰ砂層組4、5小層，受巖性和構(gòu)造控制，油砂體聯(lián)片分布，14小層為主力層，主力層油層厚度由鄭373-1井向東、向北、向西逐漸變薄至巖性尖滅，由南與鄭365井區(qū)相連，有效厚度1.2-3.5m，非主力層15小層有效厚度0.7-2.5m。油藏埋深1180～1220m，構(gòu)造形態(tài)比較簡單，呈自東北向西南傾沒的單斜構(gòu)造，地層傾角約1°-2°?？紫抖?4.0～35.6%，滲透率53.5～700×10-3μm2，原油密度0.9376～0.9536g/cm3，50℃時地面脫氣原油粘度333～975mPa·s。

二、鄭373塊開發(fā)現(xiàn)狀

鄭373斷塊目前總井數(shù)11口，開井數(shù)8口，開井率72.7%，其中冷采井9口，熱采井2口（WZZ373P2、WZZ373-6），冷采井占該塊總井數(shù)的81.8%。日液能力61噸/天，日液水平46噸/天，日油能力30噸/天，日油水平29噸/天，平均單井日油水平3.7噸/天，核實水平25噸/天，動液面905米，綜合含水37.1%。截至2013年12月累采油量6.9309萬噸，累采水量9.2825萬噸，地質(zhì)儲量采出程度5.97%，可采儲量采出程度39.6%，剩余可采儲量10.5691萬噸，地質(zhì)儲量采油速度0.78%，可采儲量采油速度5.21%，剩余可采儲量采油速度8.63%，自然遞減率5.8%，含水上升率2.4%。累計虧空16.2134萬方，該塊目前主要靠彈性能量開采。

通過對該塊產(chǎn)能進行分級統(tǒng)計，可以很明顯看出來，鄭373井區(qū)油層動用不均衡，油層中部動用較好，砂體邊部動用較差。累采油量小于0.8萬噸的油井4口，主要是與鄭365斷塊相鄰的油井，原油粘度偏高，開發(fā)效果差；累采油量大于1.8萬噸的有三口井WZZ373、WZZ373-1、WZZ373-3，均為2003年投產(chǎn)老井。

三、鄭373塊存在問題

1.地層能量不足

（1）地層壓力下降沙一段油層溫度63-65℃，地溫梯度為3.1℃/100m；原始地層壓力11.3-11.9 MPa，壓力系數(shù)0.96，屬于常溫常壓系統(tǒng)。

鄭373井2003年5月新投時測壓11.76MPa，鄭373-1井2007年9月9日測壓10.504MPa，2010年該塊地層壓力9.932兆帕，2011年地層壓力9.92兆帕，2012年地層壓力7.602兆帕，2013年測得地層壓力7.421兆帕，斷塊地層壓力呈逐年下降趨勢。

（2）動液面下降

鄭373塊2008年投入開發(fā)，冷采投產(chǎn)。目前鄭373塊平均動液面905米，與投產(chǎn)初期（806米）相比動液面下降了99米。其中有7口井投產(chǎn)能量偏低，目前能量仍較低，2口井投產(chǎn)初期能量較高，目前地層能量下降快。經(jīng)過6年開采，目前該塊有9口井動液面都已在900m以下，地層能量天然不足。

（3）單井產(chǎn)能下降明顯

統(tǒng)計該塊油井10口（鄭373-7井高含水，未統(tǒng)計在內(nèi)），與投產(chǎn)初期相比，平均單井日液能力由13.7噸/天下降至7.6噸/天，下降了6.1噸/天；日油能力由10.0噸/天下降至3.8噸/天，下降了6.2噸/天，下降幅度大。

鄭373塊彈性開采，天然能量不足，日油能力下降明顯，斷塊整體開發(fā)效果變差。鄭373-7井投產(chǎn)高含水，由于該井構(gòu)造位置較低，鉆遇油層較差，只鉆遇S114層2層6.8米，油水同層。

四、鄭373塊轉(zhuǎn)換開發(fā)方式可行性分析

根據(jù)目前鄭373斷塊天然能量不足，地層能量下降、單井產(chǎn)能下降明顯的特點，當務(wù)之急是適時轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，及時補充斷塊地層能量，提高單井產(chǎn)能，從而提高斷塊整體開發(fā)水平。

1.注熱水開發(fā)

鄭373沙一段油藏整體評價原油粘度較低、油層較薄、單井控制儲量小，故選擇注熱水開發(fā)是基本合理的。

2008年鄭373沙一段產(chǎn)能建設(shè)方案實施后，因地面注水系統(tǒng)不配套，影響了油井轉(zhuǎn)注工作的開展，下步應盡快完善注水系統(tǒng)，并做好該塊油井轉(zhuǎn)注工作，注熱水（熱水溫度高于80度）開發(fā)，最大限度地提高油井產(chǎn)能。

2.蒸汽吞吐降壓開發(fā)

由于鄭373井區(qū)東南部與鄭365熱采區(qū)塊相鄰的4口油井原油粘度較高（原油粘度在8000 mPa·s左右），建議仍采用注蒸汽吞吐降壓開采。

兩種開發(fā)方案，可以優(yōu)選單井進行試驗，并根據(jù)試驗結(jié)果，最終選出最適合該井區(qū)特點的一種開發(fā)方式，全面提高鄭373井區(qū)整體開發(fā)水平。

五、風險分析

1.王莊油田目前無注熱水開發(fā)先例，鄭373井區(qū)注熱水開發(fā)存在一定風險，建議加強該井區(qū)注熱水配伍室內(nèi)實驗及現(xiàn)場注熱水試驗。

2.鄭373井區(qū)布井范圍油層碾平厚度只有3.87m，加之粘土礦物含量高、水敏性較強，注熱水開發(fā)能否成功存在一定的風險，需要提高注熱水質(zhì)量（溫度、配伍參數(shù)等指標）以改善開發(fā)效果。

結(jié)論

鄭373井區(qū)主體開發(fā)部位無邊、底水，只能依靠天然能量開發(fā)。根據(jù)鄭373塊目前開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題，可以明顯看出，適時轉(zhuǎn)換開發(fā)方式勢在必行。在地層能量持續(xù)下降，天然能量不足，油井單井產(chǎn)能急劇下降，沒有其它能量補充的情況下，只有依靠轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，增加地層能量，提高鄭373塊整體開發(fā)水平。

[1]王莊敏感性稠油油藏，石油大學出版社，2011.

[2]油田開發(fā)測井，孫建孟，中國石油大學出版社，2008.

[3]稠油熱采工藝，石油工業(yè)出版社，2007.