姚穎

摘 要：曙一區(qū)杜813興隆臺(tái)含油面積2.22km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1712×104t。是超稠油主力開發(fā)區(qū)塊，目前總井?dāng)?shù)316口，年產(chǎn)油27×104t，處于蒸汽吞吐開發(fā)中后期，區(qū)塊產(chǎn)能迅速降低，選取接替技術(shù)可有效地改善老油田開發(fā)效果，從而進(jìn)一步提高老油田采收率，其中蒸汽驅(qū)是目前稠油較為成熟的開發(fā)方式。

關(guān)鍵詞：儲(chǔ)層；周期規(guī)律；動(dòng)用程度；蒸汽驅(qū)

1 地質(zhì)概況

曙光油田杜813塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，曙一區(qū)南部。區(qū)塊北接杜84塊，西鄰杜212塊，東與杜80 塊相接。區(qū)塊開發(fā)目的層為興隆臺(tái)油層，含油面積2.22km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1712×104t，標(biāo)定采收率19.1%，可采儲(chǔ)量327×104t 。

1.1 構(gòu)造特征

總體構(gòu)造形態(tài)為一向南東傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角3～5°，油藏埋深760-930m。全區(qū)共發(fā)育斷層3條，其中Ⅲ級(jí)斷層1條，Ⅳ級(jí)斷層2條；

Ⅲ級(jí)斷層：杜65屬同沉積斷層，控制曙一區(qū)興隆臺(tái)油層的構(gòu)造、沉積及超稠油的分布；Ⅳ級(jí)斷層：杜79斷層斷距較小，為分塊斷層，形成不同斷塊并控制沉積；杜206斷距小，延伸長(zhǎng)度短，起到復(fù)雜斷塊作用，控制塊內(nèi)油水分布。

1.2 沉積特征

區(qū)塊為扇三角洲前緣亞相沉積，沉積微相類型主要有水下分流河道、河道間、河口砂壩、前緣薄層砂等微相。物源主要來(lái)自北部和西部。

1.3 儲(chǔ)層特征

儲(chǔ)層砂體發(fā)育好，巖性粗，成熟度低，儲(chǔ)集空間以原生粒間孔為主，儲(chǔ)層物性好。砂巖厚度一般為40～120m，靠近物源區(qū)砂巖厚度大，砂地比高。北部物源好于西部物源。區(qū)塊主要發(fā)育興Ⅱ 、興Ⅲ組儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖性主要為含礫砂巖、不等粒砂巖、中細(xì)砂巖和粉砂巖，以不等粒砂巖為主，粒度中值0.26mm，分選系數(shù)1.87，泥質(zhì)含量10.6%，膠結(jié)類型主要以孔隙式為主，膠結(jié)物主要為泥質(zhì)。

1.4 油藏特征

杜813塊興隆臺(tái)油層埋藏深度在760～930m，含油井段一般為40～110m。縱向上可分為5個(gè)油層組，其中興Ⅰ為水層；興Ⅱ組及興Ⅲ組油層較為發(fā)育，油層厚度分別為18.8m、10.2m；興Ⅳ零星發(fā)育；興Ⅵ組僅在斷塊北部發(fā)育。 興Ⅱ組為純油藏，興Ⅲ、興Ⅵ組為邊底水油藏，油水界面-910～-940m。

原油性質(zhì)為超稠油，具有“四高一低”的特點(diǎn)：原油密度高，20℃時(shí)原油密度為1.0098g/cm3；原油粘度高，50℃時(shí)原油粘度為165405MPa.s；凝固點(diǎn)高，為26.1℃；膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高，為50.98%；含蠟量低，為2.298%。

原始地層溫度為39.0℃，地溫梯度為3.3℃/100m。原始?jí)毫?.5～9.4MPa，壓力系數(shù)為0.98。

2 蒸汽吞吐效果評(píng)價(jià)

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

杜813塊1997年試采，2002年開始采用一套開發(fā)層系，在北部油層厚度大于50m區(qū)域采用70m井距，油層厚度在20-50m范圍采用100m井距正方形井網(wǎng)滾動(dòng)開發(fā)，目前共投產(chǎn)直井279口。2004年開始采用直-平組合式井網(wǎng)開發(fā)，共投產(chǎn)水平井37口。截止2017年底，區(qū)塊共有油井316口，開井216口，日產(chǎn)油737t，平均單井日產(chǎn)3.4t，年產(chǎn)油26.9×104t，采油速度1.57%，采出程度21.5%，累積油汽比0.35。

2.2 壓力變化

直井：原始?jí)毫ο禂?shù)0.98，目前壓力系數(shù)0.24，下降0.74，已處于蒸汽吞吐開發(fā)中后期。水平井：原始?jí)毫ο禂?shù)0.75，目前壓力系數(shù)0.23，下降0.52。

2.3 周期規(guī)律

周期間產(chǎn)油量、油汽比1-5周期上升，5-10周期平穩(wěn)，11周期后開始下降，整體呈“拋物線”型變化。

2.4 動(dòng)用程度

直井：杜813塊儲(chǔ)層為高孔高滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層吸汽狀況總體較好，根據(jù)吸汽剖面統(tǒng)計(jì)結(jié)果，區(qū)塊強(qiáng)占57.9%，中等吸汽占27.9%，不吸汽占14.2%，并且在縱向上主要表現(xiàn)為上部1/3-1/2的油層吸汽好，下部油層相對(duì)較差。

井間水平井：投產(chǎn)前地層平均溫度在42℃，接近原始溫度。吞吐數(shù)輪后，根據(jù)井溫資料水平井水平段受到層內(nèi)非均質(zhì)、汽竄等影響，動(dòng)用不均矛盾較突出，目前低動(dòng)用段占到38%。

杜813塊北部70m井距油層有效厚度大，發(fā)育Ⅵ組，動(dòng)用較好，采出較高，中南部100m井距平面動(dòng)用差異較大，特別是南部區(qū)域受出砂影響，動(dòng)用較差。

2.5 轉(zhuǎn)驅(qū)條件

杜813興隆臺(tái)塊與總公司、遼河油田蒸汽驅(qū)地質(zhì)參數(shù)對(duì)照表

杜813興隆臺(tái)油藏發(fā)育基本適合實(shí)施蒸汽驅(qū)的條件。

2.6 初步井網(wǎng)規(guī)劃

根據(jù)區(qū)塊井網(wǎng)規(guī)劃及目前采出狀況，建議優(yōu)先選擇北部70m井網(wǎng)區(qū)域規(guī)劃轉(zhuǎn)驅(qū)實(shí)驗(yàn)井組，初步規(guī)劃轉(zhuǎn)驅(qū)井組4個(gè)反9點(diǎn)法注汽，區(qū)域含油面積0.12km2，地質(zhì)儲(chǔ)量107.6萬(wàn)噸，采出程度37.4%。

3 結(jié)論和認(rèn)識(shí)

①杜813蒸汽吞吐后期效果逐漸變差，潛力有限，要開展方式轉(zhuǎn)換；②杜813興隆臺(tái)油藏發(fā)育基本適合實(shí)施蒸汽驅(qū)的條件。

參考文獻(xiàn)：

[1]余高偉，王先禮.蒸汽驅(qū)在稠油油藏的應(yīng)用[J].油氣地質(zhì)及采收率，2001.