《稠油油藏注蒸汽开发方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《稠油油藏注蒸汽开发方案.doc（59页珍藏版）》请在三一文库上搜索。
1、稠油油藏注蒸汽开发方案55目 录概况一、油藏地质研究（一）地层特征（二）构造特征（三）储层特征（四）流体性质（五）油水分布及油藏类型（六）储量计算二、试油成果及开发可行性分析（一）试油试采分析（二）热采可行性评价（三）水平井可行性评价三、开发经济技术界限研究（一）经济界限研究（二）模型建立（三）技术界限研究四、油藏工程设计附 图 目 录附图1-1 ZZ区块C27-斜77井C45-77井对比剖面图（东西向）附图1-2 ZZ区块C315-2井C39-斜75井对比剖面图（南北向）附图1-3 XX油田C373块Ng下12-1与Ng下12-2砂体间隔层分布图附图1-4 XX油田C373块Ng下12-2与
2、Ng下13-1砂体间隔层分布图附图1-5 XX油田C373块Ng下12-1砂体顶面构造图附图1-6 XX油田C373块Ng下12-2砂体顶面构造图附图1-7 XX油田C373块Ng下13-2砂体顶面构造图附图1-8 XX油田C373块Ng下21-1砂体顶面构造图附图1-9 XX油田C373块Ng下21-3砂体顶面构造图附图1-10 XX油田C373块Ng下12-1砂体厚度等值图附图1-11 XX油田C373块Ng下12-2砂体厚度等值图附图1-12 XX油田C373块Ng下13-1砂体厚度等值图附图1-13 XX油田C373块Ng下13-2砂体厚度等值图附图1-14 XX油田C373块Ng下2
3、1-2砂体厚度等值图附图1-15 XX油田C373块Ng下12-1有效厚度等值图附图1-16 XX油田C373块Ng下12-2有效厚度等值图附图1-17 XX油田C373块Ng下13-1有效厚度等值图附图1-18 XX油田C373块Ng下13-2有效厚度等值图附图1-19 XX油田C373块Ng下14有效厚度等值图附图1-20 XX油田C373块Ng下21-1有效厚度等值图附图1-21 XX油田C373块Ng下21-2有效厚度等值图附图1-22 XX油田C373块Ng下21-3有效厚度等值图附图1-23 XX油田C373块Ng下22有效厚度等值图附图1-24 XX油田C373块Ng下23有效厚
4、度等值图附图1-25 ZZ区块C27-斜77井C45-77井油藏剖面图（东西向）附图1-26 ZZ区块C315-2井C39-斜75井油藏剖面图（南北向）附图2-1 C315-2井采油曲线附图2-2 C35-x79井采油曲线附图2-3 C376井采油曲线附图2-4 C373-平1井采油曲线附图2-5 C376井原油粘温曲线附图3-1 C37-x77井数模拟合情况附图3-2 直井在不同有效厚度下累积采油量关系曲线附图3-3 热采井单井日产油量与注汽强度关系附图3-4 水平井在不同有效厚度下累积采油量关系曲线附图3-5 水平井注汽强度与油汽比、采出程度关系曲线附图4-1 ZZ区块水平井-水平井方案N
5、g下12-1井位部署图附图4-2 ZZ区块水平井-水平井方案Ng下12-2井位部署图附图4-3 ZZ区块水平井-水平井方案Ng下13-1井位部署图附图4-4 ZZ区块水平井-水平井方案Ng下13-2井位部署图附图4-5 ZZ区块水平井-水平井方案Ng下21-1井位部署图附图4-6 ZZ区块水平井-水平井方案Ng下21-2井位部署图附图4-7 ZZ区块水平井-水平井方案Ng下21-3井位部署图附图4-8 ZZ区块水平井-水平井方案馆下段井位部署图附图4-9 ZZ区块水平井-直井方案馆下段井位部署图概况（一）区域地质简况XX油田位于W省D市L县C庄镇以北约2km，区域构造位于C家庄凸起的中部。C家
6、庄凸起呈东西走向，横亘于KK坳陷中部，北临HH凹陷，南与DD凹陷相连，东接HHDD凸起，西与WW凸起相望(图0-1)。图0-1 C家庄地区区域构造位置图XX油田1973年钻探C7井（发现井），获日产4.7t的工业油流，由此揭开了XX油田勘探和开发的序幕。历经多年的勘探开发，先后发现和探明了C家庄主体C25块、C21-33块、C40块和C373块，发现有馆陶组、东营组、沙一段、奥陶系等多套含油层系，形成披覆构造油藏、地层超覆油藏、岩性构造油藏等多种类型油藏。截至2005年底，XX油田累积上报探明含油面积29.99km2，探明石油地质储量4740.39104t。本次方案区ZZ区块紧邻C373块，位
7、于其南部扩边区域。（二）ZZ区块方案区情况2006年编制C373方案时，南部ZZ区块由于试油试采井数少，储量控制程度低，原油粘度高（当时认为是超稠油），2006年方案未部署，随着ZZ区块开发准备井的投入，以及试油试采资料的增加，目前ZZ区块具备了编制方案的基础，主要体现为：1、原油粘度较以前认识变低随着2006年方案井的投产以及ZZ区块试采资料的增加，对ZZ区块原油物性取得了新的认识。原来认为是超稠油区的ZZ区块，通过对多口井的多次原油粘度分析化验，现在认为粘度范围在2000050000mPa.s左右，为特稠油。2、具有一定储量规模2006年方案设计时，C373块投产井数较少，对储层的认识还有
8、一定的局限性。为加快ZZ区块开发，2007年部署了12口开发准备井，对该区油藏的储层展布特征有了进一步认识，南部含油边界有所扩大，储层厚度比预测增大。ZZ区块方案区未动用储量为431.86104t，具备动用的物质基础。3、ZZ区块具备方案编制资料条件截至到目前，ZZ区块方案区已完钻各类井14口，其中探井2口，开发井12口。其中取芯井为C378井，取芯层位为馆下段1、2砂组，该井取芯进尺27.38m，收获率89.1，油砂长2.38m，其中油浸芯长2.11m，油斑芯长为0.27m。该井各类分析化验资料一共66块样品，样品数较少。在储层微观特征、储层物性等方面的研究过程主要依据北部相邻的取芯井C31
9、-75井，同时借鉴了C372井及C311井的部分分析化验资料。ZZ区块试油井有2口，分别是3C376和C378井；试采井有3口，包括C376、C315-2、C35-X79井，均为常规试采。一、油藏地质研究图1-1 C地区综合柱状图（一）地层特征1区域地层特征C家庄凸起带自下而上钻遇的地层有太古界、古生界、中生界、下第三系沙一段、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系（图1-1）。区内发育两个大的不整合面，由下而上第一个不整合面为前第三系顶面不整合，第二个为上、下第三系之间的不整合。上第三系馆陶组在古地形之上继承性沉积，由北向南层层超覆，将低部位填平以后，最终披覆于潜山之上。2地层对比与划分（
10、1）区域地层划分本区馆陶组分为馆下段和馆上段。馆下段是本区主力含油层，为一套灰色、白色块状砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩及中、细砂岩夹灰褐色、紫红色泥岩的岩石组合，自下而上砂砾岩岩性变细，顶部泥岩较发育，最厚可达30m。馆上段为一套砂泥岩组合，也表现为正旋回沉积特征。明化镇组至第四系覆盖全区。馆下段总体上呈下粗上细,自下而上具有砂砾岩含量逐渐降低、泥岩含量逐渐升高的变化趋势。依据岩、电性组合特征及沉积旋回性，并结合地震资料，将馆下段自下而上划分为五个砂组。V砂组：地层厚度070m，C4潜山带地层超覆线为1330m。受古地貌控制，沟谷处地层厚度大，并向C23、C4潜山高部位超覆减薄尖灭。岩石组合以灰色
11、及浅灰色砾状砂岩、含砾砂岩、细砾岩为主，夹薄层灰色砂质泥岩、灰质泥岩、泥岩。砾岩含量较高，砾径14mm。砂砾岩单层厚度大，泥岩隔层不发育，砂砾岩含量一般大于90，仅C7井区泥岩较厚，占地层厚度的40。IV-III砂组：地层厚度035m，C4潜山带地层超覆线为1300m左右。地层及储层发育受古地貌影响减弱。岩石组合以砂岩、含砾砂岩、中砂岩、粉细砂岩为主，夹薄层泥岩、灰质砂岩和泥质粉砂岩。砾径13mm，砂砾岩含量占80以上。III砂组：地层厚度060m，C4潜山带地层超覆线为1280m，其中II砂组地层厚度15m，岩石组合为中、细砂岩、含砾砂岩与泥岩、泥质粉砂岩互层，砂岩平均含量60左右；I砂组地
12、层厚度4.2m；油水同层：3.54.2m；感应电阻率：油层：4.2m，油水同层：3.54.2m；（2）油水界面确定图1-14 C373块馆下段油层划分电性标准根据C373块180余口完钻井的小层对比结果,参考构造特征，确定了C373块各小层油水边界（表1-8）。不同小层油水界面不同，油水界面范围-1218-1174m，为层状油藏。（3）油水分布各小层发育多条河道，每个河道砂体具有独立的油水系统。通过对本区馆下段含油小层油、水分布特点分析，含油范围主要受砂体展布和构造控制。由于ZZ区块位于相对构造高部位，距离油水界面较远，含油河道多数为纯油区（附图1-15附图1-24）。ZZ区块方案区内7个含油
13、小层中主力含油小层有4个，分别为：Ng下12-2、Ng下13-2、Ng下21-2、Ng下21-3。（1）Ng下12-2含油范围相对北部有所扩大，主要分布在工区西部，油层厚度一般在26m，厚度较大区域集中在C315-2井北部，一般在4m以上。C33-斜83井区位于河道侧缘，向该区域油层厚度逐渐减薄。（2）Ng下13-2含油范围较大，主要分布在工区东部，油层厚度一般在28m，大于4m的范围主要分布在C29-斜81井C33-斜83井一线以北区域。厚度中心位于C376井区附近，可以达到8m。向河道两侧以及南部，有效厚度逐渐减薄。（3）Ng下21-2含油范围分布在两条河道，工区西部的河道含油较小，有效厚
14、度较薄，为02m。工区东部的河道有效含油范围较大，厚度一般24m，在C315-2井以北区域有效厚度在4m以上。（4）Ng下21-3在所有含油小层中含油范围最大，几乎覆盖整个工区。分为东西两个厚度中心。东部厚度中心位于C315-2井区，有效厚度在4m左右。西部厚度中心在C29-83井区附近，有效厚度在8m左右。表1-8 C373块Ng下含油小层油水界面选取依据表2油藏类型从油藏剖面图上看出（附图1-25、附图1-26），ZZ区块馆下段油层主要分布在I、II砂层组内。综合分析认为，ZZ区块馆下段油藏类型为层状构造-岩性稠油油藏。（六）储量计算1储量计算参数（1）储量计算单元依据ZZ区块油藏特征，平
15、面上作为一个计算单元，纵向上依据含油小层共划分7个计算单元。（2）含油面积研究区北界以C家庄C373块2006年方案区南部井排外推半个井距为界，东西两侧以砂体尖灭线为界，南部外推一个井距为界。对各小层含油面积的圈定考虑油水关系，并结合沉积相圈定单层含油面积。7个含油小层叠合含油面积3.26km2。（3）有效厚度选值采用面积权衡法求取有效厚度，ZZ区块馆下段叠合平均有效厚度为7.8m。（4）单储系数选值根据岩心分析和测井解释的储层物性参数，经压实校正后，不同小层选值不同（表1-9）：孔隙度：取值31%33%；含油饱和度：取值52%55%；单储系数：16.418.5104t/km2m。（5）地面原
16、油密度通过对26口井原油密度分析，原油密度范围1.00111.0429g/cm3，平均1.0204g/cm3，取值1.0204g/cm3。（6）原油体积系数沿用了计算探明储量时所用参数，体积系数选值1.0。2储量计算结果采用容积法对7个含油小层的储量进行计算，叠合含油面积3.26km2，石油地质储量431.86104t（表1-9）。四个主力小层的储量为348.04104t，占总储量的81。表1-9 ZZ区块馆下段储量计算表二、试油成果及开发可行性分析（一） 试油试采分析1、常规试油获得工业油流ZZ区块方案区试油井有3口，分别为C376、C315-2井和C378井（表2-1）。C376井于200
17、0年10月20日对Ng下21-2小层进行常规试油，试油井段12451248m，1层3m，日产油0.8t/d，日产液19.9m3/d，含水95.9，累积采油6.7t，累积采水171m3；2000年11月15日又对上部的Ng下132小层进行常规试油，试油井段1226.31233m，1层6.4m，日产油4.02t/d，日产液10.6m3/d，含水62.2，累积采油59.2t，累积采水47.5m3。C315-2井于2004年7月20日对Ng下21+2小层进行常规试油，试油井段1237.41247m，2层8.6m。日产油0.75t/d，日产液13.25m3/d，含水94.3。经水性分析证实，该层与上部水
18、层发生水窜，累积采油16.1t，累积采水144m3；2004年9月2日又对下部的Ng下122小层进行常规试油，试油井段1206.11213.5m，1层5.0m。日产油3.84t/d，日产液10.6m3/d，含水63.7，累积采油64t，累积采水110m3。C378井于2001年1月24日对Ng下212小层进行常规试油，该井50地面脱气原油粘度11783mPas，试油井段1251.61253.1m，1层1.0m。该井由于管外窜，试油阶段含水高达99，日产油0.32t/d，日产液99.42m3/d，累积采油2.12t，累积采水252m3，该井于2001年3月4日关井至今。表2-1 ZZ区块试油成果
19、表2、常规试采产能低、含水高方案区试采井有4口，其中C376、C315-2、C35-X79井，均为常规试采，电热杆求产，试采层位为Ng下12、Ng下132、Ng下14三个主力小层（表2-2）。 C315-2井于2004年11月5日试采Ng下12小层，1层4m。投产初期日产油量为2.6t/d，含水62.3。转热采前日产油量为2.7t/d，日产液12.5m3/d，含水78，累积采油1725t，累积采水4852m3。该井于2007年7月9日注汽，累积注汽1302m3,于2007年7月20日投入热采，峰值油量4.5t，热采140天，累油185t（附图2-1）。受地面因素影响，生产不正常，目前停产。C3
20、5-X79井于2005年12月9日试采Ng下132、14小层，2层7.6m。投产初期日产油量为3.4t/d，含水63.3。目前该井日产油量为1.4t/d，日产液14.2m3/d，含水80.2，累积采油1261t，累积采水5481m3。该井于2007年12月2日注汽，周期注汽1725m3。2008年1月8日开井热采，峰值油量7.8t/d，平均日油6.9t，日液50t/d，含水85。该井后期杆卡停产，截止到2008.1.20日，累油83t，累积采水581m3（附图2-2）。通过热采，该井产能得到了一定的提高。C376井于2005年7月15日对Ng下132小层进行常规试采，1层6.4m。投产初期日产
21、油量在1.7t/d，含水55，目前该井由于供液不足关井。关井前日产油量为0.56t/d，日产液1.96m3/d，含水71，累积采油863t，累积采水1739m3（附图2-3）。由于方案区原油粘度较大，常规投产产能低。3口试采井投产初期的平均单井日产油量为2.6t/d，平均单井的日油能力仅为1.89t/d。根据试采井生产数据，反映出本块常规试采含水高的特点。3口常规试采井投产初期的平均含水在60.2左右，无低含水阶段，目前的平均含水也在76.4左右。利用数模对单井效果进行拟合，从拟合结果看，层内含有约2-4左右的自由水。综合分析认为，本块为低含油饱和度油藏，含油饱和度为52%55%；且本块原油粘度大，油、水粘度比大，地层水较原油容易流动，导致投产井生产初期均含水，这也和C373主体试采特征相一致。