王皓 李潔 孫潤琪

【摘 要】高青油田高54區(qū)塊位于東營凹陷青城凸起的北部斜坡帶，屬于中-高滲、強水敏性普通稠油油藏。該塊沙一段儲層自2004年開發(fā)投產(chǎn)以來，采出程度不足5%，采油速度低、采出程度低。本文根據(jù)近年來對該塊沙一段地質(zhì)特征的研究和勘探試油試采的特征，在淺析了其儲層的地質(zhì)特征后，總結(jié)并分析了沙一段的開發(fā)現(xiàn)狀，如存在含水上升速度快、平均單井產(chǎn)能低、常規(guī)工藝開發(fā)效果差等問題。同時提出了下步工作的方向，為該塊沙一段下步開發(fā)調(diào)整提供參考。

【關(guān)鍵詞】高54區(qū)塊；沙一段；開發(fā)現(xiàn)狀；開發(fā)對策

一、區(qū)域背景概況

高54塊屬高青油田青城凸起的北部斜坡帶，位于高青油田北緣，高青大斷層西西側(cè)。區(qū)塊主要發(fā)育三套含油層系：館陶組、沙一段、沙三上。1993年上報石油地質(zhì)儲量176×104t。本次研究目的層段為沙一段，含油面積0.74km2，地質(zhì)儲量108×104t。區(qū)塊地層自下而上鉆遇孔店組、沙河街組、館陶組、明化鎮(zhèn)組，缺失東營組地層，其中沙河街組發(fā)育沙一段、沙三段、沙四段地層。本次研究目的層為沙一段，油藏深度1022m-1160m。

本區(qū)構(gòu)造相對簡單，區(qū)內(nèi)發(fā)育4條斷層，整體構(gòu)造呈南高北低、南緩北陡的兩個斷層夾持單斜構(gòu)造形態(tài)，沉積巖性為生物灰?guī)r、灰質(zhì)砂巖為主的生物灘沉積?？紫抖绕骄鶠?0.8%；滲透率平均為350×10-3μm2。據(jù)巖心物性分析，沙一段屬高孔、中-高滲儲層；且儲層碳酸鹽含量高，達55.4%。

高54塊沙一段油層原油屬普通稠油。具有密度大，粘度高，低含硫，低凝固點的特點。地面原油密度平均為0.9709g/cm3。50℃脫氣原油粘度平均2482mPa.s。含硫0.56%，凝固點-3.5℃。Cl-含量為9745mg/L，總礦化度為16592mg/L，水型為CaCl2型。高54塊沙一段油層溫度為55℃左右，溫度梯度3.3-3.5℃/100m，屬常溫系統(tǒng)。沙一段原始地層壓力10.31MPa，壓力系數(shù)1。目前地層壓力9.2MPa，壓力系數(shù)0.9，屬常壓系統(tǒng)。

二、開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題分析

高54區(qū)塊沙一段2004.1月投入開發(fā)，開發(fā)初期投產(chǎn)8口油井，投產(chǎn)初期平均單井日液水平3.3t/d、日油水平2.8t/d、含水17.6%，產(chǎn)能較高。2008.4月-11月進一步完善井網(wǎng)，新鉆油井5口，2014年8月末，熱投新井G54-斜20。截至2017年6月底，總油井14口，開油井數(shù)10口，平均單井日液水平3.6t/d、平均日油水平1.0t/d、綜合含水71.7%。

從區(qū)塊沙一段歷年開發(fā)曲線（圖1）來看，整體開發(fā)形勢表現(xiàn)為，隨著開井數(shù)的階段性增加，區(qū)塊日產(chǎn)液量、油量呈階段式上升后下降趨勢，綜合含水明顯上升，平均單井日產(chǎn)液水平、日產(chǎn)油水平一直維持在較低水平，區(qū)塊動液面初期下降較快，中后期相對較穩(wěn)定。

沙一段開發(fā)過程中存在的問題主要有：

（1）含水上升速度快、平均單井產(chǎn)能低

沙一段投產(chǎn)初期基本沒有無水采油期，且含水上升幅度較大，從初期的17.6%上升為目前的71.7%。從歷年開發(fā)曲線來看，該區(qū)塊投產(chǎn)初期平均單井產(chǎn)能2.8t/d，彈性開采1年后，平均單井產(chǎn)能已下降為1.6t/d，下降幅度較大，平均采油強度0.2t/（d·m）。分析認為，造成含水上升快、單井產(chǎn)能低的主要原因油稠，該層段原油粘度平均為2482mPa.s，油水流度比大，邊底水突破后流動，造成部分油井水淹嚴重。

（2）地層壓降小，采油速度低，采油難度大

沙一段油層?xùn)|西兩側(cè)受到大斷層封堵，受巖性和斷層的雙重控制，油藏處于半封閉狀態(tài)，油藏常溫常壓系統(tǒng)，具有一定天然能量，但邊底水不活躍。目的層原始地層壓力10.31MPa，目前9.2MPa，總壓降1.11MPa，折算每采出1%的地質(zhì)儲量壓降下降0.23MPa。動液面在780m左右，大部分油井供液不足，產(chǎn)量較低，原油難以采出。

（3）常規(guī)冷采開發(fā)效果差，采出程度低

高54區(qū)塊沙一段從2004年開發(fā)至今，大部分油井處于彈性冷采階段，整體表現(xiàn)為油井日產(chǎn)油量初期遞減快，油井產(chǎn)量和動液面一直維持較低水平。截至2017年6月，沙一段儲層采出程度僅為4.91%，開發(fā)效果較差。

（4）常規(guī)熱采工藝開發(fā)效果較差

從高54塊沙一段歷年蒸汽吞吐開發(fā)效果來看，注蒸汽后油井峰值產(chǎn)量較高，但產(chǎn)量下降快，含水上升快，平均周期累計產(chǎn)油350t，周期油汽比0.19，已低于極限經(jīng)濟油汽比，開發(fā)效果較差。

（5）局部井網(wǎng)不完善，部分儲量失控

由于高54塊沙一段油層平面發(fā)育差異大，中東部的G54-2—G54-1井區(qū)周圍儲量豐度大大高于其他含油區(qū)域。從目前井網(wǎng)來看，儲量豐度高、物性好的中東部儲層僅有高54-斜13井和高54-斜2井正常生產(chǎn)，而高54井、高54-8井、高54-1井由于工程或地質(zhì)因素相繼報廢，造成東部井網(wǎng)不完善、儲量失控。

三、下步措施研究

（1）完善開發(fā)井網(wǎng)，提高儲量動用率

從目前沙一段儲量井控程度來看，東部區(qū)域井網(wǎng)油井因工程或地面因素相繼報廢，造成儲量失控。為提高儲量動用率，認為可在沙一段有效厚度超過6m的東部區(qū)域增加6口熱采新井，西部區(qū)域增加3口熱采新井，完善開發(fā)井網(wǎng)（圖2）。

（2）東部物性好區(qū)域，推廣應(yīng)用DCS注汽工藝

根據(jù)高54塊沙一段平面凈毛比分布來看，平面差異很大，東部地區(qū)凈毛比較大，且東部區(qū)域物性較好，符合熱采條件，建議推廣應(yīng)用DCS注汽工藝。

典型井例——高54-斜20井：該井灰質(zhì)含量高、凈毛比低，僅為0.11；采用蒸汽吞吐工藝生產(chǎn)，峰值日油10.2t、周期日油水平6.4t，取得較好效果。

（3）西部區(qū)域，有針對性實施儲層改造措施

高54塊沙一段西部凈毛比和滲透率相對較低的區(qū)域，巖性以生物灰?guī)r和砂巖為主，直接冷采生產(chǎn)效果較差，但儲層改造效果顯著。高54塊沙一段西部有2口井進行了酸化試驗，措施后平均單井日油可達3.3t/d，累增油3653t，儲層改造效果較好。

四、結(jié)論與認識

（1）無配套開發(fā)工藝技術(shù)是影響高54區(qū)塊開發(fā)緩慢的主要因素，開發(fā)該區(qū)塊的關(guān)鍵是解決油稠、儲層能量弱及井筒滲流通道堵塞等問題，提高原油流動性；

（2）目前沙一段儲層采出程度低僅為4.91%，井間剩余油較為富集，應(yīng)完善開發(fā)井網(wǎng)，提高儲量動用程度；

（3）針對稠油油藏開發(fā)，通過采用防膨等油層保護技術(shù)已有成功開發(fā)的經(jīng)驗，考慮區(qū)塊的開發(fā)投資與效益問題，下步可嘗試對高54區(qū)塊沙一段部分井進行儲層改造。

【參考文獻】

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