稠油油藏注蒸汽开发方案

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4740.39×104t。本次方案区zz区块紧邻c

7、373块，位于其南部扩边区域。（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

8、层的认识还有一定的局限性。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431.86×104t，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

9、据北部相邻的取芯井c31-75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

10、之上。2地层对比与划分（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

11、减薄尖灭。岩石组合以灰色及浅灰色砾状砂岩、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

12、，砂岩平均含量60左右；i砂组地层厚度<45m，岩石组合为紫红色、绿灰色、灰色泥岩与中、细砂岩互层。该砂组与下伏的几个砂组明显不同的是：泥岩含量显著增大，大于50，尤其是上部发育1030m比较稳定的泥岩盖层。油层平面上分布稳定而且范围较大。总体而言，馆下段受古地貌沉积背景影响，由v至i砂组向潜山主峰呈超覆式沉积，沉积范围越来越大。（2）zz区块小层对比与划分xx油田c373块含油层位为馆下段，其与前第三系地层呈不整合接触。据区域地质研究成果，本区馆下段划分为5个砂层组。在砂层组划分的基础上，进一步对小层进行精细对比。在小层精细对比中，主要考虑岩性组合特点、沉积韵律性、电性特征及隔夹层分布

13、等，同时由于本区馆下段为河流相沉积，因而采用等高程对比法进行对比。zz区块方案区紧邻c373块，两者为同一沉积体系，地层划分、储层特征等相一致。但由于c373块的总体构造形态为南东向北西倾没的单斜构造，而方案区位于南部构造高部位，故馆下段往往发育不全，通常只发育三砂组以上的地层（附图1-1、附图1-2）。通过对c373块所有完钻井进行统层对比，将i砂组细分为13个小层，确定本次方案区的含油层位为i、ii砂层组，其中含油小层为7个（表1-1）。表1-1 xx油田zz区块含油小层划分表段砂层组小层单砂体含油小层馆下段i12123124ii11232312合 计1373隔层分布本区目的层为河流相沉积

14、，同一小层内往往发育多条河道，各河道砂体呈条带状分布。不同小层砂体由于沉积时期的差异，河道侧向迁移，使得两个相邻小层间只有部分砂体叠合，因而各小层之间隔层不论厚度或平面展布变化都比较大，厚度变化范围0.66m，局部具有连通区（附图1-3附图1-4）。方案区内各小层之间隔层总体比较发育，除ng下12-1与ng下12-2、ng下12-2与ng下13-1以及ng下21-2与ng下21-3砂体间局部由于河道下切增厚等原因形成上下连通外，其余小层间均有比较稳定的隔层分布，一般25m。ng下12-1与ng下12-2之间的隔层厚度为06m，其中c376井区隔层厚度较大，在5m以上；c35斜79井区为局部连通

15、区，向c315-2井区隔层厚度逐渐增大。ng下12-2与ng下13-1砂体间隔层厚度多数为13m，c43-斜81井区附近为局部连通区域。（二）构造特征1区域构造背景c家庄凸起具双层结构特征，基底层由前第三系组成，披覆层由第三、第四系组成。凸起主体受长期的风化剥蚀及构造运动的改造，基岩顶面起伏不平，特别是罗西断层对c家庄凸起前第三系分布及古地貌的形态有着重要的控制作用。罗西断层晚侏罗世早白垩世开始活动，古新世始新世早期活动逐渐停止，在c家庄凸起中部形成一北北西向的断沟。批覆于基岩之上的第三系在一定程度上继承了基岩的构造特征，因此基岩的断裂系统及构造形态对第三系储层的发育状况及其成藏条件具有一定的

16、控制作用。c373块位于xx油田南部，从基岩顶面构造图(图1-2)上可以看出，该区域前第三系顶面构造为一北西向的沟谷形态，类似现代河流沉积的河谷，多期河道砂体纵向上叠置，平面上交织，形成了c373块馆下段纵向上含油层位多，平面上油水关系复杂的层状构造岩性稠油油藏。2断裂系统三维地震资料显示，c373块馆下段构造比较平缓，没有大的断层发育。图1-2 c373块基岩顶面构造图在zz区块方案区内没有断层发育。3构造形态c373块馆下段总体构造形态为由南东向北西倾没的单斜构造，油藏顶面埋深11901250m，地层倾角2°3°，各小层顶面构造形态纵向上具有继承性（附图1-5附图1-9

17、）。本次方案区位于构造高部位，油藏顶面埋深11901200m，构造平缓。c27-斜77井区受古地形影响，为一小型鼻状构造；沿c31-斜77井为一南北向小型负向构造。（三）储层特征1沉积特征（1）岩性及沉积构造据对岩心观察，目的层岩性以中、细砂岩为主，其次为含砾砂岩。见有平行层理、板状交错层理、波状交错层理等，底部见有冲刷面。反映河流相沉积环境特征。（2）岩石学特征根据c31-75井岩石组分分析资料，岩石中石英含量37%41%，平均为39%，长石含量31%34%，平均为32%，岩屑含量为27%31%，平均为29%。总体反映岩石成分成熟度较低，为近源沉积。（3）粒度特征粒度中值范围0.120.83

18、mm，平均0.39mm，胶结疏松，分选系数1.32.0，平均1.55，磨圆度为次棱角状，以颗粒方式支撑，接触关系为点接触，胶结方式以孔-接式胶结为主；粒度概率图表现为二段式特征，以跳跃总体为主，含量80%以上。跳跃总体与悬浮总体的截点在1.52.5之间（图1-3）；c-m图：以op、pq、qr段较发育（图1-4），反映沉积物以滚动搬运和悬浮搬运为主，表现为河流相沉积特点。图1-3 c372井ng下22粒度概率曲线图1-4 zz区块ng下沉积物c -m图（4）砂体平面分布形态通过综合分析，c373块馆下段为河流相沉积，各砂体平面分布形态以条带状为主，物源主要来自南东方向。对砂体边界的确定遵循2个

19、原则：以沉积相（河流相）观点为基础圈定砂体边界；以油水关系指导砂体边界的确定。总体来讲，各小层砂体厚度较薄，一般28m，砂体延伸方向主要为南东北西向。同一小层往往存在多条条带状砂体，砂体厚度从河道中心向两侧逐渐减薄（附图1-10附图1-14）。zz区块方案区内各小层储层展布如下：（1）ng下12-1分为东西两个河道，砂体厚度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。东部的河道厚度中心在c43-斜81经附近，厚度在6m左右。与北部相比总体上砂体厚度变化不大。（2）ng下12-2砂体分布范围主要集中在东部，厚度一般在4m以上，西部河道砂体厚度较薄，在2m左右。

20、厚度中心主要集中在c33-斜83及c315-2井区，厚度6m左右。与北部相比砂体厚度有增大趋势。（3）ng下13-1在方案区西部河道厚度较薄，一般在2m左右，东部河道在c315-2井及c48-斜80井区存在两个厚度中心，砂体厚度在4m以上，但总体来砂体厚度不大，平均厚度在3m左右。与北部相比砂体连片范围变大。（4）ng下13-2在方案区内分为两个河道，西侧的河道砂体厚度较大，一般46m，厚度较大区域主要分布在c29-斜81井以北区域以及c31-斜85井区附近，厚度在6m以上。东部的河道砂体厚度一般24m，厚度中心位于c315-2井及c378、c379井附近，厚度在4m以上。与北部相比砂体厚度略

21、有减小。（5）ng下21-2在方案区内发育有三条河道，最东侧河道砂体厚度较薄，一般24m，其余两条河道砂体厚度一般46m。在c33-斜83井区及c43-斜81井区附近存在两个厚度中心，砂体厚度在6m以上。与北部相比总体上砂体厚度变化不大2储层物性（1）岩心分析的储层物性统计zz区块c31-75井岩芯物性分析的样品数为116块，层位从ng下13-1ng下22。但由于储层岩性疏松，分析的储层物性偏大，因此，从中筛选比较可靠的数据进行统计。据对54块岩心样品分析的孔隙度值统计，孔隙度一般31%46%，平均38%，对35块岩心样品分析的渗透率值统计，渗透率一般10006000×10-3m2，

22、平均3400×10-3m2，属于高孔、高渗储层（表1-2）。（2）储层物性参数测井解释孔隙度解释模式利用xx油田5口井的21层资料建立的声波时差与岩心孔隙度关系式（图1-5）:=0.1508t-24.2023r=0.85表1-2 c31-75井岩芯分析物性统计表图1-5 xx油田声波时差与孔隙度图版渗透率解释模式由于本区馆下段储层岩性为疏松砂岩储层，取心井没有进行保形取心，岩芯分析的储层孔隙度、渗透率值普遍偏大，因此在建立储层孔隙度与渗透率关系时，筛选了相关性比较好的41块样品分析的储层物性参数回归了渗透率计算公式：k=6.4651e0.1705r=0.90含油饱和度解释模式利用c3

23、72井5块馆下段岩电实验结果建立含水饱和度经验公式：lgsw=0.3954lgrw-0.871lg-0.3954lgrt-0.2013 地层水电阻率用水分析资料计算取得，取平均值0.2252·m.（3）储层非均质性在建立了储层测井解释模型基础上，筛选了18口井对馆下段iiii砂层组12个小层进行了测井二次解释。据统计，储层为高孔、高渗储层，各小层储层物性具有以下特点：储层平均孔隙度一般31%34%，平均渗透率一般15002100×10-3m2。储层纵向上具有非均质性（图1-6），ii砂层组物性最好，其次为i砂层组，iii砂层组物性相对较差。3储层敏感性自生粘土矿物对储层有一

24、定影响，它常与碳酸盐胶结物一起使储层物性变差。zz区块馆下段粘土矿物含量在5%11%，平均含量8%。粘土矿物成分见表1-3。表1-3 c31-75井块馆下段粘土矿物组分统计表层 位样品块数粘土矿物含量%粘土矿物组分相对含量,%伊/蒙间层伊利石高岭石绿泥石混层比ng下13-11858727875ng下13-2288348668ng下21-11877412770ng下21-22858529968ng下21-311176613570ng下224760528771范 围5114283377464106575平 均867521770根据统计，粘土矿物中伊/蒙混层含量较高，平均含量67%。其次高岭石，平均

25、含量为21%，伊利石含量为5，绿泥石含量为7%。伊/蒙混层含量高，达到67。c31-75井在1223.301258.90m井段取样品18块进行了储层敏感性评价试验。速敏性分析岩样的速敏实验表明，随着注入速度的增大，渗透率略为增大，为非速敏（图1-7）。图1-7 c31-75井速敏实验曲线水敏性分析实验表明，储层具有弱水敏特性（图1-8），当注入水由标准盐水改为蒸馏水时，渗透率变化不大。图1-8 c31-75井水敏实验曲线酸敏性分析实验表明储层具有中等偏强酸敏（图1-9）。当对储层进行反注酸时，渗透率下降较大，停止注酸后，储层渗透率有所回升。图1-9 c31-75井酸敏实验曲线盐敏性分析盐敏实验

26、结果，临界矿化度为2335mg/l，属于弱盐敏（图1-10），反映水矿化度小于9861mg/l时，随着矿化度的降低，渗透率减小。碱敏性分析碱敏性分析主要是评价碱性工作液与与储层岩石或储集层液体的接触，反应形成不溶物，造成对储层的伤害程度。实验表现储层具有中等偏弱碱敏性质（图1-11）。图1-10 c31-75井盐敏实验曲线图1-11 c31-75井碱敏实验曲线综上分析，zz区块馆下段南区储层具有无速敏、弱水敏、中等偏强酸敏、弱盐敏和中等偏弱碱敏特性。4储层微观孔隙结构特征（1）孔隙类型对c31-75井选取了11块样品进行扫描电镜分析，主要包括以下三种孔隙类型（表1-4）：粒间孔隙：主要是原生孔

27、隙和改造后的次生孔隙，一般10250m。溶蚀孔隙：包括格架颗粒溶蚀孔和碎屑颗粒部分被溶蚀所形成的粒内蚀孔隙。晶间微孔隙：既有原生微孔隙，又有次生微孔隙，孔径2m10m。表1-4c31-75井岩样品扫描电镜分析层 位样品孔 隙 特 征块数粒间孔m喉道m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）孔喉分布特征岩石铸体薄片孔隙特征通过选取c372井的4块样品进行岩石铸体薄片孔隙分析（表1-5），具有以下特点：面孔率较高，一般在20%以

28、上；平均孔隙半径较大，大于120m；平均孔喉比大于5；平均配位数大于3；平均形状因子较低，反映孔隙接近圆形的程度较低。表1-5 c372井馆下段岩石铸体薄片孔隙结构参数（图象分析）序号样品号层位孔隙总数面孔率%平均孔隙半径m平均比表面m-1平均形状因子平均孔喉比平均配位数均质系数分选系数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压汞法分析孔喉分布特征a.毛管压力曲线形态：曲线具有明显的平台，排驱压力小，一般0.00780.0126mpa，反映孔隙连通性好（图1-12）。b.压汞法孔隙结构参数压汞资料反映储集层孔隙连通喉道大小、分布状况以及相应喉道所连通的孔隙总体积的多少。本区利用c372井取样对储层孔隙结构进行了分析（表1-6）。从表中可以看出，本区储层孔隙结构具有以下特点：图1-12 c31-75井压汞法毛管压力曲线（a）最大孔喉半径rmax与孔喉半径平均值rp相差较大，反映孔喉大小相差较大。表1-6 c372井压汞法孔隙结构参数表序号

30、样品号层 位最大孔喉半径 m孔喉半径平均值 m均质 系数变异 系数岩性 系数结构 系数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）均质系数低，一般小于0.24；变异系数较高，一般大于0.7，反映孔喉大小分布不均匀。（c）孔喉分布分散，孔喉半径分布范围从0.063m100m，而对储层渗透率做主要贡献的孔喉半径在6.3m以上（图1-13）。图1-13 c31-75井馆下段储层孔隙半径及对渗透率贡献值累积曲线5储层岩石润湿性据对c372井5块样品分析，岩石润湿性主要表现为中性特点，c311井分析了4块样品，岩石润湿性主要为亲水特性，c31-75井5块样品的岩石润湿性为中性,c378井2块样品的岩石润湿性为中性。因此，综合认为本区储层岩石润湿性为中性特点。（四）流体性质1原油

32、性质及温压系统c373块地面原油粘度由北西向南东方向增大。zz区块地面脱气原油密度为1.00111.0344g/cm3，地面脱气原油粘度（50）一般1473453949mpa·s,属特稠油，含硫4.74%5.29%，凝固点一般525，平均15。c373块馆下段原始地层压力12.9mpa，压力系数1.0，属于正常压力系统。地温梯度为4.1/100m，属于高温异常，油层温度66。2地层水性质据对8口探井地层水样分析，地层水氯离子含量801310257mg/l，总矿化度1325416700mg/l，水型为cacl2型（表1-7）。表1-7 c373块馆下段地层水性质分析统计表井 号层 位射

33、孔井段m氯离子mg/l总矿化度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）油水分布及油藏类型1油、水分布（1）油、水层识别电性标准通过对26口井的试油、试采资料分析，确定了c373块馆下段的油层电性标准(图1-14)：岩性、含油性标准：油浸粉砂岩；电性标准：声波时差：t350s/m；四米视电阻率：油层：>4.2·m；油水同层：3.54.2·m；感应电阻率：油层：>4.2·m，油水同层：3.54.2·m；（2）油水界面确定图1-14 c373

35、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

36、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

37、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

38、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：16.418.5×104t/km2·m。（5）地面原油密度通过对26口井原油密度分析，原油密度范围1.00111.0429g/cm3，平均1.0204g/cm3，

39、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431.86×104t（表1-9）。四个主力小层的储量为348.04×104t，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2000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

40、，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

41、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11783mpa·s，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

42、、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。c35-x79井于2005年12月9日试采ng下132、14小层，2层7.6m

43、。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

44、.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

45、和c373主体试采特征相一致。 表2-2 c373块常规试采成果表 07.12.31井号投产日期投产层位有效厚度m投产初期目前（停产前）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、水平井热采取得较好开发效果为落实本块水平井热采产能，于2007年11月完钻c373-p1井，并进行热采。水平井区油层有效厚度在6-8m，水平井长度为250m，试采层位为ng下132主力层。该井于2007年11月21日注汽，注汽量为2206m3，注汽压力为16.8mpa，干度为70.8，注汽温度为354。该井于2007年12月5日投入热采开发。峰值油量为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日累积采油1039.6t，累积采水1601t（表2-3）（附图2-4）。该井投产层位与常规试采井c376井一致，距c376井255m，但热采效果远好于c37

47、6井（日油能力1.12t/d），是c373主体部位热采直井效果的2倍以上。 表2-3 c373-p1热采井试采效果统计表 （截至2008.2.20）投产日期峰值油量t生产时间d周期日油能力t/d周期日液t含水累油（t）累水m3动液面m粘度mpa.s502007.12.5275419.341.5561039.6160189330662（二）热采可行性评价1、原油粘度对温度敏感性强，适合注蒸汽热采zz区块地面原油粘度较高，该块的粘温关系曲线表明（附图2-5），原油粘度对温度的敏感性较强。从c376井油样粘温分析，随着温度的升高，原油粘度下降较快，50脱气原油粘度为38900mpas，油层温度下（6

48、6）原油粘度降至9850mpa.s，100为803mpa.s。说明该块的原油粘度对温度的敏感性较强，有利于热采开发。2、与稠油吞吐筛选标准对比，该块具有热采的可行性 通过与稠油注蒸汽吞吐筛选标准对比（表2-4），zz区块属于甲4类高渗特稠油油藏，原油粘度和油层厚度基本满足筛选标准的要求，说明zz区块符合吞吐要求。表2-4 zz区块稠油注蒸汽吞吐筛选标准对比表类别甲类（目前吞吐工艺）c311 亚类甲-1甲-2甲-3甲-4甲-5甲-4油藏特点-1类 中低渗薄 中渗薄层 中高渗 超稠油高渗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、500005-10万35000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净总比，m/m>0.4>0.4>0.5>0.50.6渗透率，10-3m2>1000>500>1000>2000>30002325孔隙度，%>0.32>0.28>0.28>0.30>0.300.35饱和度，%&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推荐开采方式先注水蒸汽吞吐蒸汽吞吐3、c373主体热采取得较好开发效果截止2007年12月，统计了c373主体正常结束周期的19口热采井效果，第一周期平均日油能力为8.4t/d，峰值油量在14.5t/d，周期累油为1678t，油汽比为1.3t/t；统计2口已完成第二周期的井，第二周期平均日油能力为9.5t/d，峰值油量在18t/d，周期累油为1764t，油汽比为1.1t/t（表2-5）。

51、常规投产井平均日油能力为4.5t/d，热采产能是常规产能的1.9倍。c373块主体区与本块相连，是一套沉积体系，本块的油层厚度在4-14m，50地面脱气原油粘度在20000-35000mpa.s，比方案区更高，所以，对本块应该采用热采的开发方式。表2-5 c373主体热采井结束周期产量周期井数有效厚度m注汽初期产量峰值产量周期累油t周期注汽t生产油汽比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单井平均6.629.510.963.132.314.854.2170913691.38.54、方案区邻近井热采效果评价及影响因素分析由于方案区投产的热采直井投产时间较短，受地面条件制约，生产不正常。为评价本块热采效果，尤其