陳家莊油田陳311塊館下段稠油油藏注蒸汽開發(fā)方案

1、陳家莊油田陳311塊館下段稠油油藏注蒸汽開發(fā)方案中石化勝利油田分公司2008年3月陳家莊油田陳311塊館下段稠油油藏注蒸汽開發(fā)方案（油藏工程）編寫：油藏地質(zhì)：油藏工程：參加：初審：審核：復(fù)審：畢義泉張宗檁審定：孫煥泉中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院中石化勝利油田分公司河口采油廠概況、油藏地質(zhì)研究（一）地層特征（二）構(gòu)造特征（三）儲層特征（四）流體性質(zhì)（五）油水分布及油藏類型（六）儲量計算二、試油成果及開發(fā)可行性分析（一）試油試采分析（二）熱采可行性評價（三）水平井可行性評價三、開發(fā)經(jīng)濟技術(shù)界限研究（一）經(jīng)濟界限研究（二）模型建立（三）技術(shù)界限研究四、油藏工程設(shè)計附圖目錄附圖1-1陳311塊陳

2、27-斜77井陳45-77井對比剖面圖（東西向） 附圖1-2陳311塊陳315-2井陳39-斜75井對比剖面圖（南北向） 附圖1-3陳家莊油田陳373塊Ng下12-1與Ng下12-2砂體間隔層分布圖 附圖1-4陳家莊油田陳373塊Ng下12-2與Ng下13-1砂體間隔層分布圖 附圖1-5陳家莊油田陳373塊Ng 下 12-1砂體頂面構(gòu)造圖 附圖1-6陳家莊油田陳373塊Ng下12-2砂體頂面構(gòu)造圖 附圖1-7陳家莊油田陳373塊Ng下13-2砂體頂面構(gòu)造圖 附圖1-8陳家莊油田陳373塊Ng 下21-1砂體頂面構(gòu)造圖 附圖1-9陳家莊油田陳373塊Ng下21-3砂體頂面構(gòu)造圖 附圖1-10陳家

3、莊油田陳373塊Ng下12-1砂體厚度等值圖 附圖1-11陳家莊油田陳373塊Ng下12-2砂體厚度等值圖 附圖1-12陳家莊油田陳373塊Ng下13-1砂體厚度等值圖 附圖1-13陳家莊油田陳373塊Ng下13-2砂體厚度等值圖 附圖1-14陳家莊油田陳373塊Ng下21-2砂體厚度等值圖 附圖1-15陳家莊油田陳373塊Ng下12-1有效厚度等值圖 附圖1-16陳家莊油田陳373塊Ng下12-2有效厚度等值圖 附圖1-17陳家莊油田陳373塊Ng下13-1有效厚度等值圖 附圖1-18陳家莊油田陳373塊Ng下13-2有效厚度等值圖 附圖1-19陳家莊油田陳373塊Ng下14有效厚度等值圖

4、附圖1-20陳家莊油田陳373塊Ng下21-1有效厚度等值圖 附圖1-21陳家莊油田陳373塊Ng下21-2有效厚度等值圖 附圖1-22陳家莊油田陳373塊Ng下21-3有效厚度等值圖 附圖1-23陳家莊油田陳373塊Ng下22有效厚度等值圖 附圖1-24陳家莊油田陳373塊Ng下23有效厚度等值圖附圖1-25陳311塊陳27-斜77井陳45-77井油藏剖面圖（東西向） 附圖1-26陳311塊陳315-2井陳39-斜75井油藏剖面圖（南北向） 附圖2-1陳315-2井采油曲線附圖2-2陳35-x79井采油曲線附圖2-3陳376井采油曲線附圖2-4陳373-平 1井采油曲線附圖2-5陳376井原

5、油粘溫曲線附圖3-1陳37-x77井數(shù)模擬合情況附圖3-2直井在不同有效厚度下累積采油量關(guān)系曲線附圖3-3熱采井單井日產(chǎn)油量與注汽強度關(guān)系附圖3-4水平井在不同有效厚度下累積采油量關(guān)系曲線 附圖3-5水平井注汽強度與油汽比、采出程度關(guān)系曲線 附圖4-1陳311塊水平井-水平井方案Ng下12-1井位部署圖 附圖4-2陳311塊水平井-水平井方案Ng下12-2井位部署圖 附圖4-3陳311塊水平井-水平井方案Ng下13-1井位部署圖 附圖4-4陳311塊水平井-水平井方案Ng下13-2井位部署圖 附圖4-5陳311塊水平井-水平井方案Ng下21-1井位部署圖 附圖4-6陳311塊水平井-水平井方案

6、Ng下21-2井位部署圖 附圖4-7陳311塊水平井-水平井方案Ng下21-3井位部署圖 附圖4-8陳311塊水平井-水平井方案館下段井位部署圖附圖4-9陳311塊水平井-直井方案館下段井位部署圖概況凹 -I西曰W（一）區(qū)域地質(zhì)簡況陳家莊油田位于山東省東營市利津縣陳莊鎮(zhèn)以北約2km,區(qū)域構(gòu)造位于陳家 莊凸起的中部。陳家莊凸起呈東西走向，橫亙于濟陽坳陷中部，北臨沾化凹陷， 南與東營凹陷相連，東接墾東一青坨子凸起，西與無棣凸起相望（圖0-1）。陳家莊油田圖0-1陳家莊地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖陳家莊油田1973年鉆探陳7井（發(fā)現(xiàn)井），獲日產(chǎn)4.7t的工業(yè)油流，由 此揭開了陳家莊油田勘探和開發(fā)的序幕。歷經(jīng)多

7、年的勘探開發(fā)，先后發(fā)現(xiàn)和探 明了陳家莊主體陳25塊、陳21-33塊、陳40塊和陳373塊，發(fā)現(xiàn)有館陶組、 東營組、沙一段、奧陶系等多套含油層系，形成披覆構(gòu)造油藏、地層超覆油藏、 巖性構(gòu)造油藏等多種類型油藏。截至2005年底，陳家莊油田累積上報探明含 油面積29.99km2，探明石油地質(zhì)儲量4740.39 X 104t。本次方案區(qū)陳311塊緊鄰陳373塊，位于其南部擴邊區(qū)域。（二）陳311塊方案區(qū)情況2006年編制陳373方案時，南部陳311塊由于試油試采井數(shù)少，儲量控制 程度低，原油粘度高（當時認為是超稠油），2006年方案未部署，隨著陳311塊 開發(fā)準備井的投入，以及試油試采資料的增加，目前

8、陳311塊具備了編制方案的基礎(chǔ)，主要體現(xiàn)為:1、原油粘度較以前認識變低隨著2006年方案井的投產(chǎn)以及陳311塊試采資料的增加，對陳311塊原油 物性取得了新的認識。原來認為是超稠油區(qū)的陳311塊，通過對多口井的多次原 油粘度分析化驗，現(xiàn)在認為粘度范圍在2000050000mPa.s左右，為特稠油。2、具有一定儲量規(guī)模2006年方案設(shè)計時，陳373塊投產(chǎn)井數(shù)較少，對儲層的認識還有一定的局 限性。為加快陳311塊開發(fā)，2007年部署了 12 口開發(fā)準備井，對該區(qū)油藏的儲 層展布特征有了進一步認識，南部含油邊界有所擴大，儲層厚度比預(yù)測增大。陳 311塊方案區(qū)未動用儲量為431.86X104t，具備動

9、用的物質(zhì)基礎(chǔ)。3、陳311塊具備方案編制資料條件截至到目前，陳311塊方案區(qū)已完鉆各類井14 口，其中探井2 口，開發(fā)井 12 口。其中取芯井為陳378井，取芯層位為館下段1、2砂組，該井取芯進尺 27.38m，收獲率89.1%，油砂長2.38m，其中油浸芯長2.11m，油斑芯長為0.27m。 該井各類分析化驗資料一共66塊樣品，樣品數(shù)較少。在儲層微觀特征、儲層物 性等方面的研究過程主要依據(jù)北部相鄰的取芯井一一陳31-75井，同時借鑒了陳 372井及陳311井的部分分析化驗資料。陳311塊試油井有2 口，分別是3陳376和陳378井；試采井有3 口，包括 陳376、陳315-2、陳35-X79

10、井，均為常規(guī)試采。一、油藏地質(zhì)研究（一）地層特征.區(qū)域地層特征陳家莊凸起帶自下而上鉆遇的地層 有太古界、古生界、中生界、下第三系 沙一段、東營組、上第三系館陶組、明 化鎮(zhèn)組及第四系（圖1-1）。區(qū)內(nèi)發(fā)育兩個大的不整合面，由下 而上第一個不整合面為前第三系頂面不 整合，第二個為上、下第三系之間的不 整合。上第三系館陶組在古地形之上繼承 性沉積，由北向南層層超覆，將低部位 填平以后，最終披覆于潛山之上。.地層對比與劃分（1）區(qū)域地層劃分本區(qū)館陶組分為館下段和館上段。 館下段是本區(qū)主力含油層，為一套灰色、 白色塊狀礫巖、含礫砂巖、礫狀砂巖及 中、細砂巖夾灰褐色、紫紅色泥巖的巖 石組合，自下而上砂礫巖

11、巖性變細，頂 部泥巖較發(fā)育，最厚可達30m。館上段 為一套砂泥巖組合，也表現(xiàn)為正旋回沉 積特征。明化鎮(zhèn)組至第四系覆蓋全區(qū)。館下段總體上呈下粗上細，自下而上圖1-1陳家莊地區(qū)綜合柱狀圖具有砂礫巖含量逐漸降低、泥巖含量逐漸升高的變化趨勢。依據(jù)巖、電性組合特征及沉積旋回性，并結(jié)合地震資料，將館下段自下而上劃分為五個砂組。V砂組：地層厚度070m，陳4潛山帶地層超覆線為1330m。受古地貌控 制，溝谷處地層厚度大，并向陳23、陳4潛山高部位超覆減薄尖滅。巖石組合 以灰色及淺灰色礫狀砂巖、含礫砂巖、細礫巖為主，夾薄層灰色砂質(zhì)泥巖、灰質(zhì) 泥巖、泥巖。礫巖含量較高，礫徑14mm。砂礫巖單層厚度大，泥巖隔層不

12、發(fā) 育，砂礫巖含量一般大于90%，僅陳7井區(qū)泥巖較厚，占地層厚度的40%。IV-III砂組：地層厚度035m，陳4潛山帶地層超覆線為1300m左右。地 層及儲層發(fā)育受古地貌影響減弱。巖石組合以砂巖、含礫砂巖、中砂巖、粉細砂 巖為主，夾薄層泥巖、灰質(zhì)砂巖和泥質(zhì)粉砂巖。礫徑13mm，砂礫巖含量占80% 以上。II-I砂組：地層厚度060m，陳4潛山帶地層超覆線為1280m，其中II 砂組地層厚度15m，巖石組合為中、細砂巖、含礫砂巖與泥巖、泥質(zhì)粉砂巖互 層，砂巖平均含量60%左右；I砂組地層厚度45m，巖石組合為紫紅色、綠灰 色、灰色泥巖與中、細砂巖互層。該砂組與下伏的幾個砂組明顯不同的是：泥 巖

13、含量顯著增大，大于50%，尤其是上部發(fā)育1030m比較穩(wěn)定的泥巖蓋層。 油層平面上分布穩(wěn)定而且范圍較大?？傮w而言，館下段受古地貌沉積背景影響，由V至I砂組向潛山主峰呈超覆 式沉積，沉積范圍越來越大。陳311塊小層對比與劃分陳家莊油田陳373塊含油層位為館下段，其與前第三系地層呈不整合接觸。 據(jù)區(qū)域地質(zhì)研究成果，本區(qū)館下段劃分為5個砂層組。在砂層組劃分的基礎(chǔ)上， 進一步對小層進行精細對比。在小層精細對比中，主要考慮巖性組合特點、沉積 韻律性、電性特征及隔夾層分布等，同時由于本區(qū)館下段為河流相沉積，因而采 用等高程對比法進行對比。陳311塊方案區(qū)緊鄰陳373塊，兩者為同一沉積體系，地層劃分、儲層特

14、征 等相一致。但由于陳373塊的總體構(gòu)造形態(tài)為南東向北西傾沒的單斜構(gòu)造，而方 案區(qū)位于南部構(gòu)造高部位，故館下段往往發(fā)育不全，通常只發(fā)育三砂組以上的地 層(附圖1-1、附圖1-2)。通過對陳373塊所有完鉆井進行統(tǒng)層對比，將IIII砂組細分為13個小層，確定本次方案區(qū)的含油層位為I、II砂層組，其中含油小層為7個（表1-1）。.隔層分布本區(qū)目的層為河流相沉積，同一小層內(nèi)往往發(fā)育多條河道，各河道砂體呈條 帶狀分布。不同小層砂體由于沉積時期的差異，河道側(cè)向遷移，使得兩個相鄰小 層間只有部分砂體疊合，因而各小層之間隔層不論厚度或平面展布變化都比較 大，厚度變化范圍0.66m，局部具有連通區(qū)（附圖1-3

15、附圖1-4）。方案區(qū)內(nèi) 各小層之間隔層總體比較發(fā)育，除Ng下12-1與Ng下12-2、Ng下12-2與Ng下13-1以及Ng 下21-2與Ng下21-3砂體間局部由于河道下切增厚等原因形成上下連通外，其余小層 間均有比較穩(wěn)定的隔層分布，一般25m。Ng下12-1與Ng下12-2之間的隔層厚度為 06m，其中陳376井區(qū)隔層厚度較大，在5m以上；陳35-斜79井區(qū)為局部連 通區(qū)，向陳315-2井區(qū)隔層厚度逐漸增大。Ng下12-2與Ng下13-1砂體間隔層厚度多 數(shù)為13m，陳43-斜81井區(qū)附近為局部連通區(qū)域。（二）構(gòu)造特征.區(qū)域構(gòu)造背景陳家莊凸起具雙層結(jié)構(gòu)特征，基底層由前第三系組成，披覆層由第

16、三、第 四系組成。凸起主體受長期的風(fēng)化剝蝕及構(gòu)造運動的改造，基巖頂面起伏不平， 特別是羅西斷層對陳家莊凸起前第三系分布及古地貌的形態(tài)有著重要的控制 作用。羅西斷層晚侏羅世一早白堊世開始活動，古新世一始新世早期活動逐漸 停止，在陳家莊凸起中部形成一北北西向的斷溝。批覆于基巖之上的第三系在 一定程度上繼承了基巖的構(gòu)造特征，因此基巖的斷裂系統(tǒng)及構(gòu)造形態(tài)對第三系 儲層的發(fā)育狀況及其成藏條件具有一定的控制作用。陳373塊位于陳家莊油田南部，從基巖頂面構(gòu)造圖（圖1-2）上可以看出，該 區(qū)域前第三系頂面構(gòu)造為一北西向的溝谷形態(tài)，類似現(xiàn)代河流沉積的河谷，多期 河道砂體縱向上疊置，平面上交織，形成了陳373塊館

17、下段縱向上含油層位多， 平面上油水關(guān)系復(fù)雜的層狀構(gòu)造一巖性稠油油藏。斷裂系統(tǒng)在陳311塊方案區(qū)內(nèi)沒有斷層發(fā)育。3 .構(gòu)造形態(tài)陳373塊館下段總體構(gòu)造形態(tài)為由南東向北西傾沒的單斜構(gòu)造，油藏頂面埋 深11901250m，地層傾角23 ,各小層頂面構(gòu)造形態(tài)縱向上具有繼承性 （附圖1-5附圖1-9）。本次方案區(qū)位于構(gòu)造高部位，油藏頂面埋深11901200m，構(gòu)造平緩。陳 27-斜77井區(qū)受古地形影響，為一小型鼻狀構(gòu)造；沿陳31-斜77井為一南北向小 型負向構(gòu)造。（三）儲層特征1 .沉積特征（1）巖性及沉積構(gòu)造據(jù)對巖心觀察，目的層巖性以中、細砂巖為主，其次為含礫砂巖。見有平行 層理、板狀交錯層理、波狀交

18、錯層理等，底部見有沖刷面。反映河流相沉積環(huán)境 特征。（2）巖石學(xué)特征根據(jù)陳31-75井巖石組分分析資料，巖石中石英含量37%41%，平均為39%， 長石含量31%34%，平均為32%，巖屑含量為27%31%，平均為29%?？傮w反映 巖石成分成熟度較低，為近源沉積。（3）粒度特征粒度中值范圍0.120.83mm，平均0.39mm，膠結(jié)疏松，分選系數(shù)1.32.0， 平均1.55，磨圓度為次棱角狀，以顆粒方式支撐，接觸關(guān)系為點接觸，膠結(jié)方 式以孔-接式膠結(jié)為主；粒度概率圖表現(xiàn)為二段式特征，以跳躍總體為主，含量 80%以上。跳躍總體與懸浮總體的截點在1.52.5之間（圖1-3）；C-M圖：以O(shè)P、PQ

19、、QR段較發(fā)育（圖1-4），反映沉積物以滾動搬運和懸 浮搬運為主，表現(xiàn)為河流相沉積特點。通過綜合分析，陳373塊館下段為河流相沉積，各砂體平面分布形態(tài)以條帶 狀為主，物源主要來自南東方向。對砂體邊界的確定遵循2個原則：以沉積相（河流相）觀點為基礎(chǔ)圈定砂體邊界；以油水關(guān)系指導(dǎo)砂體邊界的確定?？傮w來講，各小層砂體厚度較薄，一般28m，砂體延伸方向主要為南東一 北西向。同一小層往往存在多條條帶狀砂體，砂體厚度從河道中心向兩側(cè)逐漸減 ?。ǜ綀D1-10附圖1-14）。陳311塊方案區(qū)內(nèi)各小層儲層展布如下：Ng下12-1分為東西兩個河道，砂體厚度26m,平均在4m左右，西部的 河道厚度中心位于陳29-83

20、井附近，厚度大于4m。東部的河道厚度中心在陳43- 斜81經(jīng)附近，厚度在6m左右。與北部相比總體上砂體厚度變化不大。Ng下12-2砂體分布范圍主要集中在東部，厚度一般在4m以上，西部河 道砂體厚度較薄，在2m左右。厚度中心主要集中在陳33-斜83及陳315-2井區(qū)， 厚度6m左右。與北部相比砂體厚度有增大趨勢。Ng下13-1在方案區(qū)西部河道厚度較薄，一般在2m左右，東部河道在陳 315-2井及陳48-斜80井區(qū)存在兩個厚度中心，砂體厚度在4m以上，但總體來 砂體厚度不大，平均厚度在3m左右。與北部相比砂體連片范圍變大。Ng下13-2在方案區(qū)內(nèi)分為兩個河道，西側(cè)的河道砂體厚度較大，一般4 6m，

21、厚度較大區(qū)域主要分布在陳29-斜81井以北區(qū)域以及陳31-斜85井區(qū)附近， 厚度在6m以上。東部的河道砂體厚度一般24m，厚度中心位于陳315-2井及 陳378、陳379井附近，厚度在4m以上。與北部相比砂體厚度略有減小。Ng下21-2在方案區(qū)內(nèi)發(fā)育有三條河道，最東側(cè)河道砂體厚度較薄，一般 24m，其余兩條河道砂體厚度一般46m。在陳33-斜83井區(qū)及陳43-斜81井 區(qū)附近存在兩個厚度中心，砂體厚度在6m以上。與北部相比總體上砂體厚度變 化不大.儲層物性巖心分析的儲層物性統(tǒng)計陳311塊陳31-75井巖芯物性分析的樣品數(shù)為116塊，層位從Ng下13-1 Ng下22。但由于儲層巖性疏松，分析的儲

22、層物性偏大，因此，從中篩選比較可靠 的數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計。據(jù)對54塊巖心樣品分析的孔隙度值統(tǒng)計，孔隙度一般31% 46%，平均38%，對35塊巖心樣品分析的滲透率值統(tǒng)計，滲透率一般10006000 X 10-3P m2，平均3400X10州m2，屬于高孔、高滲儲層(表1-2)。儲層物性參數(shù)測井解釋孔隙度解釋模式利用陳家莊油田5 口井的21層資料建立的聲波時差與巖心孔隙度關(guān)系式（圖 1-5):中=0.1508A t-24.2023R=0.85表1-2陳31-75井巖芯分析物性統(tǒng)計表層位樣品數(shù) 塊孔隙度%滲透率10-叩 m2范圍平均范圍平均Ng 下 131738.341.139.516322120187

23、1.0Ng 下 1321537.342.039.4225032802796.3Ng 下 211634.240.537.9185035202642.2Ng 下 2121336.341.038.2371059304839.0Ng 下 2131532.338.634.596733202979.4Ng 下 221037.142.738.5148050904274.648. 000Q00.L420/Q00 聲波時差US/IT圖1-5陳家莊油田聲波時差與孔隙度圖版滲透率解釋模式由于本區(qū)館下段儲層巖性為疏松砂巖儲層，取心井沒有進行保形取心，巖芯 分析的儲層孔隙度、滲透率值普遍偏大，因此在建立儲層孔隙度與滲透

24、率關(guān)系時， 篩選了相關(guān)性比較好的41塊樣品分析的儲層物性參數(shù)回歸了滲透率計算公式：K=6.4651e505eR=0.90含油飽和度解釋模式利用陳372井5塊館下段巖電實驗結(jié)果建立含水飽和度經(jīng)驗公式：LgSw=0.3954LgRw-0.871Lg0 -0.3954LgRt-0.2013地層水電阻率用水分析資料計算取得，取平均值0.2252Qm.（3）儲層非均質(zhì)性在建立了儲層測井解釋模型基礎(chǔ)上，篩選了 18 口井對館下段IIII砂層組 12個小層進行了測井二次解釋。據(jù)統(tǒng)計，儲層為高孔、高滲儲層，各小層儲層 物性具有以下特點：儲層平均孔隙度一般31%34%，平均滲透率一般15002100X10州m2

25、。儲層縱向上具有非均質(zhì)性（圖1-6），II砂層組物性最好，其次為I砂層 組，III砂層組物性相對較差。.儲層敏感性自生粘土礦物對儲層有一定影響，它常與碳酸鹽膠結(jié)物一起使儲層物性變 差。陳311塊館下段粘土礦物含量在5%11%，平均含量8%。粘土礦物成分見表 1-3。表1-3陳31-75井塊館下段粘土礦物組分統(tǒng)計表層位樣品塊數(shù)粘土礦物含量 %粘土礦物組分相對含量,伊/蒙間層伊利石高嶺石綠泥石混層比Ng 13-11858727875Ng 13-2288348668下Ng 十 21-11877412770下Ng 21-22858529968下Ng 21-311176613570Ng” 2247605

26、28771下.范圍51142 833774641065 75平均867521770根據(jù)統(tǒng)計，粘土礦物中伊/蒙混層含量較高，平均含量67%。其次高嶺石， 平均含量為21%，伊利石含量為5%,綠泥石含量為7%。伊/蒙混層含量高，達 到 67%。陳31-75井在1223.301258.90m井段取樣品18塊進行了儲層敏感性評價 試驗。速敏性分析巖樣的速敏實驗表明，隨著注入速度的增大，滲透率略為增大，為非速敏（圖1-7）。流速，m/d圖1-7陳31-75井速敏實驗曲線160 140 % 120 值100比80透60 滲4020水敏性分析實驗表明，儲層具有弱水敏特性（圖1-8），當注入水由標準鹽水改為蒸

27、餾水 時，滲透率變化不大。201%，值比率透滲1008060 -40 -20 -102030累積注入倍數(shù)圖1-8陳31-75井水敏實驗曲線酸敏性分析實驗表明儲層具有中等偏強酸敏（圖1-9）。當對儲層進行反注酸時，滲透率下降較大，停止注酸后，儲層滲透率有所回升。累積注入倍數(shù)%，值比率透滲圖1-9陳31-75井酸敏實驗曲線鹽敏性分析鹽敏實驗結(jié)果，臨界礦化度為2335mg/L，屬于弱鹽敏（圖1-10），反映水礦 化度小于9861mg/L時，隨著礦化度的降低，滲透率減小。堿敏性分析堿敏性分析主要是評價堿性工作液與與儲層巖石或儲集層液體的接觸，反應(yīng) 形成不溶物，造成對儲層的傷害程度。實驗表現(xiàn)儲層具有中等

28、偏弱堿敏性質(zhì)（圖 1-11）。o 。 O2 0 8 6 4 21 1%，值比率透滲0 1111110000 80006000400020000礦化度，mg/L圖1-10陳31-75井鹽敏實驗曲線圖1-11陳31-75井堿敏實驗曲線綜上分析，陳311塊館下段南區(qū)儲層具有無速敏、弱水敏、中等偏強酸敏、 弱鹽敏和中等偏弱堿敏特性。.儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征孔隙類型對陳31-75井選取了 11塊樣品進行掃描電鏡分析，主要包括以下三種孔隙類型(表 1-4)：粒間孔隙：主要是原生孔隙和改造后的次生孔隙，一般10250. m。溶蝕孔隙：包括格架顆粒溶蝕孔和碎屑顆粒部分被溶蝕所形成的粒內(nèi)蝕孔 隙。晶間微孔隙：既有

29、原生微孔隙，又有次生微孔隙，孔徑2. m10. m。表1-4陳31-75井巖樣品掃描電鏡分析層位樣品孔 隙 特 征塊數(shù)粒間孔u m喉道u m微孔umNg 十 1 3-1111 25/27下Ng 1 3-2216123/29-下Ng 2i-i116 117/27-下Ng 2i-221424820 58210下Ng 2i-3117 164/28Ng22414223104928孔喉分布特征巖石鑄體薄片孔隙特征通過選取陳372井的4塊樣品進行巖石鑄體薄片孔隙分析（表1-5），具有 以下特點：面孔率較高，一般在20%以上；平均孔隙半徑較大，大于120. m；平 均孔喉比大于5；平均配位數(shù)大于3；平均形狀

30、因子較低，反映孔隙接近圓形的 程度較低。表1-5陳372井館下段巖石鑄體薄片孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)（圖象分析）序號樣品 號層位孔隙總數(shù)面孔率%平均孔隙 半徑p m平均比 表面p m-1平均形狀 因子平均孔 喉比平均配 位數(shù)均質(zhì)系 數(shù)分選系 數(shù)119Ng 下 1435931.42203.000.130.285.773.760.17102.5824930623.43228.070.130.239.913.670.2066.4835530329.65170.730.150.288.223.880.2794.98495Ng 下 2230630.37124.850.300.307.353.630.13100.16

31、壓汞法分析孔喉分布特征a.毛管壓力曲線形態(tài)：曲線具有明顯的平臺，排驅(qū)壓力小，一般0.00780.0126MPa，反映孔隙連 通性好（圖1-12）。b.壓汞法孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)壓汞資料反映儲集層孔隙連通喉道大小、分布狀況以及相應(yīng)喉道所連通的孔 隙總體積的多少。本區(qū)利用陳372井取樣對儲層孔隙結(jié)構(gòu)進行了分析（表1-6）。從表中可以看出，本區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有以下特點：陳31-75井壓汞法毛管壓力曲線Ng下1-3-1Ng下1-3-2Ng下2-1-1Ng下2-1-2Ng下2-20.01 -0.001 1111111111100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0壓汞飽和度，圖1-12陳3

32、1-75井壓汞法毛管壓力曲線（a）最大孔喉半徑Rmax與孔喉半徑平均值Rp相差較大，反映孔喉大小相 差較大。表1-6陳372井壓汞法孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表序號樣品 號層位最大孔喉半 徑5孔喉半徑平均 值U m均質(zhì) 系數(shù)變異 系數(shù)巖性 系數(shù)結(jié)構(gòu) 系數(shù)15Ng 13-158.41912.3530.2090.7240.37882.096232下Ng 13-291.4821.5880.2320.7560.29642.613346下Ng 21-190.69117.5380.1920.9580.22312.7458下Ng 下 21-293.81422.6560.2370.730.32472.42256793.45

33、622.5720.2390.8360.25732.77689Ng 22下92.86620.4040.2190.8610.24992.747710158.88712.2060.2030.7510.35252.221均質(zhì)系數(shù)低，一般小于0.24；變異系數(shù)較高，一般大于0.7,反映孔 喉大小分布不均勻。孔喉分布分散，孔喉半徑分布范圍從0.063口 m100口 m,而對儲層滲 透率做主要貢獻的孔喉半徑在6.3. m以上(圖1-13)。圖1-13陳31耳5井館下段儲層孔隙半徑及對滲透率貢獻值累積曲線5.儲層巖石潤濕性據(jù)對陳372井5塊樣品分析，巖石潤濕性主要表現(xiàn)為中性特點，陳311井分 析了 4塊樣品，

34、巖石潤濕性主要為親水特性，陳31-75井5塊樣品的巖石潤濕性 為中性，陳378井2塊樣品的巖石潤濕性為中性。因此，綜合認為本區(qū)儲層巖石 潤濕性為中性特點。(四)流體性質(zhì)1 .原油性質(zhì)及溫壓系統(tǒng)陳373塊地面原油粘度由北西向南東方向增大。陳311塊地面脫氣原油密度 為 1.0011 1.0344g/cm3,地面脫氣原油粘度(50C) 一般 1473453949mPa s, 屬特稠油，含硫4.74%5.29%,凝固點一般525C,平均15C。陳373塊館下段原始地層壓力12.9MPa,壓力系數(shù)1.0,屬于正常壓力系統(tǒng)。 地溫梯度為4.1C/100m，屬于高溫異常，油層溫度66Co2 .地層水性質(zhì)據(jù)

35、對8 口探井地層水樣分析，地層水氯離子含量801310257mg/L，總礦化 度 1325416700mg/L，水型為 CaCl2型（表 1-7）。表1-7陳373塊館下段地層水性質(zhì)分析統(tǒng)計表井號層位射孔井段m氯離子 mg/L總礦化度 mg/L水型陳315Ng 十121209.8-1217.3801313254CaCl2陳39下Ng 13141238.0-1252.8804813781CaCl：陳16下Ng 十141247.8-1253.38404143082CaCl2陳376下Ng 十 211245.0-1248.0874014949CaCl2陳376下Ng，1226.3-1233.0908

36、215159CaCl：陳315下Ng1239.8-1246.88742151632CaCl2陳378下Ng 十 211251.6-1253.1912915253CaCl2陳372下Ng 2331276.9-1287.0866615312CaCl：陳39下Ng 1314231238.0-1286.09195153182CaCl陳375下Ng 十 141228.8-1235.910257167002CaCl（五）油水分布及油藏類型1 .油、水分布（1）油、水層識別電性標準通過對26 口井的試油、試采資料分析，確定了陳373塊館下段的油層電性 標準（圖1-14）:巖性、含油性標準：油浸粉砂巖；電性標

37、準：聲波時差： t350p s/m；四米視電阻率：油層：4.2Qm；油水同層：3.54.2Q m；感應(yīng)電阻率：油層：4.2Qm，油水同層：3.54.2Q - m；（2）油水界面確定100200300400聲波時差，M s/i4 2 0 8 6 4 2 m。，率阻電m4500圖1-14陳373塊館下段油層劃分電性標準根據(jù)陳373塊180余口完鉆井的小層對比結(jié)果，參考構(gòu)造特征，確定了陳373 塊各小層油水邊界(表1-8)。不同小層油水界面不同，油水界面范圍-1218 -1174m,為層狀油藏。油水分布各小層發(fā)育多條河道，每個河道砂體具有獨立的油水系統(tǒng)。通過對本區(qū)館下 段含油小層油、水分布特點分析，

38、含油范圍主要受砂體展布和構(gòu)造控制。由于陳 311塊位于相對構(gòu)造高部位，距離油水界面較遠，含油河道多數(shù)為純油區(qū)(附圖 1-15 附圖 1-24)。陳311塊方案區(qū)內(nèi)7個含油小層中主力含油小層有4個，分別為：Ng下12-2、 Ng 下 13-2、Ng 下 21-2、Ng 下 21-3。Ng下12-2含油范圍相對北部有所擴大，主要分布在工區(qū)西部，油層厚度 一般在26m，厚度較大區(qū)域集中在陳315-2井北部，一般在4m以上。陳33- 斜83井區(qū)位于河道側(cè)緣，向該區(qū)域油層厚度逐漸減薄。Ng下13-2含油范圍較大，主要分布在工區(qū)東部，油層厚度一般在28m， 大于4m的范圍主要分布在陳29-斜81井一陳33

39、-斜83井一線以北區(qū)域。厚度中 心位于陳376井區(qū)附近，可以達到8m。向河道兩側(cè)以及南部，有效厚度逐漸減 薄。Ng下21-2含油范圍分布在兩條河道，工區(qū)西部的河道含油較小，有效厚 度較薄，為02m。工區(qū)東部的河道有效含油范圍較大，厚度一般24m，在陳 315-2井以北區(qū)域有效厚度在4m以上。Ng下21-3在所有含油小層中含油范圍最大，幾乎覆蓋整個工區(qū)。分為東 西兩個厚度中心。東部厚度中心位于陳315-2井區(qū)，有效厚度在4m左右。西部 厚度中心在陳29-83井區(qū)附近，有效厚度在8m左右。表1-8陳373塊Ng黃油小層油水界面選取依據(jù)表序號井區(qū)油水界面選值m含油邊界選值m層 砂 層:位小層井號i

40、層 底 垂深 m補心高校 正后深度小井號層頂垂深m補心高校 正后深度組I21mm-1-陳373-斜2井區(qū)陳373-斜21237.81232.7陳373-51238.91233.8-1232-2陳15-39井區(qū)工區(qū)北界-3-22陳31斜63井區(qū)陳31-斜631226.91221.8陳27-斜611223.41218.3f-12-4-陳373斜2井區(qū)陳373-斜21241.51236.4陳373-斜112371231.9-1233-5-陳27斜71井區(qū)巖性圈閉-6-31陳33-65井區(qū)陳33-651227.91222.8除31 -斜651225.71220.6f-1220-7陳21-斜59井區(qū)陳2

41、1-斜591244.71239.61陳19-斜5912411235.9-1236-8-32陳11-39井區(qū)工區(qū)北界9-陳7-39井區(qū)工區(qū)北界-TO-陳23-39井區(qū)工區(qū)北界TT陳25-斜57井區(qū)巖性圈閉T2-4陳17-斜61井區(qū)陳17-斜611246.81241.7陳373-斜21248.61243.5-124413-陳15-39井區(qū)陳373-斜11258.61253.5陳373-斜41257.61252.5-1252工區(qū)北界T4陳371-6井區(qū)陳371-61252.01247.0陳28-斜541250.81245.7-1246-15-陳29-59井區(qū)陳29-591257.51252.4陳28

42、-斜581249.61244.5-124416-II11陳315-1井區(qū)陳315-11246.91241.8陳33-651241.81236.7-1237-17-陳27-2井區(qū)工區(qū)北界18-陳9-39井區(qū)工區(qū)北界19-陳氣17井區(qū)陳氣171280.41275.2陳9-451279.31274.2-127420-陳33-65井區(qū)巖性圈閉-21-陳21-斜61井區(qū)陳21-斜611260.9f 1255.8陳373-斜11261.11256-1256-22-r陳33-斜75井區(qū)陳33-斜751247.31242.3陳31 -斜731243.11238-12382312陳23斜47井區(qū)陳23斜4712

43、78.41273.3陳27-11266.61261.5-1261 T266-24-13陳7-39井區(qū)工區(qū)北界25-陳7-39井區(qū)工區(qū)北界26-陳27-2井區(qū)工區(qū)北界27-陳23-斜43井區(qū)巖性圈閉28-陳42-斜76井區(qū)巖性圈閉29陳27-斜57井區(qū)陳27-斜571269.71263.2陳25-斜5612661260.9-1263油藏類型從油藏剖面圖上看出(附圖1-25、附圖1-26),陳311塊館下段油層主要分 布在I、II砂層組內(nèi)。綜合分析認為，陳311塊館下段油藏類型為層狀構(gòu)造-巖 性稠油油藏。(六)儲量計算1 .儲量計算參數(shù)儲量計算單元依據(jù)陳311塊油藏特征，平面上作為一個計算單元，縱

44、向上依據(jù)含油小層 共劃分7個計算單元。含油面積研究區(qū)北界以陳家莊陳373塊2006年方案區(qū)南部井排外推半個井距為界， 東西兩側(cè)以砂體尖滅線為界，南部外推一個井距為界。對各小層含油面積的圈定考慮油水關(guān)系，并結(jié)合沉積相圈定單層含油面積。7個含油小層疊合含油面積 3.26km2。（3）有效厚度選值采用面積權(quán)衡法求取有效厚度，陳311塊館下段疊合平均有效厚度為7.8m。（4）單儲系數(shù)選值根據(jù)巖心分析和測井解釋的儲層物性參數(shù)，經(jīng)壓實校正后，不同小層選值不 同（表1-9）：孔隙度：取值31%33%；含油飽和度：取值52%55%；單儲系數(shù)：16.418.5 X 104t/km2 m。（5）地面原油密度通過對

45、26 口井原油密度分析，原油密度范圍1.00111.0429g/cm3,平均 1.0204g/cm3，取值 1.0204g/cm3。（6）原油體積系數(shù)沿用了計算探明儲量時所用參數(shù)，體積系數(shù)選值1.0。2 .儲量計算結(jié)果采用容積法對7個含油小層的儲量進行計算，疊合含油面積3.26km2,石油 地質(zhì)儲量431.86X 104t （表1-9）。四個主力小層的儲量為348.04X 104t，占總 儲量的81%。表1-9陳311塊館下段儲量計算表層位有效厚度m面積 km2孔隙 度 %含油 飽和 度 %原油 密度 g/cm3體積系數(shù)單儲系數(shù) 104t/k m2 m儲量104t主力小層 儲量 104t段砂層

46、組小層2-13.00.6831521.0204116.433.372-23.61.5032541.0204117.694.49J館 下I3-12.30.8032521.0204117.031.793-23.91.3531521.0204116.486.8J段1-12.90.372033521.0204117.518.66II1-23.01.0533551.0204118.557.73J1-33.41.8332541.0204117.6109.02J二、試油成果及開發(fā)可行性分析（一） 試油試采分析1、常規(guī)試油獲得工業(yè)油流陳311塊方案區(qū)試油井有3 口，分別為陳376、陳315-2井和陳378井（

47、表 2_1）陳376井于2000年10月20日對Ng下21-2小層進行常規(guī)試油，試油井段 12451248m, 1層3m,日產(chǎn)油0.8t/d，日產(chǎn)液19.9m3/d，含水95.9%，累積 采油6.7t，累積采水171m3； 2000年11月15日又對上部的Ng下頂小層進行 常規(guī)試油，試油井段1226.31233m，1層6.4m，日產(chǎn)油4.02t/d，日產(chǎn)液 10.6m3/d，含水62.2 %，累積采油59.2t，累積采水47.5m3。陳315-2井于2004年7月20日對Ng下21+2小層進行常規(guī)試油，試油井段 1237.41247m，2 層 8.6m。日產(chǎn)油 0.75t/d，日產(chǎn)液 13.2

48、5m3/d，含水 94.3%。 經(jīng)水性分析證實，該層與上部水層發(fā)生水竄，累積采油16.1t，累積采水144m3； 2004年9月2日又對下部的Ng下122小層進行常規(guī)試油，試油井段1206.1 1213.5m，1 層 5.0m。日產(chǎn)油 3.84t/d，日產(chǎn)液 10.6m3/d，含水 63.7 %，累積 采油64t，累積米水110m3。陳378井于2001年1月24日對Ng下212小層進行常規(guī)試油，該井50C地 面脫氣原油粘度11783mPa - s，試油井段1251.61253.1m，1層1.0m。該井 由于管外竄，試油階段含水高達99%，日產(chǎn)油0.32t/d，日產(chǎn)液99.42m3/d， 累積

49、采油2.12t，累積米水252m3，該井于2001年3月4日關(guān)井至今。表2-1 陳311塊試油成果表井號試油起止 日期層位試油井段 m有效 厚度/ 層日液t日油t含水累油 t累水 m3備注陳3762000.10.202000.11.11Ng 下 22124512483.0/119.90.8195.96.7171稠油2000.11.152000.12.12Ng 下J21226.312336.4/110.64.0262.259.247.5陳315-22004.7.202004.8.28Ng下211+21237.412478.6/213.250.7594.316.1144與上部水 層 管外竄2004

50、.9.22004.10.10Ng 下 1221206.11213.55.0/110.593.8463.764110陳3782001.1.242001.3.4Ng 下 221251.61253.11.0/199.420.3299.67812.12252與上部水 層 管外竄2、常規(guī)試采產(chǎn)能低、含水高方案區(qū)試采井有4 口，其中陳376、陳315-2、陳35-X79井，均為常規(guī)試 采，電熱桿求產(chǎn)，試采層位為Ng下12、Ng下132、Ng下14三個主力小層（表2-2）。陳315-2井于2004年11月5日試采Ng下12小層，1層4m。投產(chǎn)初期日 產(chǎn)油量為2.6t/d，含水62.3 %。轉(zhuǎn)熱采前日產(chǎn)油量為

51、2.7t/d，日產(chǎn)液12.5m3/d， 含水78%，累積采油1725t，累積采水4852m3。該井于2007年7月9日注汽， 累積注汽1302m3,于2007年7月20日投入熱采，峰值油量4.5t，熱采140天， 累油185t （附圖2-1）。受地面因素影響，生產(chǎn)不正常，目前停產(chǎn)。陳35-X79井于2005年12月9日試采Ng下預(yù)、14小層，2層7.6m。投產(chǎn) 初期日產(chǎn)油量為3.4t/d，含水63.3%。目前該井日產(chǎn)油量為1.4t/d，日產(chǎn)液 14.2m3/d，含水80.2 %，累積采油1261t，累積采水5481m3。該井于2007年 12月2日注汽，周期注汽1725m32008年1月8日開

52、井熱采，峰值油量7.8t/d， 平均日油6.9t，日液50t/d，含水85%。該井后期桿卡停產(chǎn)，截止到2008.1.20 日，累油83t，累積采水581m3 （附圖2-2）。通過熱采，該井產(chǎn)能得到了一定 的提高。陳376井于2005年7月15日對Ng下鼻小層進行常規(guī)試采，1層6.4m。 投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量在1.7t/d，含水55%，目前該井由于供液不足關(guān)井。關(guān)井 前日產(chǎn)油量為0.56t/d，日產(chǎn)液1.96m3/d，含水71%，累積采油863t，累積 采水1739m3 （附圖2-3）。由于方案區(qū)原油粘度較大，常規(guī)投產(chǎn)產(chǎn)能低。3 口試采井投產(chǎn)初期的平均 單井日產(chǎn)油量為2.6t/d，平均單井的日油能力

53、僅為1.89t/d。根據(jù)試采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，反映出本塊常規(guī)試采含水高的特點。3 口常規(guī)試采 井投產(chǎn)初期的平均含水在60.2 %左右，無低含水階段，目前的平均含水也在 76.4%左右。利用數(shù)模對單井效果進行擬合，從擬合結(jié)果看，層內(nèi)含有約2-4% 左右的自由水。綜合分析認為，本塊為低含油飽和度油藏，含油飽和度為52% 55% ；且本塊原油粘度大，油、水粘度比大，地層水較原油容易流動，導(dǎo)致投 產(chǎn)井生產(chǎn)初期均含水，這也和陳373主體試采特征相一致。表2-2陳373塊常規(guī)試采成果表07.12.31井號投產(chǎn)日期投產(chǎn)層位有效厚度m投產(chǎn)初期目前（停產(chǎn)前）日油能力t/d累油 t累水m3日液 t日油 t含水%日液 t

54、日油 t含水%CJC315-22004.11.5Ng下12472.662.312.52.7782.317254852CJC35-X792005.12.9Ng卞下“2147.613.93.463.314.21.480.22.313887085CJC3762005.7.15Ng卞下13”26.44.81.7551.960.56711.128631739平均8.62.660.29.61.676.41.89132545583、水平井熱采取得較好開發(fā)效果為落實本塊水平井熱采產(chǎn)能，于2007年11月完鉆陳373-P1井，并進行熱 采。水平井區(qū)油層有效厚度在6-8m，水平井長度為250m，試采層位為Ng下頊

55、 主力層。該井于2007年11月21日注汽，注汽量為2206m3,注汽壓力為16.8MPa， 十度為70.8 %，注汽溫度為354。該井于2007年12月5日投入熱采開發(fā)。 峰值油量為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日累積采油1039.6t，累積采水1601t （表2-3）（附圖2-4）。 該井投產(chǎn)層位與常規(guī)試采井陳376井一致，距陳376井255m，但熱采效果遠 好于陳376井（日油能力1.12t/d ），是陳373主體部位熱采直井效果的2倍 以上。表2-3 陳373-P1熱采井試采效果統(tǒng)計表（截至2008.2.20 ）投產(chǎn)日期峰

56、值油量t生產(chǎn)時間d周期日油能力t/d周期日液t含水%累油（t）累水m3動液面m粘度 mPa.s50 C2007.12.5275419.341.5561039.6160189330662（二）熱采可行性評價1、原油粘度對溫度敏感性強，適合注蒸汽熱采陳311塊地面原油粘度較高，該塊的粘溫關(guān)系曲線表明（附圖2-5）,原油 粘度對溫度的敏感性較強。從陳376井油樣粘溫分析，隨著溫度的升高，原油粘 度下降較快，50C脫氣原油粘度為38900mPas,油層溫度下（66C ）原油粘度 降至9850mPa.s, 100C為803mPa.s。說明該塊的原油粘度對溫度的敏感性較強， 有利于熱采開發(fā)。2、與稠油吞吐

57、篩選標準對比，該塊具有熱采的可行性通過與稠油注蒸汽吞吐篩選標準對比（表2-4），陳311塊屬于甲4類高滲 特稠油油藏，原油粘度和油層厚度基本滿足篩選標準的要求，說明陳311塊符合 吞吐要求。表2-4陳311塊稠油注蒸汽吞吐篩選標準對比表類別甲類（目前吞吐工藝）陳311亞類甲-1甲-2甲-3甲-4甲-5甲-4油臧特點1-1類中低滲薄中滲薄層中高滲超稠油高滲特稠油普通稠油普通稠油普通稠油特稠油粘度，mPa-s30001000010000500005-10 萬35000密度，g/cm30.920.920.950.981.01深度，m16001000120010001010510206-8凈總比，m/

58、m0.40.40.50.50.6滲透率，10-3p m210005001000200030002325孔隙度，%0.320.280.280.300.300.35飽和度，%0.500.450.450.500.500.55 -SOb，104t/km2-k0.1600.1260.1260.1500.1500.192推薦開采方式先注水蒸汽吞吐蒸汽吞吐3、陳373主體熱采取得較好開發(fā)效果截止2007年12月，統(tǒng)計了陳373主體正常結(jié)束周期的19 口熱采井效果， 第一周期平均日油能力為8.4t/d，峰值油量在14.5t/d，周期累油為1678t，油汽 比為1.3t/t ；統(tǒng)計2 口已完成第二周期的井，第二

59、周期平均日油能力為9.5t/d，峰 值油量在18t/d，周期累油為1764t，油汽比為1.1t/t （表2-5）。常規(guī)投產(chǎn)井平均 日油能力為4.5t/d，熱采產(chǎn)能是常規(guī)產(chǎn)能的1.9倍。陳373塊主體區(qū)與本塊相 連，是一套沉積體系，本塊的油層厚度在4-14m，50C地面脫氣原油粘度在20000-35000mPa.s，比方案區(qū)更高，所以，對本塊應(yīng)該采用熱采的開發(fā)方式。表2-5陳373主體熱采井結(jié)束周期產(chǎn)量周期井數(shù)有效厚度m注汽初期產(chǎn)量峰值產(chǎn)量周期累油 t周期注汽t生產(chǎn)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%1196.229.110.962.531.61

60、4.554.1167813191.38.4227.432.511.165.839.21854.1195717641.19.5單井平均6.629.510.963.132.314.854.2170913691.38.54、方案區(qū)鄰近井熱采效果評價及影響因素分析由于方案區(qū)投產(chǎn)的熱采直井投產(chǎn)時間較短，受地面條件制約，生產(chǎn)不正常。 為評價本塊熱采效果，尤其是直井效果，對與本次方案區(qū)緊鄰的陳373主體的 9 口熱采井進行了產(chǎn)能評價。由于是一套沉積體系，它們的油層厚度、原油粘 度、層位等地質(zhì)參數(shù)均與方案區(qū)一致，所以，其熱采效果對陳311塊開發(fā)具有 借鑒作用。（1）鄰近井熱采效果評價這9 口井于2007年先后