热油田井油藏地质开采设计书

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1、热油田井油藏地质开采设计书一、钻井目的及设计依据钻井目的：热采井陈29-57井在1235.73米处套套破，目前已工程报废，注灰封井。损失地质储量5.3×104t。为了完善蒸汽驱注采井网，提高储量控制和动用程度，建议钻更新油井陈29-斜更57，从而提高油藏最终采收率。目的层为Ng下22层，兼顾Ng下23层，Ng下22相当于：陈29-57井1268.8-1275m井段油层；Ng下23相当于：陈29-57井1275-1279.2m井段油层。设计依据：依据二、水平井区油藏地质特征1、构造特征本区馆陶组地层产状受基岩古地形的影响，馆下段地层顶面

2、构造形态总体为由南东向北西倾没的单斜构造，构造较为平缓。地层倾角小于2°，各砂层组顶面构造形态纵向上自下而上具有较好的继承性。Ngx22层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1270—1315m。局部发育多个正、负向微起伏。陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372井区发育小的局部低点。Ngx23层：该层总体上表现为南东-北西向单斜构造，油藏顶面埋深-1280—1320m。局部发育多个正、负向微起伏。陈28-斜56井区发育小的局部高点；陈372-陈27-斜59发育一局部沟槽；陈23-斜59井区为一正向微起伏。陈29

3、-斜更57井，位于陈373块Ng下22、23层陈28-斜56砂体构造中高部位（附图2）。192、储层特征本区目的层为河道沉积，各小层砂体呈长条状分布，由于河道侧向迁移，使得两个相邻小层部分叠合，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0.6～15m，局部具有连通区。Ngx22层：该层发育1个含油砂体，河道主体部位陈371-6井区较厚，边部较薄，平均厚度4.0m，砂体厚度在0.8-7.4m。Ngx23层：该层发育1个含油砂体，砂体厚度在1.4-8.7m，平均厚度3.7m(附图2-8)。调整区有效厚度2.0-7.0米

4、，平均有效厚度3.0米。储层平均孔隙度一般32.3%～35.9%，平均渗透率一般1955～3334×10-3μm2。陈29-斜更57井，位于陈373块砂体东部的边部，Ngx22层有效厚度4-7m。预测：该井钻遇油层叠合厚度为7m左右。（附图3）3、流体性质陈373块Ng下22层油藏原油性质为特稠油，地面原油密度1.0003～1.0368g/cm3，地面原油粘度5361-28372mpa.s，凝固点8-26°C。地层条件下原油粘度一般400～800mPa·s，含硫4.74%～5.29%，凝固点一般5～25℃，平均15℃。原油性质在平面上

5、具有由北到南粘度变大的变化趋势，同一口井纵向上原油粘度由上向下有逐渐减小的趋势。地层水总矿化度10661-16703mg/L，氯离子含量6177-9939mg/L，水型为CaCL2型。4、地层压力和温度陈南区馆下段原始地层压力12.9MPa，压力系数1.0，属于正常压力。地温梯度为4.1℃/100m，属于高温异常，油层温度66℃。5、油水关系及油藏类型该区Ng下砂组为受岩性和构造双重控制的岩性构造特稠油油藏。油藏分布具有以下特点：（1）区块内断层不发育，油层主要受岩性和构造控制。19（2）从油藏剖面附图上看出，各小层油水系统不同，各砂

6、层组基本均含油，油层主要分布在I、II砂层组内。Ngx22层南局部有边水，但没有统一油水界面。6、储量评价本次调整加密Ngx22层的含油范围较大，计算动用含油面积5.7km2，平均有效厚度3.0m，单储系数16.8×104t/km2.m，地质储量287×104t，目前采出程度10.4%。陈29-斜更57井的单井控制含油面积为0.04km2，油层有效厚度（叠合）取7m，储量为4.7×104t（附表1）。按30%采收率计算，剩余可采石油地质储量约1.4×104t。三、开采现状及潜力分析1、区块开发历程陈家庄油田陈373块馆陶组油藏为薄层特

7、稠油油藏，该块自2000年5月开始试油，2004年投入开发，从区块的生产情况看，可分为四个开发阶段：第一阶段（2004年1月-2004年12月）蒸汽吞吐试验阶段。该块常规生产井日产油能力一般小于5t/d，从2004年9月先后对该块不同部位的5口井进行热力试采。中部开辟了175m井距的陈373热采试验井组，该区域50℃地面原油脱气粘度25000～34000mpa.s，地层条件下原油含气粘度600～800mpa.s。对比热采井与常规井的开采效果，热采井初期平均单井日产液28.7t/d，日产油12.7t/d，含水55.8％，日产油比常规井高

8、6.8t/d，峰值单井日油达到21.5t/d，热采效果明显优于常规开采。到阶段末，开油井13口，平均单井日产油5.4t/d，阶段末综合含水49.7%，累积产油1.22×104t，累积产水1.43×104t，阶段采出程度0