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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5.3104t。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
2、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-12701315m。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-12801320m。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-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）。2、储层特征本区目的层为河道沉积，
3、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0.615m，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，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1955333410-3m2。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
4、。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1.00031.0368g/cm3，地面原油粘度5361-28372mpa.s，凝固点8-26C。地层条件下原油粘度一般400800mPas，含硫4.74%5.29%，凝固点一般525，平均15。原油性质在平面上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
5、。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。（2）从油藏剖面附图上看出，各小层油水系统不同，各砂层组基本均含油，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16.8104t/km2.m，地质储量287104t，目前采出程度10.4%。陈29-斜更57井的单井控制含油面积为0.04 km2
6、，油层有效厚度（叠合）取7m，储量为4.7104t（附表1）。按30%采收率计算，剩余可采石油地质储量约1.4104t。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2500034000mpa.s，地层条件下原油含气粘度600800mpa
7、.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1.22104t，累积产水1.43104t，阶段采出程度0.9%（表3-1）。第二阶段（2005年-2007年），产能建设阶段。为提高储量动用程度，在陈373块有效厚度大于6m的区域，设计动用馆陶组含油面积5.3km2，地质储量1246104t，总井数113口，钻新井108口，采用蒸汽吞吐开发，单井配产8t，建产
8、能20.8万吨。同时为保持区块的相对稳产和现场的实际情况，分三年实施。到2007年新井全部完钻投产，平均单井钻遇油层3层13.1m，陈373区块的达到注蒸汽开发条件的80口热采井初期平均单井产能达到8.5t/d。在开发中，由于油稠，采用空心杆掺水工艺开采。到2007年底，该块共有油井128口，开井118口，日产油量477t/d，含水71.5%，单井日油4.5t/d，阶段产油25.59104t，平均采油速度0.48%，阶段采出程度1.51%,阶段注汽13.71104t，阶段油汽比1.86。第三阶段（2008年-2009年），稳产高产阶段。阶段末，共开油井121口，日产油量460t/d，含水79.
9、8%，平均单井日产油4.2t，阶段产油35.25104t，平均采油速度0.99%，阶段采出程度3.5%，阶段注汽35.84104t，阶段油汽比0.98。第四阶段（2010年-目前），产量递减阶段。由于该块层薄、油水关系复杂、原油粘度大等因素，多轮次后出现了产量递减大，含水上升快的问题。产量大幅下降，由460t下降到目前的233t，含水上升到90.8%。阶段末，共开油井106口，平均单井日产油2.3t，阶段产油32.82104t，阶段采出程度1.85%，阶段注汽66.0104t，阶段油汽比0.50。2、区块开发现状至2013年10月，陈373块共有油井147口，目前开油井115口，日产液水平31
10、58t/d，日产油329t/d，平均单井日油水平2.9t/d，综合含水89.6%，累计产油94.9104t，累计产水418.2104m3，采油速度0.68%，采出程度5.95%。累计注汽625井次，累计注汽量9116.3104t，累计油汽比0.82。平均动液面672m，井网密度17.2口/km2，井距175m，单井控制地质储量12.8104t，地层压降2.4MPa。3、目的层开采现状至2013年10月，陈373块Ngx22-3层共有油井71口，目前开油井61口，日产液水平1602t/d，日产油208t/d，平均单井日油能力3.5t/d，综合含水87.0%，平均动液面734m，累计产油50.71
11、04t，累计产水193.4104m3，采油速度1.26%，采出程度10.45%。累计注汽175井次，累计注汽量56.7104t，累计油汽比0.89。井网密度8.4口/km2，单井控制地质储量6.0104t，地层压降3.2MPa。目前处于“低采出程度、高含水”的开采现状。 4、目的层邻井开采现状陈29-斜更57井周围，有5口同层生产井，其中陈29-57井为2006年12月投产，初期日液17.6t，日油8.5t，含水55%，目前该井报废，累采油1.15万吨；陈311井2003年10月投产，一直冷采，初期产量为日液6.1t，日油2.3t，含水62.9%，目前供液差，待防砂作业，累采0.8万吨；陈29
12、-X55井2006年12月投产，该井初期产量为日液15t，日油7.3t，含水51%，已吞吐7周期，目前日液32.9t，日油11.2t，含水66%，累采1.2524万吨；陈31-X57井2013年6月投产，该井初期产量为日液37.7t，日油5.6t，含水85%，目前日液20.8t，日油5.4t，含水74.1%，累采0.0862万吨；陈27-X57井2007年1月投产，该井初期产量为日液25.6t，日油16t，含水37.7%，已吞吐7周期，目前日液19.1t，日油5.4t，含水79.1%，累采1.5万吨；陈28-X56井2007年1月投产，该井初期产量为日液14.5t，日油7.7t，含水46.8%
13、，已吞吐5周期，目前日液16.6t，日油4.5t，含水73.1%，累采1.4298万吨（附表3）。5、潜力分析该井区东部储量落实，具备一定的物质基础。井区西部直井投产目的层有效厚度7m左右，储量落实程度较高。陈29-斜更57井区控制含油面积0.04m2，石油地质储量4.7104t。 6、靶点数据 井口坐标：纵座标（X）4174712，横座标（Y）20631238。靶点：纵座标（X）4174480，横座标（Y）20631450；靶点垂深1270m，完钻垂深1320（不包括补心高）（附表2）。7、投产层位 预计该井钻遇4个油层，投产目的层Ngx22、23。四、热采井产能预测 1、综合时率 新井取陈
14、家庄油田稠油蒸汽吞吐综合时率0.68，年生产时间250天。2、年生产周期 根据陈家庄油田稠油蒸汽吞吐主体热采井实际生产情况，单井1个周期平均生产7.3个月，年生产周期为1.1个，考虑地面注汽作业以及配套完善等因素，综合考虑取单井一年吞吐1个周期。3、新井日产油能力 直斜井采用马克斯兰根海姆公式：q0H0 (S0-S0r)(etD erfc td1/2)/(MR t)式中 q0 垂直井单井产能，t/d H0 油藏有效厚度，m 孔隙度，小数 S0 初始含油饱和度 S0r 残余含油饱和度 etD erfc td1/2 取720左右 MR 油层的热容 0.435 t 蒸汽温度与油层温度之差 有效厚度取
15、4.5m，油藏孔隙度取32%，初始含油饱和度与残余含油饱和度之差取0.25，油层比热取0.435，蒸汽温度与油层温度之差为130，直井单井日产油能力为4.95t。根据周围直井投产后前三年平均单井日油能力为5t，结合陈南热采直斜井实际生产状况，因此确定陈29-斜更57井第一年平均产能为5t/d。4、新井年递减率 统计陈家庄稠油蒸汽吞吐投产时间较长热采井递减情况，月递减为2.1左右，折算年递减率在20.4左右，符合指数递减规律；综合陈373块Ngx22已经过7年的开发，确定新井吞吐年递减率综合取值1520%。图2 陈373块2006年投产新井日油递减曲线五、蒸汽吞吐注采参数1、注汽强度注入油层内的蒸汽携带热量，在蒸汽吞吐过程中一部分损失到底层、盖层和隔夹层中，另一部分残留在距井眼较远的热缘部位。所谓优化的合理注汽强度，应能提供充分加热油层体积所需的热量，同时又不至因注汽量过大而造成过多的热损失。根据陈家庄薄层稠油蒸汽吞吐效果结合数模计算，合理注汽强度选170t/m左右。2、排液量合理排液量是与油层的供液能力相匹配的最大排液量，以有利于油层趁热快采，提高热能利用效率。考虑稠油趁
