王庄油田郑373断块转换开发方式可行性研究

2022-12-11

一、郑373块基本特征

郑373方案区位于郑36块西北部构造高部位, 受岩性构造控制, 基本不含水, 属于郑365块向北扩边产能建设部分。油藏类型为受构造-岩性控制的层状强水敏普通稠油油藏。2008年在郑373区油层大于2m的范围内布井, 采用不规则井网, 井距约300m, 动用含油面积2.39Km2, 动用地质储量116.44X104t, 可采储量17.5 X104t。郑373沙一段稠油油藏目的开发层位Ⅰ砂层组4、5小层, 受岩性和构造控制, 油砂体联片分布, 14小层为主力层, 主力层油层厚度由郑373-1井向东、向北、向西逐渐变薄至岩性尖灭, 由南与郑365井区相连, 有效厚度1.2-3.5m, 非主力层15小层有效厚度0.7-2.5m。油藏埋深1180~1220m, 构造形态比较简单, 呈自东北向西南倾没的单斜构造, 地层倾角约1°-2°。孔隙度24.0~35.6%, 渗透率53.5~700×10-3μm2, 原油密度0.9376~0.9536g/cm3, 50℃时地面脱气原油粘度333~975m Pa·s。

二、郑373块开发现状

郑373断块目前总井数11口, 开井数8口, 开井率72.7%, 其中冷采井9口, 热采井2口 (WZZ373P2、WZZ373-6) , 冷采井占该块总井数的81.8%。日液能力61吨/天, 日液水平46吨/天, 日油能力30吨/天, 日油水平29吨/天, 平均单井日油水平3.7吨/天, 核实水平25吨/天, 动液面905米, 综合含水37.1%。截至2013年12月累采油量6.9309万吨, 累采水量9.2825万吨, 地质储量采出程度5.97%, 可采储量采出程度39.6%, 剩余可采储量10.5691万吨, 地质储量采油速度0.78%, 可采储量采油速度5.21%, 剩余可采储量采油速度8.63%, 自然递减率5.8%, 含水上升率2.4%。累计亏空16.2134万方, 该块目前主要靠弹性能量开采。

通过对该块产能进行分级统计, 可以很明显看出来, 郑373井区油层动用不均衡, 油层中部动用较好, 砂体边部动用较差。累采油量小于0.8万吨的油井4口, 主要是与郑365断块相邻的油井, 原油粘度偏高, 开发效果差;累采油量大于1.8万吨的有三口井WZZ373、WZZ373-1、WZZ373-3, 均为2003年投产老井。

三、郑373块存在问题

1. 地层能量不足

(1) 地层压力下降

沙一段油层温度63-65℃, 地温梯度为3.1℃/100m;原始地层压力11.3-11.9 MPa, 压力系数0.96, 属于常温常压系统。

郑373井2003年5月新投时测压11.76MPa, 郑373-1井2007年9月9日测压10.504MPa, 2010年该块地层压力9.932兆帕, 2011年地层压力9.92兆帕, 2012年地层压力7.602兆帕, 2013年测得地层压力7.421兆帕, 断块地层压力呈逐年下降趋势。

(2) 动液面下降

郑373块2008年投入开发, 冷采投产。目前郑373块平均动液面905米, 与投产初期 (806米) 相比动液面下降了99米。其中有7口井投产能量偏低, 目前能量仍较低, 2口井投产初期能量较高, 目前地层能量下降快。经过6年开采, 目前该块有9口井动液面都已在900m以下, 地层能量天然不足。

(3) 单井产能下降明显

统计该块油井10口 (郑373-7井高含水, 未统计在内) , 与投产初期相比, 平均单井日液能力由13.7吨/天下降至7.6吨/天, 下降了6.1吨/天;日油能力由10.0吨/天下降至3.8吨/天, 下降了6.2吨/天, 下降幅度大。

郑373块弹性开采, 天然能量不足, 日油能力下降明显, 断块整体开发效果变差。郑373-7井投产高含水, 由于该井构造位置较低, 钻遇油层较差, 只钻遇S114层2层6.8米, 油水同层。

四、郑373块转换开发方式可行性分析

根据目前郑373断块天然能量不足, 地层能量下降、单井产能下降明显的特点, 当务之急是适时转换开发方式, 及时补充断块地层能量, 提高单井产能, 从而提高断块整体开发水平。

1. 注热水开发

郑373沙一段油藏整体评价原油粘度较低、油层较薄、单井控制储量小, 故选择注热水开发是基本合理的。

2008年郑373沙一段产能建设方案实施后, 因地面注水系统不配套, 影响了油井转注工作的开展, 下步应尽快完善注水系统, 并做好该块油井转注工作, 注热水 (热水温度高于80度) 开发, 最大限度地提高油井产能。

2. 蒸汽吞吐降压开发

由于郑373井区东南部与郑365热采区块相邻的4口油井原油粘度较高 (原油粘度在8000 m Pa·s左右) , 建议仍采用注蒸汽吞吐降压开采。

两种开发方案, 可以优选单井进行试验, 并根据试验结果, 最终选出最适合该井区特点的一种开发方式, 全面提高郑373井区整体开发水平。

五、风险分析

1. 王庄油田目前无注热水开发先例, 郑373井区注热水开发存在一定风险, 建议加强该井区注热水配伍室内实验及现场注热水试验。

2. 郑373井区布井范围油层碾平厚度只有3.87m, 加之粘土矿物含量高、水敏性较强, 注热水开发能否成功存在一定的风险, 需要提高注热水质量 (温度、配伍参数等指标) 以改善开发效果。结论

郑373井区主体开发部位无边、底水, 只能依靠天然能量开发。根据郑373块目前开发现状及存在问题, 可以明显看出, 适时转换开发方式势在必行。在地层能量持续下降, 天然能量不足, 油井单井产能急剧下降, 没有其它能量补充的情况下, 只有依靠转换开发方式, 增加地层能量, 提高郑373块整体开发水平。

摘要：王庄油田郑373断块位于郑36块西北部构造高部位, 属于郑365块向北扩边产能建设部分。受岩性构造控制, 基本不含水, 油藏类型为受构造-岩性控制的层状强水敏普通稠油油藏。郑373井区存在厚度薄、渗透率低、粘土含量高、水敏性强等特点, 构造形态比较简单, 呈自东北向西南倾没的单斜构造。由于地层能量天然不足, 目前该块存在主要问题是断块产液量下降, 断块整体开发效果变差。本文主要介绍了王庄油田郑373块目前开发现状及存在问题, 对该块下步适时转换开发方式的可行性进行了研究、分析。

关键词：普通稠油,天然能量,注热水开发,注蒸汽吞吐开发,地层能量,渗透率,孔隙度,薄层,开发方式转换