孤岛中二南馆6稠油剩余油研究及开发应用

【摘要】孤岛油田中二南Ng6稠油进行热采，整体上较为合理，实际年产油和单井产量均达到了方案设计指标，平均采收率达到25.0%，取得较好的效果。由于井网的不完善，造成局部富集剩余油控制程度差，平面上控制剩余地质储量大，进一步加密和扩边调整的潜力大。

【关键词】热采 采收率 剩余油 加密

孤岛油田位于山东省东营市河口区境内，黄河入海口北侧，构造上位于济阳凹陷-沾化凹陷的东部，是一大型披覆背斜构造油气藏。稠油区位于孤岛背斜构造侧翼，纵向上分布处于稀油与边底水之间的油水过渡带，平面上围绕孤岛油田呈环状分布，主要包括Ng5、Ng6和Ng3-4三个稠油环，含油面积43.3Km2，地质储量7068.0×104t。

1 地质研究

1.1 精细构造研究

从以2m间距构造线的孤岛油田中二区南部稠油Ng63砂体顶、底面微构造图上得出，加密区位于Ng6稠油环东部，孤岛披覆背斜顶部的东倾部位，总体构造面貌表现为南高北低，南北高差18m，构造较为平缓，砂体顶、底面构造形态基本一致，构造具有继承性。

1.2 精细地层对比

在地层层次对比理论的指导下，通过对中二区南部Ng6稠油加密区东西向、南北向馆陶组3-6砂组地层对比，通过建立骨架剖面，将该区Ng6砂组5个小层细分成10个单砂层，其中主力层Ng63内部夹层发育较好，将其细分成631、632、6333个单砂层时间单元。通过精细细分主力层Ng63，达到了深化加密区地质认识，精细挖掘剩余油的潜力。

1.3 精细储集层沉积分布特征

通过对渤118井等的取芯分析和东西向、南北向馆陶组6砂组测井曲线的对比分析，中二区南部Ng6稠油属河流相正韵律沉积，表现为辫状河流相沉积，高速主流线不明显，心滩不固定。从沉积微相平面图，共识别出了心滩、河道、泛滥平原等微相。Ng631、632、6333个沉积微相自下而上表现出河道沉积向加密区中部逐渐收缩。

2 剩余油分布特征

2.1 采出程度较低，单井控制剩余地质储量大，具有调整的物质基础

中二南Ng6稠油单元经过近11年的热采开发，整体采出程度较低，平面上水平井区采出程度相对较高，达到20%，大面积的直井布井区采出程度在10%左右，平均采出程度仅有13.3%。另外从剩余油来看，平面上反九点法井网完善的中部和断层附近剩余油富集，单井控制剩余地质储量在15.0×104t左右，井网不完善的北部单井控制剩余地质储量也达到了7.0×104t以上，平均单井控制剩余地质储量达到12.6×104t，剩余油较为富集；纵向上由于层间差异，主力层Ng63大面积发育，采出程度相对较高，小层累产油达到44.4×104t，但剩余储量仍达到256.6×104t，Ng6剩余油达到289.6×104t，因此，从采出程度和剩余油分析，该单元具有进一步加密和扩边的物质基础。

2.2 井间含油饱和度高，剩余油富集，加密潜力大

应用玛克斯-兰根海热量平稳及传导方程，计算了不同原油粘度及不同油层厚度下的加热面积及最大加热半径，在50℃时粘度为5000mPa.s，油层厚度为15m的油层，吞吐8个周期（累积注汽量为27000t），最大加热半径为39m；吞吐10个周期（累积注汽量为35000t），最大加热半径为44m，注入汽量相当于半径为44m圆形孔隙体积的0.84倍。中二南Ng6稠油蒸汽吞吐数值模拟结果也证实，在吞吐周期数和每米油层注汽量相同的情况下，厚度越大，则加热面积越小；原油粘度越高，加热面积也越小。当油层厚度为10m，50℃时原油粘度10000mPa.s时，吞吐10个周期（累积注汽量为35000t），蒸汽吞吐最大加热半径为43m，与解析法计算结果相差不大。从新井和老井不同距离时的含油饱和度变化情况可得出，距离超过80m后，新井含油饱和度仍高达近60%，与老井相比仅降低了3.5个百分点，说明油层基本未动用。

2.3 从加密新井资料看，对角井间剩余油富集

通过对单元2009年的加密和扩边新井中21斜209、中22斜609井进行周围老井测井曲线和感应值的对比分析，一次加密井中21斜209，2007年6月投产63层，投产井段为1378.6-1392.0m，电性显示该井水淹程度差，Ng63感应在50Ω.m～80Ω.m；扩边井中22斜609，2009年5月投产63层，投产井段为1332.3-1348.6m，电性显示该井水淹程度差，Ng63感应在50Ω.m～90Ω.m，与周围老井对比变化不大，说明单元反九点法对角井之间及井网边部剩余油富集，水淹程度低，具备进一步加密与扩边的潜力。另外，两口热采新井投产后平均日产油达到11.8t，含水仅有75.0%，已累积增油9196t，取得显著的增油效果。

2.4 单元内注水井少，水侵影响弱

中二南Ng6稠油单元曾注过目的层Ng63的水井有11口，1997年为保证中二南上层系注聚效果，对热采区及附近曾射开过Ng63的上层系注水井进行了Ng6井段注灰，先后注灰水井11口，2口井转油井。目前单元Ng6层位注水均已停注，减少了注入水影响。单元曾注过Ng6的水井11口的累注量为78.7×10m3，单元累产水达到261.1×10m3；加密区内曾注目的层水井2口，累积注水量为19.9×10m3，加密区内累产水达到122.9×10m3。因此，目前加密区存水率较低，注入水对加密区水侵影响较弱。

2.5 单元热采老井生产情况良好，水淹程度低

中二南Ng6稠油热采单元1995年开发热采井7口，2005年进行水平井与直井联合布井以及2009年单元加密，使热采井达到34口，加密区产量经历产量平稳和产量上升的井段，日油水平由1995年的67t上升到2009年的293t，年产油由0.8×104t达到10.5×104t，单井日油能力保持在8.0t以上，综合含水保持在75%左右。目前，加密区平均单井日产油能力为8.6t，平均含水控制在75%左右，生产效果较好。3 效果分析

项目实施后，完钻新井20口，新增产能5.1×104t。区块井网密度达到18口/km2，平均单井控制剩余地质储量6.9×104t，其中4口水平井控制含油面积0.35km2，地质储量50×104t，平均单井控制地质储量12.5×104t。区块采收率由25%提高到37.3%，提高12.3%，可采储量增加40.7×104t，取得了较好的效果。

4 结束语

分析孤岛油田中二区南部Ng6稠油潜力及开发调整分析，进一步促进了孤岛油田稠油配套技术的不断完善，为油田挖潜增油增效、提高采收率做出积极的贡献。

参考文献

[1] 陆先亮，束青林，曾祥平，等.孤岛油田精细地质研究[M].北京：石油工业出版社，ISBN 7-5021-5195-8