稠油油藏注蒸汽开发可行性研究报告Word文档格式.docx
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附图1-24某油田C373块Ng下23有效厚度等值图
附图1-25ZZ区块C27-斜77井～C45-77井油藏剖面图（东西向）
附图1-26ZZ区块C315-2井～C39-斜75井油藏剖面图（南北向）
附图2-1C315-2井采油曲线
附图2-2C35-x79井采油曲线
附图2-3C376井采油曲线
附图2-4C373-平1井采油曲线
附图2-5C376井原油粘温曲线
附图3-1C37-x77井数模拟合情况
附图3-2直井在不同有效厚度下累积采油量关系曲线
附图3-3热采井单井日产油量与注汽强度关系
附图3-4水平井在不同有效厚度下累积采油量关系曲线
附图3-5水平井注汽强度与油汽比、采出程度关系曲线
附图4-1ZZ区块水平井-水平井方案Ng下12-1井位部署图
附图4-2ZZ区块水平井-水平井方案Ng下12-2井位部署图
附图4-3ZZ区块水平井-水平井方案Ng下13-1井位部署图
附图4-4ZZ区块水平井-水平井方案Ng下13-2井位部署图
附图4-5ZZ区块水平井-水平井方案Ng下21-1井位部署图
附图4-6ZZ区块水平井-水平井方案Ng下21-2井位部署图
附图4-7ZZ区块水平井-水平井方案Ng下21-3井位部署图
附图4-8ZZ区块水平井-水平井方案馆下段井位部署图
附图4-9ZZ区块水平井-直井方案馆下段井位部署图
概况
（一）区域地质简况
某油田位于某镇以北约2km，区域构造位于中部。
呈东西走向，横亘于KK坳陷中部，北临HH凹陷，南与DD凹陷相连，东接HH—DD凸起，西与WW凸起相望（图0-1）。
图0-1C家庄地区区域构造位置图
某油田1973年钻探C7井（发现井），获日产4.7t的工业油流，由此揭开了某油田勘探和开发的序幕。
历经多年的勘探开发，先后发现和探明了C家庄主体C25块、C21-33块、C40块和C373块，发现有馆陶组、东营组、沙一段、奥陶系等多套含油层系，形成披覆构造油藏、地层超覆油藏、岩性构造油藏等多种类型油藏。
截至2005年底，某油田累积上报探明含油面积29.99km2，探明石油地质储量4740.39×
104t。
本次方案区ZZ区块紧邻C373块，位于其南部扩边区域。
（二）ZZ区块方案区情况
2006年编制C373方案时，南部ZZ区块由于试油试采井数少，储量控制程度低，原油粘度高（当时认为是超稠油），2006年方案未部署，随着ZZ区块开发准备井的投入，以及试油试采资料的增加，目前ZZ区块具备了编制方案的基础，主要体现为：
1、原油粘度较以前认识变低
随着2006年方案井的投产以及ZZ区块试采资料的增加，对ZZ区块原油物性取得了新的认识。
原来认为是超稠油区的ZZ区块，通过对多口井的多次原油粘度分析化验，现在认为粘度范围在20000～50000mPa.s左右，为特稠油。
2、具有一定储量规模
2006年方案设计时，C373块投产井数较少，对储层的认识还有一定的局限性。
为加快ZZ区块开发，2007年部署了12口开发准备井，对该区油藏的储层展布特征有了进一步认识，南部含油边界有所扩大，储层厚度比预测增大。
ZZ区块方案区未动用储量为431.86×
104t，具备动用的物质基础。
3、ZZ区块具备方案编制资料条件
截至到目前，ZZ区块方案区已完钻各类井14口，其中探井2口，开发井12口。
其中取芯井为C378井，取芯层位为馆下段1、2砂组，该井取芯进尺27.38m，收获率89.1％，油砂长2.38m，其中油浸芯长2.11m，油斑芯长为0.27m。
该井各类分析化验资料一共66块样品，样品数较少。
在储层微观特征、储层物性等方面的研究过程主要依据北部相邻的取芯井——C31-75井，同时借鉴了C372井及C311井的部分分析化验资料。
ZZ区块试油井有2口，分别是3C376和C378井；
试采井有3口，包括C376、C315-2、C35-X79井，均为常规试采。
1．区域地层特征
C家庄凸起带自下而上钻遇的地层有太古界、古生界、中生界、下第三系沙一段、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组及第四系（图1-1）。
区内发育两个大的不整合面，由下而上第一个不整合面为前第三系顶面不整合，第二个为上、下第三系之间的不整合。
上第三系馆陶组在古地形之上继承性沉积，由北向南层层超覆，将低部位填平以后，最终披覆于潜山之上。
2．地层对比与划分
（1）区域地层划分
本区馆陶组分为馆下段和馆上段。
馆下段是本区主力含油层，为一套灰色、白色块状砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩及中、细砂岩夹灰褐色、紫红色泥岩的岩石组合，自下而上砂砾岩岩性变细，顶部泥岩较发育，最厚可达30m。
馆上段为一套砂泥岩组合，也表现为正旋回沉积特征。
明化镇组至第四系覆盖全区。
馆下段总体上呈下粗上细,自下而上具有砂砾岩含量逐渐降低、泥岩含量逐渐升高的变化趋势。
依据岩、电性组合特征及沉积旋回性，并结合地震资料，将馆下段自下而上划分为五个砂组。
V砂组：
地层厚度0～70m，C4潜山带地层超覆线为1330m。
受古地貌控制，沟谷处地层厚度大，并向C23、C4潜山高部位超覆减薄尖灭。
岩石组合以灰色及浅灰色砾状砂岩、含砾砂岩、细砾岩为主，夹薄层灰色砂质泥岩、灰质泥岩、泥岩。
砾岩含量较高，砾径1～4mm。
砂砾岩单层厚度大，泥岩隔层不发育，砂砾岩含量一般大于90％，仅C7井区泥岩较厚，占地层厚度的40％。
IV-III砂组：
地层厚度0～35m，C4潜山带地层超覆线为1300m左右。
地层及储层发育受古地貌影响减弱。
岩石组合以砂岩、含砾砂岩、中砂岩、粉细砂岩为主，夹薄层泥岩、灰质砂岩和泥质粉砂岩。
砾径1～3mm，砂砾岩含量占80％以上。
II－I砂组：
地层厚度0～60m，C4潜山带地层超覆线为1280m，其中II砂组地层厚度<
15m，岩石组合为中、细砂岩、含砾砂岩与泥岩、泥质粉砂岩互层，砂岩平均含量60％左右；
I砂组地层厚度<
45m，岩石组合为紫红色、绿灰色、灰色泥岩与中、细砂岩互层。
该砂组与下伏的几个砂组明显不同的是：
①泥岩含量显著增大，大于50％，尤其是上部发育10～30m比较稳定的泥岩盖层。
②油层平面上分布稳定而且范围较大。
总体而言，馆下段受古地貌沉积背景影响，由V至I砂组向潜山主峰呈超覆式沉积，沉积范围越来越大。
（2）ZZ区块小层对比与划分
某油田C373块含油层位为馆下段，其与前第三系地层呈不整合接触。
据区域地质研究成果，本区馆下段划分为5个砂层组。
在砂层组划分的基础上，进一步对小层进行精细对比。
在小层精细对比中，主要考虑岩性组合特点、沉积韵律性、电性特征及隔夹层分布等，同时由于本区馆下段为河流相沉积，因而采用等高程对比法进行对比。
ZZ区块方案区紧邻C373块，两者为同一沉积体系，地层划分、储层特征等相一致。
但由于C373块的总体构造形态为南东向北西倾没的单斜构造，而方案区位于南部构造高部位，故馆下段往往发育不全，通常只发育三砂组以上的地层（附图1-1、附图1-2）。
通过对C373块所有完钻井进行统层对比，将I～Ⅲ砂组细分为13个小层，确定本次方案区的含油层位为I、II砂层组，其中含油小层为7个（表1-1）。
表1-1某油田ZZ区块含油小层划分表
段
砂层组
小层
单砂体
含油小层
馆
下
I
1
2
√
3
4
II
Ⅲ
合计
13
7
3．隔层分布
本区目的层为河流相沉积，同一小层内往往发育多条河道，各河道砂体呈条带状分布。
不同小层砂体由于沉积时期的差异，河道侧向迁移，使得两个相邻小层间只有部分砂体叠合，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0.6～6m，局部具有连通区（附图1-3～附图1-4）。
方案区内各小层之间隔层总体比较发育，除Ng下12-1与Ng下12-2、Ng下12-2与Ng下13-1以及Ng下21-2与Ng下21-3砂体间局部由于河道下切增厚等原因形成上下连通外，其余小层间均有比较稳定的隔层分布，一般2～5m。
Ng下12-1与Ng下12-2之间的隔层厚度为0～6m，其中C376井区隔层厚度较大，在5m以上；
C35－斜79井区为局部连通区，向C315-2井区隔层厚度逐渐增大。
Ng下12-2与Ng下13-1砂体间隔层厚度多数为1～3m，C43-斜81井区附近为局部连通区域。
1．区域构造背景
C家庄凸起具双层结构特征，基底层由前第三系组成，披覆层由第三、第四系组成。
凸起主体受长期的风化剥蚀及构造运动的改造，基岩顶面起伏不平，特别是罗西断层对C家庄凸起前第三系分布及古地貌的形态有着重要的控制作用。
罗西断层晚侏罗世—早白垩世开始活动，古新世—始新世早期活动逐渐停止，在C家庄凸起中部形成一北北西向的断沟。
批覆于基岩之上的第三系在一定程度上继承了基岩的构造特征，因此基岩的断裂系统及构造形态对第三系储层的发育状况及其成藏条件具有一定的控制作用。
C373块位于某油田南部，从基岩顶面构造图（图1-2）上可以看出，该区域前第三系顶面构造为一北西向的沟谷形态，类似现代河流沉积的河谷，多期河道砂体纵向上叠置，平面上交织，形成了C373块馆下段纵向上含油层位多，平面上油水关系复杂的层状构造－岩性稠油油藏。
2．断裂系统
三维地震资料显示，C373块馆下段构造比较平缓，没有大的断层发育。
在ZZ区块方案区内没有断层发育。
3．构造形态
C373块馆下段总体构造形态为由南东向北西倾没的单斜构造，油藏顶面埋深1190～1250m，地层倾角2°
～3°
，各小层顶面构造形态纵向上具有继承性（附图1-5～附图1-9）。
本次方案区位于构造高部位，油藏顶面埋深1190～1200m，构造平缓。
C27-斜77井区受古地形影响，为一小型鼻状构造；
沿C31-斜77井为一南北向小型负向构造。
1．沉积特征
（1）岩性及沉积构造
据对岩心观察，目的层岩性以中、细砂岩为主，其次为含砾砂岩。
见有平行层理、板状交错层理、波状交错层理等，底部见有冲刷面。
反映河流相沉积环境特征。
（2）岩石学特征
根据C31-75井岩石组分分析资料，岩石中石英含量37%～41%，平均为39%，长石含量31%～34%，平均为32%，岩屑含量为27%～31%，平均为29%。
总体反映岩石成分成熟度较低，为近源沉积。
（3）粒度特征
粒度中值范围0.12～0.83mm，平均0.39mm，胶结疏松，分选系数1.3～2.0，平均1.55，磨圆度为次棱角状，以颗粒方式支撑，接触关系为点接触，胶结方式以孔-接式胶结为主；
粒度概率图表现为二段式特征，以跳跃总体为主，含量80%以上。
跳跃总体与悬浮总体的截点在1.5～2.5φ之间（图1-3）；
C-M图：
以OP、PQ、QR段较发育（图1-4），反映沉积物以滚动搬运和悬浮搬运为主，表现为河流相沉积特点。
图1-3C372井Ng下22粒度概率曲线
图1-4ZZ区块Ng下沉积物C-M图
（4）砂体平面分布形态
通过综合分析，C373块馆下段为河流相沉积，各砂体平面分布形态以条带状为主，物源主要来自南东方向。
对砂体边界的确定遵循2个原则：
①以沉积相（河流相）观点为基础圈定砂体边界；
②以油水关系指导砂体边界的确定。
总体来讲，各小层砂体厚度较薄，一般2～8m，砂体延伸方向主要为南东—北西向。
同一小层往往存在多条条带状砂体，砂体厚度从河道中心向两侧逐渐减薄（附图1-10～附图1-14）。
ZZ区块方案区内各小层储层展布如下：
（1）Ng下12-1分为东西两个河道，砂体厚度2～6m，平均在4m左右，西部的河道厚度中心位于C29-83井附近，厚度大于4m。
东部的河道厚度中心在C43-斜81经附近，厚度在6m左右。
与北部相比总体上砂体厚度变化不大。
（2）Ng下12-2砂体分布范围主要集中在东部，厚度一般在4m以上，西部河道砂体厚度较薄，在2m左右。
厚度中心主要集中在C33-斜83及C315-2井区，厚度6m左右。
与北部相比砂体厚度有增大趋势。
（3）Ng下13-1在方案区西部河道厚度较薄，一般在2m左右，东部河道在C315-2井及C48-斜80井区存在两个厚度中心，砂体厚度在4m以上，但总体来砂体厚度不大，平均厚度在3m左右。
与北部相比砂体连片范围变大。
（4）Ng下13-2在方案区内分为两个河道，西侧的河道砂体厚度较大，一般4～6m，厚度较大区域主要分布在C29-斜81井以北区域以及C31-斜85井区附近，厚度在6m以上。
东部的河道砂体厚度一般2～4m，厚度中心位于C315-2井及C378、C379井附近，厚度在4m以上。
与北部相比砂体厚度略有减小。
（5）Ng下21-2在方案区内发育有三条河道，最东侧河道砂体厚度较薄，一般2～4m，其余两条河道砂体厚度一般4～6m。
在C33-斜83井区及C43-斜81井区附近存在两个厚度中心，砂体厚度在6m以上。
与北部相比总体上砂体厚度变化不大
2．储层物性
（1）岩心分析的储层物性
统计ZZ区块C31-75井岩芯物性分析的样品数为116块，层位从Ng下13-1～Ng下22。
但由于储层岩性疏松，分析的储层物性偏大，因此，从中筛选比较可靠的数据进行统计。
据对54块岩心样品分析的孔隙度值统计，孔隙度一般31%～46%，平均38%，对35块岩心样品分析的渗透率值统计，渗透率一般1000～6000×
10-3μm2，平均3400×
10-3μm2，属于高孔、高渗储层（表1-2）。
（2）储层物性参数测井解释
①孔隙度解释模式
利用某油田5口井的21层资料建立的声波时差与岩心孔隙度关系式（图1-5）:
Φ=0.1508Δt-24.2023
R=0.85
表1-2C31-75井岩芯分析物性统计表
图1-5某油田声波时差与孔隙度图版
②渗透率解释模式
由于本区馆下段储层岩性为疏松砂岩储层，取心井没有进行保形取心，岩芯分析的储层孔隙度、渗透率值普遍偏大，因此在建立储层孔隙度与渗透率关系时，筛选了相关性比较好的41块样品分析的储层物性参数回归了渗透率计算公式：
K=6.4651e0.1705Φ
R=0.90
③含油饱和度解释模式
利用C372井5块馆下段岩电实验结果建立含水饱和度经验公式：
LgSw=0.3954LgRw-0.871LgΦ-0.3954LgRt-0.2013
地层水电阻率用水分析资料计算取得，取平均值0.2252Ω·
m.
（3）储层非均质性
在建立了储层测井解释模型基础上，筛选了18口井对馆下段I～III砂层组12个小层进行了测井二次解释。
据统计，储层为高孔、高渗储层，各小层储层物性具有以下特点：
①储层平均孔隙度一般31%～34%，平均渗透率一般1500～2100×
10-3μm2。
②储层纵向上具有非均质性（图1-6），II砂层组物性最好，其次为I砂层组，III砂层组物性相对较差。
3．储层敏感性
自生粘土矿物对储层有一定影响，它常与碳酸盐胶结物一起使储层物性变差。
ZZ区块馆下段粘土矿物含量在5%～11%，平均含量8%。
粘土矿物成分见表1-3。
表1-3C31-75井块馆下段粘土矿物组分统计表
层位
样品块数
粘土矿物含量
%
粘土矿物组分相对含量,%
伊/蒙间层
伊利石
高岭石
绿泥石
混层比
Ng下13-1
8
58
27
75
Ng下13-2
83
6
68
Ng下21-1
77
12
70
Ng下21-2
5
29
9
Ng下21-3
11
76
Ng下22
60
28
71
范围
5～11
42～83
3～7
7～46
4～10
65～75
平均
67
21
根据统计，粘土矿物中伊/蒙混层含量较高，平均含量67%。
其次高岭石，平均含量为21%，伊利石含量为5％，绿泥石含量为7%。
伊/蒙混层含量高，达到67％。
C31-75井在1223.30～1258.90m井段取样品18块进行了储层敏感性评价试验。
①速敏性分析
岩样的速敏实验表明，随着注入速度的增大，渗透率略为增大，为非速敏（图1-7）。
图1-7C31-75井速敏实验曲线
②水敏性分析
实验表明，储层具有弱水敏特性（图1-8），当注入水由标准盐水改为蒸馏水时，渗透率变化不大。
图1-8C31-75井水敏实验曲线
③酸敏性分析
实验表明储层具有中等偏强酸敏（图1-9）。
当对储层进行反注酸时，渗透率下降较大，停止注酸后，储层渗透率有所回升。
图1-9C31-75井酸敏实验曲线
④盐敏性分析
盐敏实验结果，临界矿化度为2335mg/L，属于弱盐敏（图1-10），反映水矿化度小于9861mg/L时，随着矿化度的降低，渗透率减小。
⑤碱敏性分析
碱敏性分析主要是评价碱性工作液与与储层岩石或储集层液体的接触，反应形成不溶物，造成对储层的伤害程度。
实验表现储层具有中等偏弱碱敏性质（图1-11）。
图1-10C31-75井盐敏实验曲线
图1-11C31-75井碱敏实验曲线
综上分析，ZZ区块馆下段南区储层具有无速敏、弱水敏、中等偏强酸敏、弱盐敏和中等偏弱碱敏特性。
4．储层微观孔隙结构特征
（1）孔隙类型
对C31-75井选取了11块样品进行扫描电镜分析，主要包括以下三种孔隙类型（表1-4）：
①粒间孔隙：
主要是原生孔隙和改造后的次生孔隙，一般10～250μm。
②溶蚀孔隙：
包括格架颗粒溶蚀孔和碎屑颗粒部分被溶蚀所形成的粒内蚀孔隙。
③晶间微孔隙：
既有原生微孔隙，又有次生微孔隙，孔径2μm～10μm。
表1-4C31-75井岩样品扫描电镜分析
样品
孔隙特征
块数
粒间孔μm
喉道μm
微孔μm
11～25
/
2～7
16～123
2～9
16～117
14～248
20～58
2～10
17～164
2～8
14～223
10～49
（2）孔喉分布特征
①岩石铸体薄片孔隙特征
通过选取C372井的4块样品进行岩石铸体薄片孔隙分析（表1-5），具有以下特点：
面孔率较高，一般在20%以上；
平均孔隙半径较大，大于120μm；
平均孔喉比大于5；
平均配位数大于3；
平均形状因子较低，反映孔隙接近圆形的程度较低。
表1-5C372井馆下段岩石铸体薄片孔隙结构参数（图象分析）
序号
样品号
层位
孔隙总数
面孔率
平均孔隙半径
μm
平均比表面
μm-1
平均形状因子
平均孔喉比
平均配位数
均质系数
分选系数
19
Ng下14
359
31.42
203.00
0.13
0.28
5.77
3.76
0.17
102.58
49
306
23.43
228.07
0.23
9.91
3.67
0.20
66.48
55
303
29.65
170.73
0.15
8.22
3.88
0.27
94.98
95
30.37
124.85
0.30
7.35
3.63
100.16
②压汞法分析孔喉分布特征
a.毛管压力曲线形态：
曲线具有明显的平台，排驱压力小，一般0.0078～0.0126MPa，反映孔隙连通性好（图1-12）。
b.压汞法孔隙结构参数
压汞资料反映储集层孔隙连通喉道大小、分布状况以及相应喉道所连通的孔隙总体积的多少。
本区利用C372井取样对储层孔隙结构进行了分析（表1-6）。
从表中可以看出，本区储层孔隙结构具有以下特点：
图1-12C31-75井压汞法毛管压力曲线
（a）最大孔喉半径Rmax与孔喉半径平均值Rp相差较大，反映孔喉大小相差较大。
表1-6C372井压汞法孔隙结构参数表
最大孔喉半径μm
孔喉半径平均值μm
均质系数
变异系数
岩性系数
结构系数
Ng下13-1
58.419
12.353
0.209
0.724
0.3788
2.096
32
91.48
21.588
0.232
0.756
0.2964
2.613
46
90.691
17.538
0.192
0.958
0.2231
2.7
93.814
22.656
0.237
0.73
0.3247
2.422
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