1、1新滩油田垦东 18 区块转蒸汽驱可行性分析摘要：新滩油田垦东 18 区块目前采出程度低，综合含水高，开发效果差，随着吞吐轮次的增加和采出程度的提高，日产油呈现逐渐下降的趋势，周期持续时间短，增油效果变差。目前开发方式采收率低，需要转换开发方式。参考油藏参数相似的孤东油田九区，蒸汽驱开发提高采收率 20.9%，下步转汽驱是有效的接替方式。 关键词：采收率 转汽驱 垦东 18 区块 新滩油田 KD18 块 1998 年投入开发，先后经历了 5 次扩边、3 次老区井网完善调整，一直采取蒸汽吞吐开发。目前区块存在层间矛盾突出，单井控制储量高，注汽吞吐效果逐渐变差，中心区地层能量下降等问题，为改善 K
2、D18 块的开发效果，有必要该块进行提高采收率综合研究，确定出与该块油藏地质特征相适应的科学合理的开发方式。 1.概况 1.1 区块概况 垦东 18 块位于新滩油田垦东凸起中部。构造简单，整体为一向西南方向抬升的单斜构造。主要含油层系为馆 5、馆 6 砂层组，地层厚约90m，为一套曲流河沉积的砂泥岩互层地层。油层埋藏深度10201110m，油层的横向变化较大。油水关系复杂，各小层具有不同的油水系统。上报含油面积 11.2Km2，有效厚度 8.4m，上报地质储量1678.8104t。 2垦东 18 单元自 1998 年开始进行产能建设，产能建设跨度时间长，先后经历了 5 次扩边、3 次老区井网完
3、善调整。截至目前，垦东 18 单元油井总井 136 口，开井 125 口，日产液水平 3937 吨/天，日产油水平 459.5吨/天，含水 88.3%，累产油 188.75 万吨，累产水 642.5 万吨，累注汽32.9 万吨，采出程度 11.2%，采油速度 0.99%。 1.2 地质储量评价 根据各时间单元的含油面积、有效厚度、储量丰度等参数，将新滩油田含油时间单元按储量规模划分，并对各时间单元进行储量综合评价（表 1-2） ，主力层多属于一类储层。 2.蒸汽吞吐后期存在的问题 2.1 边底水影响加剧 随着内部井的不断开发，地层压力下降，油藏内外压差不断加大，造成边底水高渗透带呈条带状不断向
4、内部推进。由于油水粘度比大，造成部分热采区在采出程度很低（小于 10%）的情况下就高含水，形成了高含水高剩余地质储量区域。从平面上看，西北部和西南部受边底水影响，含水上升快，而且西北部和西南部是以边水为主，且油层厚度小，下步开发难度大。 2.2 地层压降差异大 垦东 18 区块原始地层压力 10.39MPa，地层亏空已达 720.6 万方，但由于边底水影响，目前区块整体压降 1.0MPa。54、55、61 层压降大，分别压降 2.67 MPa 、1.99MPa、1.87MPa，中心区域压降大（3.0MPa） 。 2.3 吞吐效果变差 3随着吞吐轮次的增加和采出程度的提高，垦东 18 区块日产油
5、呈现逐渐下降的趋势，产量从 98 年的 10.6t/d 下降到 3.9t/d，递减率达到30%。 除去靠近边水的热采井统计，平均单井生产周期 358 天，随着轮次增加，油汽比由 2.9 下降到 0.98，下降 1.92。周期持续时间短，增油效果变差。 2.4 采收率偏低 垦东 18 区块标定采收率采用类比法，标定采收率 21%。采用趋势预测法， 垦东 18 区块的采收率分别为 19.9%和 22.8%。区块目前采收率为17.1%，相对偏低。 3.转汽驱可行性分析 3.1 剩余油分布 垦东 18 单元 Ng621 层生产末期含油饱和度图显示，在 Ng621 与Ng622 层砂体连通区域受到下部水
6、体的影响，边水波及面积较大，剩余油饱和度较低，而在油层内部 Ng621 与 Ng622 层隔层发育的区域，隔层对Ng622 层的侵入边水起到了遮挡作用，剩余油饱和度较高。 由于重力分异的作用，侵入边水主要驱扫油层底部，因此油层中下部剩余油少，而顶部的剩余油富集。 平面动用状况对剩余油分布规律起着很大的控制作用，注采井网完善、生产井相对集中的层位、部位剩余油饱和度较低。Ng54 的西部，井网密度较低，中间空有很大部分的面积未得到有效动用。该区域的剩余油也较为富集。 3.2 与油田蒸汽驱油藏筛选标准对比 4与胜利油田蒸汽驱油藏标准相比，新滩垦东 18 区块油层埋深、静总比、原油粘度、含油饱和度等
7、8 项指标指标符合一类油藏要求，原油相对密度符合二类油藏要求，油层厚度符合三类油藏要求。 目前中心区地层压力 7.4MPa，预计 2014 年满足转汽驱要求。 3.3 与蒸汽驱典型区块对比 垦东 18 区块油藏参数与孤东油田蒸汽驱典型区块孤东九区相似，而孤东九区吞吐开发采收率为 15.6%，转蒸汽驱后采收率达到 36.5%，蒸汽驱开发提高采收率 20.9%，所以下步转汽驱是有效的接替方式。 3.4 汽驱先导试验 2012 年底在垦东 18 区块选取储层发育较厚、采出程度较低、含水较高的 1 个井组（KD18-16-8，对应油井 3 口）实施先导试验，累注蒸汽3500 方，注氮气 100000 方，取得了较好效果，日增油能力 5.6 吨，含水下降 2.3 个百分点，目前已累增油 342 吨。 3.5 汽驱井网部署 按照反九点法，共设计汽驱井 10 口，对应油井 53 口，注采井数比1：5.3。 计划 2014 年对压降较大的中心区转驱 4 口，对应油井 17 口。2015年转汽驱剩下 6 口井。合计新增可采储量 105.8 万吨，转汽驱区域提高采收率 11%，折算提高单元采收率 6.3%。
