桩西稠油油藏开发状况分析
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摘要：桩斜139块位于桩西油田北部滩海区，该块原油粘度高，油层埋藏深，地层出砂严重，海油陆采油井造斜点高、斜度大，造成开发难度大。本文通过摸索稠油热采生产规律，蒸汽吞吐周期，注汽参数对油藏开发效果的影响，并提出下一步工作建议，以期更加合理、高效地开发桩西厂稠油热采油藏。
关键词：油藏 热采 现状 分析
1.基本概况：
1.1地理位置及构造位置
桩西油田桩斜139块位于桩西油田北部滩海区，水深2-3米，构造上位于桩西和埕岛潜山披覆构造带的结合部，北邻埕岛油田埕北35块，南与桩斜137块相接。
1.2勘探开发简况
该块于2001年探明Ng71、Ng72小层含油面积2.5km2，地质储量590×104t，其中Ng71小层含油面积2.0km2，地质储量430×104t。2003年上报动用Ng71小层, 动用含油面积1.22km2，地质储量363×104t，新建产能9.7万吨。
2.油藏地质特征
桩斜139块馆上段储层自上而下由曲流河沉积逐渐过渡为辫状河沉积，油层埋深1550-1650m。储层岩性主要为细粒长石砂岩，储层物性好，孔隙度34%，渗透率1804×10-3um2。该块地面原油密度0.9705-0.9872g/cm3，地面脱气油粘度2727-9196mPa.s。油层压力系数为1.02；地温梯度为3.4℃/100m ，属常温常压系统。该块合计总的含油面积为2.2km2，储量477万吨。
3.开发现状分析
3.1开发现状
桩斜139块方案内21口新井从2003年8月开始投产，桩斜139块到2011年10月区块总井18口开井18口，单元日液能力834吨，日油能力127吨，含水84.8%，累积产油4.4453万吨，累积产水14.7302万立方米，累积注汽3.2084万吨，动液面664米。
3.2 Ng71开发现状初步分析
(1)含水变化不符合稠油油藏热采含水变化规律.常规稠油热采油藏生产井在下泵开井后经过一段时间的吐水期，综合含水由80-90％降至0％±。桩斜139块Ng71层目前投产热采油井11口，除纯油区的桩X139井投产后综合含水较降到22.7％，桩139-X18井降到0％，符合此类油藏开采一般规律。(2)单井产能较低.到2004年8月该块生产Ng71井有13口，其中在构造高部位纯油区内投产的井有5口，在油水过渡带上投产的井有8口，定向井投产初期日油能力平均14.8t/d；水平井平均6.2t/d，与产能方案对比，单井产能偏低。(3)西部井开采效果优于东部井.桩139块Ng71层在西部砂体投产了8口井，其中有6口新井，东部砂体投产了三口新井。西部新井平均峰值产油量19.2t/d，目前单井日产油10.3t/d，分别比东部井高5.3t/d和3.8t/d，目前含水79.1％，比东部井低14.9％，西部新井开采效果优于东部井。(4)吐水期后油井含水的高低受射孔底界距油水界面高度影响明显。从投产Ng71层7口定向井射孔底界距油水界面高度与含水关系看，射孔底界距油水界面高度＞20m的井，吐水期后油井的含水在20％±；射孔底界距油水界面高度在11-20m，含水在20-80％；射孔底界距油水界面高度≦10m的井，含水＞80％。射孔底界距油水界面高度越大，吐水期后油井的含水值越低。(5)注汽强度对油井投产初期含水有一定影响。从实际生产情况看，注汽强度控制在80-120t/m左右的井初期含水在22.7-65.4％，其它注汽强度＜80t/m或＞140t/m的井初期含水在76.9-89.3％。而2口水平井方案设计每米注汽量为25t/m±，实际实施过程中桩139-P1、-P2井分别为90t/m和58t/m，大大超出了方案设计值，造成吐水后综合含水值在91.2-92.3％，且居高不下。
3.3 Ng63开发现状初步分析
Ng63层吞吐试采已取得较好的开发效果。如桩139-X14井2003.8.21冷采Ng 63投产，日液21.2t，日油4.4t，含水79.2％，由于原油粘度大（3840mPa.s），冷采效果不好。2004年3月实施注蒸汽吞吐试采Ng63层，后下泵生产，峰值产油量高达57.8t/d，目前日产油量32t/d，含水为0%，取得较好的开发效果。
4．几点认识及下步工作安排
(1)桩斜139块的热采井吐水后油井含水的高低与射孔底界距油水界面的高度的大小有关；与注汽强度、采液量有关；以及与平面所处纯油区、油水过渡带的位置等多因素有关。(2)桩斜139块西砂体油水体积比为1.3：1，东砂体油水体积比大于1：20。无论东西砂体，都有较好的能量供给。(3)水平井补射剩余油层段，发挥水平井开采底水油藏的优势。
参考文献：
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