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摘要：曙175块大凌河油藏经历蒸汽吞吐、蒸汽驱两种开发方式，目前已处于开发中后期，采出程度达42.41%，接近标定采收率，根据地质和开发特征认识，对其进行中后期评价，为同类型油藏提供治理经验。
主题词：蒸汽吞吐 蒸汽驱 评价
1.概况
曙175块地处辽宁省盘锦市西约30Km处，构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为新生界下第三系沙河街组中段大凌河油层。含油面积0.96Km2，地质储量453×104t。
1.1构造特征
曙175块大凌河油层是古斜坡背景下形成的断鼻构造，构造高点在曙1-7-5井附近。断块西侧为岩性尖灭，其它三面受断层切割，构造面积2.3Km2， 闭合高度140m，地层倾角10°～15°。
1.2沉积特征
曙175块大凌河油层为沙三中期沉积的一套巨厚陆源碎屑浊流沉积体，属扇中亚相沉积。曙175块水下扇砂体展布自下而上逐渐向西侧杜66潜山的南翼超覆，划分为1-5砂体。油藏埋深-960～-1090米，油层平均有效厚度34.4m。油层平面分布特征为东厚西薄，西部地区油层厚度20～40m，向东逐渐增厚为30～70m。
1.3储层物性
大凌河油层储层物性好，属高孔高渗储层。岩性主要为砂砾岩，含砾不等粒长石质硬砂岩和混合砂岩。油层内无稳定泥岩夹层，且具有颗粒粗、分选差、孔隙发育和泥质含量中等的特点。储层平均孔隙度25.0%，平均空气渗透率0.8～1.5μm2，泥质含量 6.04%，粒度中值0.48mm，分选系数2.06，碳酸盐含量7.25%。
1.4油藏类型
曙175块大凌河油层为边底水块状油藏，油水界面为-1090m，油水体积比约为 1：8.5。油层顶部为一分布稳定的泥岩，厚度5.0～20.0m，泥岩上部发育一厚层状的水层。
1.5流体性质
曙175块大凌河油层属特稠油油藏，原油具有密度大、粘度高、胶质+沥青质含量高、含蜡和含硫低的特点。地面脱气原油粘度（50℃）20000～40000mPa·S，原油密度（20℃）0.96～0.99g/cm 3，胶质+沥青质含量为50.33%，含蜡5.13%，含硫0.36%，初馏点233.6℃，凝固点21-30 ℃。地层水为NaHCO3型，总矿化度2684mg/L， 油层上部地层水总矿化度为3700-3900mg/l，油藏边底水总矿化度约为4500-5000mg/l。
1.6压力与温度
曙175块大凌河油藏原始地层温度50℃，原始地层压力10.4MPa，压力系数1.008，目前区块平均压力2.1MPa，地层温度70℃。
2.开发历程与开发现状
2.1开发历程
曙175块自1983年投入开发以来，依据其开发特点及产量变化情况等可划分为三个开发阶段：
（1）吞吐上产阶段（1983年7月—1988年12月）
1983年下半年1-35-32和1-35-330井首先开展蒸汽吞吐试验，取得明显增产效果，于1985年进入全面蒸汽吞吐开发。截止1988年12月底，为完善井网吞吐开发阶段。
该阶段累积注汽41.23×104t，累积采油54.74×104t，阶段油汽比1.33，平均单井注汽2.3周期，采出程度12.08%，阶段末（1988年12 月）油汽比为1.14。
（2）汽驱+吞吐阶段（1989年1月—2000年6月 ）
自1989年1月至2000年6月，为汽驱+吞吐引效开发阶段。在此阶段，通过适时采取边缘排水、中部转汽驱措施，有效控制了油藏边底水侵入速度，保证了汽驱试验的顺利进行。实施分步转汽驱方案，实现了油藏产量接替。利用各种监测方法，进行油藏监测，及时采取了大泵提液、吞吐引效、汽驱注入量调整等措施，并实施二次完善井网，显著提高了开发效果。1990～1995年在没有其它大型调整措施的情况下，油藏中部油层压力由吞吐阶段末期的4.5MPa逐步上升且稳定在6.0～5.0MPa左右，油井生产能力较旺盛，年产油稳定在11.0×104t以上，平均日产油稳定在300t，综合递减控制在-1.1～3.3%。1996年开始进入递减阶段。
（3）停驱吞吐阶段（2000年7月至今）
1998年，由于多年汽驱，汽窜现象严重，个别井组已形成汽驱通道，见效方向单一，且汽驱量逐年减少，因此汽驱效果下降，断块產量递减加快。2000年6月停止汽驱。
从2000年6月停驱至今曙175块进入开发后期，采用吞吐方式进行开发。2000年8月日产量从7月的166t/d下降到131t/d，区块出现产液量缓慢下降、综合含水上升的现象。之后产液量在1200t，日产油110t，综合含水90.8%，维持了10个月左右。2001年后随着一批高含水井及套坏落物井的相继停产，区块的产液量大幅度下降，2007年在边部部署3口水平井[1]，年产量达到1.588万吨， 2012年7月因边水入侵高含水关井。
该阶段共注汽39.0347×104t，阶段采油16.2663×104t，阶段油汽比0.42，采出程度3.63%。
2.2开发现状
截止到2020年4月，全块完钻84口，其中报废井31口，观察井45口，油井8口。
8口油井中，开井4口（捞油3口），日产液14t/d，日产油2t/d，综合含水86.8%，采油速度0.02%，采出程度42.41%，累积产油192.1369×104t，累积产水527.3941×104t，累积注汽430.3191×104t，其中汽驱注汽235.759×104t，累积油汽比0.45，回采水率122.6%。
3.开发评价
（1）产量评价
曙175块8口油井中，开井4口（捞油3口），日产液14t/d，日产油2t/d，均为低效井，低产井。
（2）含水特征
区块平面上随着油藏开发，边底水入侵，目前油井全部高含水。
纵向上区块原始油水界面[3]在-1090m，目前油水界面上升至-1000m。
（3）油藏阶段采出程度高
曙175块自1983年投入开发以来，先后经历吞吐、汽驱开采，目前采出程度42.41%，接近标定采收率。
综上所述，在现有技术条件下，曙175块大凌河油藏后续开发具有较大难度。
参考文献：
[1]陈民锋等.超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理研究[J].特种油气藏，2002，9（2）：37-41.
[2]张锐等.稠油热采技术[M].北京石油工业出版社，1992：104-108.
作者简介：晏淑凤，女，1981年2月出生辽宁省朝阳市，汉族，工程师，2006年毕业于西南石油大学石油工程专业，现于辽河油田曙光采油厂从事地质开发工作。
辽河油田曙光采油厂 辽宁 盘锦 124109
主题词：蒸汽吞吐 蒸汽驱 评价
1.概况
曙175块地处辽宁省盘锦市西约30Km处，构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为新生界下第三系沙河街组中段大凌河油层。含油面积0.96Km2，地质储量453×104t。
1.1构造特征
曙175块大凌河油层是古斜坡背景下形成的断鼻构造，构造高点在曙1-7-5井附近。断块西侧为岩性尖灭，其它三面受断层切割，构造面积2.3Km2， 闭合高度140m，地层倾角10°～15°。
1.2沉积特征
曙175块大凌河油层为沙三中期沉积的一套巨厚陆源碎屑浊流沉积体，属扇中亚相沉积。曙175块水下扇砂体展布自下而上逐渐向西侧杜66潜山的南翼超覆，划分为1-5砂体。油藏埋深-960～-1090米，油层平均有效厚度34.4m。油层平面分布特征为东厚西薄，西部地区油层厚度20～40m，向东逐渐增厚为30～70m。
1.3储层物性
大凌河油层储层物性好，属高孔高渗储层。岩性主要为砂砾岩，含砾不等粒长石质硬砂岩和混合砂岩。油层内无稳定泥岩夹层，且具有颗粒粗、分选差、孔隙发育和泥质含量中等的特点。储层平均孔隙度25.0%，平均空气渗透率0.8～1.5μm2，泥质含量 6.04%，粒度中值0.48mm，分选系数2.06，碳酸盐含量7.25%。
1.4油藏类型
曙175块大凌河油层为边底水块状油藏，油水界面为-1090m，油水体积比约为 1：8.5。油层顶部为一分布稳定的泥岩，厚度5.0～20.0m，泥岩上部发育一厚层状的水层。
1.5流体性质
曙175块大凌河油层属特稠油油藏，原油具有密度大、粘度高、胶质+沥青质含量高、含蜡和含硫低的特点。地面脱气原油粘度（50℃）20000～40000mPa·S，原油密度（20℃）0.96～0.99g/cm 3，胶质+沥青质含量为50.33%，含蜡5.13%，含硫0.36%，初馏点233.6℃，凝固点21-30 ℃。地层水为NaHCO3型，总矿化度2684mg/L， 油层上部地层水总矿化度为3700-3900mg/l，油藏边底水总矿化度约为4500-5000mg/l。
1.6压力与温度
曙175块大凌河油藏原始地层温度50℃，原始地层压力10.4MPa，压力系数1.008，目前区块平均压力2.1MPa，地层温度70℃。
2.开发历程与开发现状
2.1开发历程
曙175块自1983年投入开发以来，依据其开发特点及产量变化情况等可划分为三个开发阶段：
（1）吞吐上产阶段（1983年7月—1988年12月）
1983年下半年1-35-32和1-35-330井首先开展蒸汽吞吐试验，取得明显增产效果，于1985年进入全面蒸汽吞吐开发。截止1988年12月底，为完善井网吞吐开发阶段。
该阶段累积注汽41.23×104t，累积采油54.74×104t，阶段油汽比1.33，平均单井注汽2.3周期，采出程度12.08%，阶段末（1988年12 月）油汽比为1.14。
（2）汽驱+吞吐阶段（1989年1月—2000年6月 ）
自1989年1月至2000年6月，为汽驱+吞吐引效开发阶段。在此阶段，通过适时采取边缘排水、中部转汽驱措施，有效控制了油藏边底水侵入速度，保证了汽驱试验的顺利进行。实施分步转汽驱方案，实现了油藏产量接替。利用各种监测方法，进行油藏监测，及时采取了大泵提液、吞吐引效、汽驱注入量调整等措施，并实施二次完善井网，显著提高了开发效果。1990～1995年在没有其它大型调整措施的情况下，油藏中部油层压力由吞吐阶段末期的4.5MPa逐步上升且稳定在6.0～5.0MPa左右，油井生产能力较旺盛，年产油稳定在11.0×104t以上，平均日产油稳定在300t，综合递减控制在-1.1～3.3%。1996年开始进入递减阶段。
（3）停驱吞吐阶段（2000年7月至今）
1998年，由于多年汽驱，汽窜现象严重，个别井组已形成汽驱通道，见效方向单一，且汽驱量逐年减少，因此汽驱效果下降，断块產量递减加快。2000年6月停止汽驱。
从2000年6月停驱至今曙175块进入开发后期，采用吞吐方式进行开发。2000年8月日产量从7月的166t/d下降到131t/d，区块出现产液量缓慢下降、综合含水上升的现象。之后产液量在1200t，日产油110t，综合含水90.8%，维持了10个月左右。2001年后随着一批高含水井及套坏落物井的相继停产，区块的产液量大幅度下降，2007年在边部部署3口水平井[1]，年产量达到1.588万吨， 2012年7月因边水入侵高含水关井。
该阶段共注汽39.0347×104t，阶段采油16.2663×104t，阶段油汽比0.42，采出程度3.63%。
2.2开发现状
截止到2020年4月，全块完钻84口，其中报废井31口，观察井45口，油井8口。
8口油井中，开井4口（捞油3口），日产液14t/d，日产油2t/d，综合含水86.8%，采油速度0.02%，采出程度42.41%，累积产油192.1369×104t，累积产水527.3941×104t，累积注汽430.3191×104t，其中汽驱注汽235.759×104t，累积油汽比0.45，回采水率122.6%。
3.开发评价
（1）产量评价
曙175块8口油井中，开井4口（捞油3口），日产液14t/d，日产油2t/d，均为低效井，低产井。
（2）含水特征
区块平面上随着油藏开发，边底水入侵，目前油井全部高含水。
纵向上区块原始油水界面[3]在-1090m，目前油水界面上升至-1000m。
（3）油藏阶段采出程度高
曙175块自1983年投入开发以来，先后经历吞吐、汽驱开采，目前采出程度42.41%，接近标定采收率。
综上所述，在现有技术条件下，曙175块大凌河油藏后续开发具有较大难度。
参考文献：
[1]陈民锋等.超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理研究[J].特种油气藏，2002，9（2）：37-41.
[2]张锐等.稠油热采技术[M].北京石油工业出版社，1992：104-108.
作者简介：晏淑凤，女，1981年2月出生辽宁省朝阳市，汉族，工程师，2006年毕业于西南石油大学石油工程专业，现于辽河油田曙光采油厂从事地质开发工作。
辽河油田曙光采油厂 辽宁 盘锦 124109