王庄油田郑373断块转换开发方式可行性研究

李睿（胜利石油管理局滨南采油厂 山东 滨州 256600）

一、郑373块基本特征

郑373方案区位于郑36块西北部构造高部位，受岩性构造控制，基本不含水，属于郑365块向北扩边产能建设部分。油藏类型为受构造-岩性控制的层状强水敏普通稠油油藏。2008年在郑373区油层大于2m的范围内布井，采用不规则井网，井距约300m，动用含油面积2.39Km2，动用地质储量116.44X104t，可采储量17.5 X104t。郑373沙一段稠油油藏目的开发层位Ⅰ砂层组4、5小层，受岩性和构造控制，油砂体联片分布，14小层为主力层，主力层油层厚度由郑373-1井向东、向北、向西逐渐变薄至岩性尖灭，由南与郑365井区相连，有效厚度1.2-3.5m，非主力层15小层有效厚度0.7-2.5m。油藏埋深1180～1220m，构造形态比较简单，呈自东北向西南倾没的单斜构造，地层倾角约1°-2°。孔隙度24.0～35.6%，渗透率53.5～700×10-3μm2，原油密度0.9376～0.9536g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度333～975mPa·s。

二、郑373块开发现状

郑373断块目前总井数11口，开井数8口，开井率72.7%，其中冷采井9口，热采井2口（WZZ373P2、WZZ373-6），冷采井占该块总井数的81.8%。日液能力61吨/天，日液水平46吨/天，日油能力30吨/天，日油水平29吨/天，平均单井日油水平3.7吨/天，核实水平25吨/天，动液面905米，综合含水37.1%。截至2013年12月累采油量6.9309万吨，累采水量9.2825万吨，地质储量采出程度5.97%，可采储量采出程度39.6%，剩余可采储量10.5691万吨，地质储量采油速度0.78%，可采储量采油速度5.21%，剩余可采储量采油速度8.63%，自然递减率5.8%，含水上升率2.4%。累计亏空16.2134万方，该块目前主要靠弹性能量开采。

通过对该块产能进行分级统计，可以很明显看出来，郑373井区油层动用不均衡，油层中部动用较好，砂体边部动用较差。累采油量小于0.8万吨的油井4口，主要是与郑365断块相邻的油井，原油粘度偏高，开发效果差；累采油量大于1.8万吨的有三口井WZZ373、WZZ373-1、WZZ373-3，均为2003年投产老井。

三、郑373块存在问题

1.地层能量不足

（1）地层压力下降沙一段油层温度63-65℃，地温梯度为3.1℃/100m；原始地层压力11.3-11.9 MPa，压力系数0.96，属于常温常压系统。

郑373井2003年5月新投时测压11.76MPa，郑373-1井2007年9月9日测压10.504MPa，2010年该块地层压力9.932兆帕，2011年地层压力9.92兆帕，2012年地层压力7.602兆帕，2013年测得地层压力7.421兆帕，断块地层压力呈逐年下降趋势。

（2）动液面下降

郑373块2008年投入开发，冷采投产。目前郑373块平均动液面905米，与投产初期（806米）相比动液面下降了99米。其中有7口井投产能量偏低，目前能量仍较低，2口井投产初期能量较高，目前地层能量下降快。经过6年开采，目前该块有9口井动液面都已在900m以下，地层能量天然不足。

（3）单井产能下降明显

统计该块油井10口（郑373-7井高含水，未统计在内），与投产初期相比，平均单井日液能力由13.7吨/天下降至7.6吨/天，下降了6.1吨/天；日油能力由10.0吨/天下降至3.8吨/天，下降了6.2吨/天，下降幅度大。

郑373块弹性开采，天然能量不足，日油能力下降明显，断块整体开发效果变差。郑373-7井投产高含水，由于该井构造位置较低，钻遇油层较差，只钻遇S114层2层6.8米，油水同层。

四、郑373块转换开发方式可行性分析

根据目前郑373断块天然能量不足，地层能量下降、单井产能下降明显的特点，当务之急是适时转换开发方式，及时补充断块地层能量，提高单井产能，从而提高断块整体开发水平。

1.注热水开发

郑373沙一段油藏整体评价原油粘度较低、油层较薄、单井控制储量小，故选择注热水开发是基本合理的。

2008年郑373沙一段产能建设方案实施后，因地面注水系统不配套，影响了油井转注工作的开展，下步应尽快完善注水系统，并做好该块油井转注工作，注热水（热水温度高于80度）开发，最大限度地提高油井产能。

2.蒸汽吞吐降压开发

由于郑373井区东南部与郑365热采区块相邻的4口油井原油粘度较高（原油粘度在8000 mPa·s左右），建议仍采用注蒸汽吞吐降压开采。

两种开发方案，可以优选单井进行试验，并根据试验结果，最终选出最适合该井区特点的一种开发方式，全面提高郑373井区整体开发水平。

五、风险分析

1.王庄油田目前无注热水开发先例，郑373井区注热水开发存在一定风险，建议加强该井区注热水配伍室内实验及现场注热水试验。

2.郑373井区布井范围油层碾平厚度只有3.87m，加之粘土矿物含量高、水敏性较强，注热水开发能否成功存在一定的风险，需要提高注热水质量（温度、配伍参数等指标）以改善开发效果。

结论

郑373井区主体开发部位无边、底水，只能依靠天然能量开发。根据郑373块目前开发现状及存在问题，可以明显看出，适时转换开发方式势在必行。在地层能量持续下降，天然能量不足，油井单井产能急剧下降，没有其它能量补充的情况下，只有依靠转换开发方式，增加地层能量，提高郑373块整体开发水平。

[1]王庄敏感性稠油油藏，石油大学出版社，2011.

[2]油田开发测井，孙建孟，中国石油大学出版社，2008.

[3]稠油热采工艺，石油工业出版社，2007.