第十三节_渤中28-1.doc

第十三节 海洋渤中28-1潜山油藏渤中28-1油田位于渤海南部海域,东经1193611939，北纬38173820。油田距塘沽190km,距海岸线最近距离65km，水深2225m、气温-1640。1980年12月中日石油开发株式会社与渤海石油公司合作勘探开发渤南及渤西地区，首钻BZ28-1-1井发现了渤中28-1油田。该油田为渤南凸起上的一个断块型古潜山构造。主要储集层为下古生界碳酸盐岩，储集空间为裂缝和基质孔隙型，含油面积11.3km2,基本探明石油地质储量1139104t,气顶气地质储量24.59108m3,凝析油地质储量47.6104t。一、 构造特征渤中28-1构造为前第三系潜山，潜山由前寒武系花岗岩及下古生界碳酸盐岩组成，其上覆盖新生界地层。西侧和南侧的两条大断层控制该构造的发育和形态。潜山内部有11条主要断层，分为两组，一组近东西排列，另一组近南北向展布。两组断层交织切割。油田可划分为5个含油断块，即北上块、北下块、东南块、西南块和卫星块，地层均为北东倾向的单斜地层，倾角2030。二、储层特征渤中28-1潜山油田纵向上分为上、下两个油组。上油组包括中奥陶系下马家沟组，下奥陶系亮甲山组、冶里组，上寒武系凤山组和长山组，岩性为不等粒白云岩、中-细晶白云岩；下油组由下寒武系毛庄组、馒头组和府君山组组成，岩性为粉晶、细晶白云岩。上油组具有含油气层位多，厚度大，分布广的特点。储集空间以裂缝为主，裂缝类型为构造缝和溶蚀缝。岩心分析平均孔隙度2.24%，渗透率1.8mD。下油组含油层位少，厚度小，分布也局限。储集空间以溶蚀孔和晶间孔为主, 平均孔隙度4.46%，渗透率29.8mD。三、油藏特征（一）、 流体性质地面原油以密度低、粘度低和含硫量低为特征。其中，密度为0.7790.838g/cm3，粘度为0.864.27 mPas，含硫量0.01%0.17%，凝固点-1030，含蜡量15%18%。原始溶解气油比199259m3/m3，体积系数在1.7021.736之间。地层原油密度为0.60990.6334g/cm3，地层原油粘度0.2240.349 mPas，饱和压力30.2731.21MPa。天然气相对密度0.65，甲烷含量81%88%，重烃含量10%左右，属凝析气范围。 地层水总矿化度791162630mg/l，水型为重碳酸钠型。（二）、油藏类型渤中28-1油田上油组为具有气顶和底水的块状油藏。下油组为具边水的层状油藏。西南块沙河街组是一个受构造和岩性控制，具边水、气顶的层状挥发性油气藏。油田的天然驱动方式为弹性溶解气驱加部分气顶驱及水驱，油田属凝析气顶的弱挥发性油藏。四、油藏开发模式（一）、开采简况渤中28-1油田于1989年5月底投产，依靠天然能量衰竭开采。由于生产气油比和含水率上升快，产量递减快，产出的天然气大部分被放空烧掉（每天约60104m3），造成极大的资源浪费,使开发经济效益变差，于1994年10月初关闭停产。油田划分为三个开发单元，即北上块（上油组2井块）、北下块（下油组1井块）和东南块（上油组7、8井块）。北上块和东南块均为带气顶和边底水的块状油气藏，北下块为可能具原生气顶的层状边水油藏。油田共有生产井10口，投产7口，其中N6H水平井为1992年补钻生产井。油田初期投产6口井，每个单元2口井，均以自喷方式生产。1块状油气藏垂向裂缝发育，气窜水锥严重，油井产能下降油田投产初期，上油组北块2口生产井产能较高，N2井255m3/d，N4井365m3/d ，采液强度分别为13m3/d.m和53m3/d.m。N4井发生气窜，气油比高达1000m3/m3，投产不足3个月即被迫关井。N2井同样受垂直裂缝影响，气窜、水锥相继发生，投产仅半年，含水即达30.0%，气油比上升到1000m3/m3。投产一年半，含水上升为50.0%，气油比达2215m3/m3，产量由初期最高时的262m3/d 下降为80m3/d ，至封井前，该井含水已达80.0%，生产气油比在5000m3/m3以上。为改善开发效果，1992年初投产水平井1口（N6H），初期日产水平115m3 。由于油藏压力已处于饱和压力以下，加上水平井射孔段储层物性差，裂缝不发育，渗透率很低（有效渗透率仅0.51.5mD），生产压差高达13.0MPa，造成气窜，生产气油比迅速上升，产量大幅度下降，投产不到一年，气油比即达3160m3/m3，含水率10.0%，产油量由115m3/d降为60m3/d。至封井前，生产气油比大于5000m3/m3，含水率14.0%，日产水平50m3 。东南块上油组投产（7井、8D井）初期即控制压差生产，生产压差0.050.9MPa，气窜现象不明显，生产气油比平均在800m3/m3以下，油井含水一般小于4.0%，单井产能4060m3/d ，生产基本稳定。2 层状油藏非均质程度高，“供液不足”造成产量下降油井停喷下油组2口井（N3井、N5井）投产后，初期产能很高，均在300m3/d 以上，最高时N3井390m3/d ，N5井380m3/d 。由于储层非均质程度高，断块北部N5井300m3/d 以上的高产期只持续了半年多，产量便开始大幅度下降，月平均递减率达7.6%，井口油压由初期的12.0MPa降为6.0MPa。生产测试表明，10.0mm油嘴工作制度下，生产压差高达17.7MPa。从1992年下半年开始，由于能量不足，该井已处于半停喷状态，1993年底停喷关井。断块中部N3井是全油田生产状况最好的一口井，尽管生产压差也很高（15.017.5MPa），产量也逐渐递减，气油比逐渐上升，但其产量递减速度远小于N5井和北上块的3口井，至油田封井时，该井仍有70m3的日产能力，气油比大于1200m3/m3，油井基本不出水，累积产油26.23104t，占油田总产油量三分之一，累积产气2.14108m3，累积产水0.38104m3，地层总压降5.75MPa。3生产特征：a) 生产气油比高，上升速度快，后期综合气油比大于2000m3/t，单井最高达5000m3/m3以上；b) 产量递减快，油田无稳产期；c) 原油采出程度低，仅6.69%；d) 总压降小，为3.184.52MPa。（二）开发历程1概况渤中28-1油田位于渤海南部，海域水深24m，距岸最近距离65km，生产井7口，油层埋深3200m, 建有2个小平台和单点系泊，浮式生产储油轮。油田1989年投入开发，采用射孔完成，酸化后投产，表层套管直径508mm,一般下深500m，技术套管直径339.725mm,下深2000m左右，生产套管直径244.475mm,下深3000m左右，尾管直径177.8mm,下深3600m左右，油管直径88.9mm。油田全部依靠天然能量自喷方式开采，设计产能40104t/a，实际只有17104t/a左右，关井前日产油280t，采出程度9.4%，气油比2600m3/ m3,每日排燃70104m3天然气，含水39%。主要措施是投产水平井1口，采取间开与控制生产。因受油藏性质和海上条件制约，其它得力措施很少。1994年10月关井停产。2采油方式的发展与演变渤中28-1油田分上、下2个油组，上油组有气顶和边水，北平台上油组N4井投产不足二个月气串，挤柴油与间开井效果不大，N2井投产18个月含水50%，气油比为初期的10倍，产量为初期的三分之一。为完善井网，扩大渗滤面积，减低气水影响，1992年投产水平井1口，水平段约200m，裸眼完井，水平段位置较理想，位于油层底部三分之一处，水平井累积增油47856t，停产前气油比高达4500m3/ m3,含水14%。下油组为层状，有边水无气顶，N5井自喷期三年半，停喷后采用间开井、用N4井高压气由油管压入再开井诱喷方法维持断续生产。N3井最好，初期日产油300t,气油比250 m3/ m3,停产前日产60t,气油比3000 m3/ m3,含水3%，累积产油占全油田三分之一，但井口压力只有5.1MPa, 接近停喷。借鉴北上油组开采经验，南平台上油组一直保持较小的生产压差，停产前气油比1200 m3/ m3,单井日产稳定在70t，含水5%，井口压力12MPa。3监测系统渤中28-1油田每年全部井测流压、静压各2次，重点井加测压力恢复曲线，投产5年来共测静压70井次、流压60井次、压力恢复曲线8井次。测压仪器采用RPG-3型机械压力计和Panex1550型、1420型电子压力计，还定期较系统的录取地面常规流体样品和进行高压配样，监测流体物性与组成变化趋势，有助于了解油藏性质。4主要改造措施和效果油井投产前，以解堵为目的进行油井酸化，采用的盐酸浓度10%15%，有助于油田顺利投产。通过油田流体性质监测和开采动态分析，认为油藏性质应属偏于挥发性