稠油采油与工艺(王总)
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稠油采油与工艺(王总)
目
录
一、稠油分类与开采方式筛选标准 二、胜科管理区稠油油藏地质特征 三、胜凯管理区稠油油藏地质特征 四、稠油注汽开发配套采油工艺 五、稠油井的生产管理
一、稠油分类与开采方式筛选标准
1、联合国训练研究署推荐的稠油分类标准 2、中国的稠油分类标准 3、我国稠油蒸汽吞吐开采筛选标准 4、胜利油田稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准
类别·亚类及其油藏地质特征
Ⅰ类(目前吞吐工艺)
Ⅱ类(改进吞吐工艺)
Ⅰ-1 Ⅰ-2 Ⅰ-3 Ⅰ-4 Ⅰ-5 Ⅱ-1 Ⅱ-2 Ⅱ-3 Ⅱ-4
低粘 低渗、薄 中渗、薄 深层、厚 中高渗 低粘 低渗、薄 中高渗 普稠 层、普稠 层、普稠 层、普稠 特稠油 普稠 层、普稠 特稠油
超稠
＜3000 ＜0.92 ＜1600 ＞10
（五）C128块
油位于北部构造的高部位，边底水主要位于工区南部， 水油体积比大于10:1，水动力能量充足。
三、胜凯管理区(郑411块)稠油藏地质特征
1、储层岩性（主力油层：沙三上亚段）
埋深 m
13201425
厚度
净 总
m/层
比
岩性
粒度 中值 mm
泥质 %
粘土成分 %
含砾砂岩、
9.7/S31 12.9/S32
注：1、以上均为批准实施方案。 ２、截止到2005年底累投油井149口。
建产能 ×104t 9.4(前三年) 4.2(前三年) 7.7(前三年) 1.3(前三年) 8.4(前三年) 9.1(前三年) 4.2(2006年) 44.3
开发方式 蒸汽吞吐 注水开采 蒸汽吞吐 注水开发 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐
四、胜海管理区KD12块普通稠油油藏地质特 征
1、储层岩性
层位
明化镇 Nm
埋深 m
420.0910.0
厚度 m/层
平均2.82 最厚12.1
井段长 m
490.0
岩性
灰色灰绿色 含砾砂岩、块 状砾岩、粗砂 岩、泥质粉砂 岩与泥岩互层
粒度 中值 mm 0.15
泥质 粘土成分
%
%
4.3 伊/间层84.3
7、区块储层平面展布规律
（一）C4块S2-3 (1) 储层厚度变化大
由构造低部位到高部位，平面上由西北向东南逐渐变薄， 厚度由50m直到尖灭。
(2)油水分布
油位于南部构造高部位，边底水主要位于工区北部，油 水体积比大于1:10,水动力能量充足。 （二）C4块S4(2+3)
(1)原油粘度变化大 构造高部位粘度较低，向构造低部位逐渐变稠。
＞1000 ＞0.32 ＞0.5 ＞0.16 先注水 孤岛
＜10000
＞0.92 ＜1000
＞10 ＞0.4 ＞500 ＞0.28 ＞0.45 ＞0.126 吞吐 金家
＜10000
＞0.92 ＜1200
＞5 ＞0.4 ＞1000 ＞0.28 ＞0.45 ＞0.126 吞吐 单10 Ng
＜10000
＞0.92 ＜1600
3、流体性质
密度 g/cm3
粘度 mps﹒s
凝固点 ℃
总矿化度 mg/L
氯离子 mg/L
1.0433-1.0204
35492(90℃)52400(80℃)
7394-19215 8479
4、敏感性
百度文库
水型
CaCl2
水敏
速敏
盐敏
弱-中等
无
中(临矿≤2500 mg/L )
注：1小层满块含油，无底水分布。 2小层主体部位北侧，一小部分为纯油区，南侧大部分为底水油区。
0.91
细砂岩为主、 中、粗砂砂岩
0.1-0.8 平1.57
次之。
伊/蒙混层29-37 3-6 高岭石50
绿泥石10
2、储层物性
孔隙度 %
渗透率 ×10-3um2
油饱合度 %
声波时差 us/m
31-43
2000-14000
68
注：(1)砾石以石英为主，长石次之。砾径1~3mm最大6-7mm (2)探明储量1492×104t，含油面积5.2km2
＞20 ＞0.5 ＞1000 ＞0.28 ＞0.45 ＞0.126 吞吐 辽高升
＜50000
＜ 10000
＞0.95 ＞0.92
＜10000 ＞0.92
＜50000 5万-10万 ＜0.95 ＞0.98
＜1000 ＜1000 ＜1200 ＜1200 ＜1000
＞10 ＞20
＞5
＞10 ＞20
＞0.5 ＞0.5 ＞0.4 ＞0.5 ＞0.5
泥质 %
粘土成分 %
9.7
伊/蒙 72 伊利石13 高岭石 9 绿泥石 6
11.0/9.0
伊/蒙 66.0 伊利石 14.3 高岭石 15.0 绿泥石 4.0 碳酸盐 9-16
10.1
伊/蒙 58.9 伊利石16.4 高岭石18.6 绿泥石 5.7 碳酸盐13.4
4-15
伊/蒙 40.3 高岭石36-60 绿泥石10-14 碳酸盐 2.4
储量系数 万t/km2·m ≥10
渗透率 10-3um2
≥200
≥10 ≥200
≥10 ≥200
≥10 ≥200
≥7 ≥200
4、胜利油田稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准
参数
粘度 mpa·s 密度 g/cm3 深度 m 厚度 m 净总比 m/m 渗透率 10-3um2 孔隙度 φ 饱和度 S φ ×S 推荐开采方式 参考油田
伊利石6.7
高岭石5.0
绿泥石4.0
馆 上 组 910.0- 平均2.88 250.0
Ng
1160.0 最厚11.3
灰色灰褐色含 0.23
砾砂岩、块状 砾岩、粗砂岩、 泥质粉砂岩与 泥岩互层
3.2 伊/间层70.0
伊利石9.3
高岭石10.6
绿泥石8.9
2、储层物性
层位
孔隙度 渗透率 含油饱和度 声波时差
＞2000 ＞300 ＞500 ＞2000 ＞3000
＞0.3 ＞0.25 ＞0.28 ＞0.3 ＞0.3
＞0.5 ＞0.5 ＞0.5 ＞0.5 ＞0.5
＞0.15 ＞0.125 ＞0.14 ＞0.15 ＞0.15
吞吐 吞吐 吞吐
吞吐 吞吐
乐安 小块 单六
单六 单二西
二、胜科管理区稠油藏地质特征
1、储层岩性 2、储层物性 3、流体性质 4、敏感性分析 5、粘土矿物对储层性质的影响 6、区块开发方案 7、区块储层平面展布规律
油层纯厚度 m
＞10 ＞10 ＞10 ＞10 5-10
纯厚/总厚比
＞0.4 ＞0.4 ＞0.4 ＞0.4 ＞0.4
孔隙度φ
≥0.20 ≥0.20 ≥0.20 ≥0.20 ≥0.20
含油饱和度S
≥0.50 ≥0.50 ≥0.50 ≥0.50 ≥0.50
φ×S
≥0.10 ≥0.10 ≥0.10 ≥0.10 ≥0.10
（5）水敏对粘度的影响
还要考虑到外来流体与原油混合形成的乳状液，其 粘度比原来增加数倍甚至十几倍，导致乳化原油流动性变 得极差。注水注汽时压力大幅度升高，回采时则流动阻力 极大供液不足。
6、区块开发方案
区块 层位
C4 S2-3
C4 S4(2+3)
C4 S44
面积 km2 4.3
4.7
5.6
储量 × 104t 861.0
C104 S2、S3
1100-1300 3-10 0.4-0.6
粉细砂岩 细砂岩 含砾不等及中砂岩
C109 S2、S3
1100-1230 6-10 0.7
粉砂岩 细砂岩 石英长石粉
C128 S1—S3
940-1180 14.6
粉砂岩 细砂岩 生物灰岩 石英长石粉
0.174
0.18
0.18/0.20
0.16
（2）高岭石易发生速敏
在储层中呈松散状对碎屑岩颗粒附着力很弱，极易随 液流漂移产出或沉积在孔隙喉道中，前者提高渗透率而后 者相反，危害极大。
（3）绿泥石易发生酸敏
遇酸形成Fe(OH)3胶状沉淀物堵塞喉道。
（4）伊利石
其多孔性只能含水不能含油，使油相渗透率极大降 低。
水敏是速敏的潜在影响因素，即使没有速敏临界值， 也要将水敏和速敏合并考虑。
325.0
677.0
C104西区S2、S3 4.0
C104东区S2、S3
动100.2 动412.0
C109 S2、S3
C128 S1-S3
2.8
542.0
1.79
524.0
合计
23.19
3441.0
油水井数 口
新51口(直斜46、水平5口) 油27口、水11口(新31口)
新46口 油13口 油51口 48口(新37口、水平6口) 16-19口(水平4口) 252-255口
mpa.s
℃
mg/l
mg/l
水型
1086 -8 1093 -9.2
24910
15303
CaCl2
4、敏感性
层位 明化镇Nm 馆上组Ng
水敏 弱 弱
%
×10-3μm2
%
μs/m
明化镇Nm 32.8 馆上组Ng 35.4
电测解释：1100 参考邻井：2733
64.0
电测解释：1000 参考邻井：1860
61.0
460-490 480-492
3、流体性质
层位
密度 g/cm3
明化镇Nm 0.9708
馆上组Ng 0.9697
粘度 凝固点 总矿化度 氯离子
4、敏感性分析
区块
C4 S2-3
C4 S4(2+3)
C4
C104
C109
C128
S44
S2、S3
S2、S3
S1—S3
水敏
中等
中等
中等
中等
弱-中
弱
强
速敏
临6.28
无
中偏强
强
强
无
临6.28
临6.28
临6.28
酸敏
中偏强
无
中-强
中偏强
中偏强
弱
盐敏
弱
碱敏
中
临矿 35000
弱
中 临矿4250
中 临矿8500
0.9900-1.004
C128 S1—S3
0.95350.9898
6500-160000 6500-166000 16556-88371 1726-44344
-2至27
-0.25
-5至-25
-5至-25
8至26
13405
11526-34403 7317-5912 4000-8000 5332-7976
中 临矿4500
中
非
注：1、速敏临界流速单位为：m/d(一般取炮眼处流速）。 2、临界矿化度单位：mg/L。
5、粘土矿物对储层性质的影响
（1）蒙托石易发生水敏
遇水后极易膨胀松散运移，对储层影响极大。一是膨 胀降低渗透率产生堵塞；二是运移产出造成出砂，或运移 未产出也造成堵塞。蒙托石在粘土中含量≥5%时须采取防 膨措施。
孔隙度％
36.9
33.9/29.7
26.2
35.1
34.3
35.3
渗透率
×10-3
2224 230.5/78.5 680.2 2025/2725 1750
932
含油饱合度 ％
61.3
50.0/56.0
59.4
57.0
61
62.3
声波时差
us/m
335
320-350 320-350
350
350
335
注:声波时差≥295us/m一律视为出砂油层。
3、我国稠油蒸汽吞吐开采筛选标准
油藏地质参数
一等
1
2
二等
3
4
5
粘度 mpa·s
50-10000 ＜50000 ＜10000 ＜10000 ＜10000
密度 g/cm3 埋深 m
＞0.9200 ＞0.9500 ＞0.9800 ＞0.9200 ＞0.9200 150-1600 ＜1000 ＜500 160-1800 ＜500
5813
7810 CaCl2
4335-20588 3648-2093 1091-3648 2825-3647
CaCl2
NaHCO3
NaHCO3
NaHCO3
2947 NaHCO3
注：1、C4块三套开发层系原油粘度为构造高部位稀、低部位稠。 2、C4块Ｓ42+3层位为注水开发，其他为注汽热采。 3、C104块原油粘度平面变化西北稀东南稠。所以西区注水开发；东区蒸 汽吞吐。
该层位原油粘度仅1646.8mpa.s为低粘度普通稠油，可以 注水开发。
（三）C104块
（1）西区的S31原油粘度稀注水开发。S23层则注汽吞吐 接替开发。
（2）东区的油层粘度高注汽吞吐开发。
（四）C109块
S2、S3段油分布于东南部构造的高部位，边底水位于 工区的西部。水油体积比大于4:1，水动力能量充足。
1、储层岩性
区块
埋深 m 厚度 m/层
净总比
C4 S2-3
930-980 20.3/6
0.5
C4 S4(2+3)
980-1220 9.6/2
岩性
含砾不等粒砂岩 粉细砂岩 细砂岩
粉细砂岩 灰质砂岩 生物砂岩
粒度 中值 mm
0.19
0.09/0.133
C4 S44
940-1230 3-8 0.45
粉细砂岩 细砂岩 含砾砂岩
7.15
5-11
伊/蒙60.0 高岭石30-60 绿泥石10-14
伊/蒙 45 高岭石 43 绿泥石 6
注：C4块S44泥质呈泥砾、团块、斑块或条带分布，遇水膨胀会使渗透率大幅度降低，易发生水 敏、速敏。
2、储层物性
C4
C4
C4
C104
C109 C128
区块
S2-3
S4(2+3)
S44
S2、S3 S2、S3 S1—S3
3、流体性质
区块
密度 g/cm3 粘度
mps﹒s
凝固点 ℃
总矿化度 mg/L 氯离子 mg/L
水型
C4 S2-3
0.96370.9992
20598-43959
C4 S4(2+3) 0.9550
1646.8
C4 S44
0.96790.9972
C104 S2、S3
0.96790.9972
C109 S2、S3
目
录
一、稠油分类与开采方式筛选标准 二、胜科管理区稠油油藏地质特征 三、胜凯管理区稠油油藏地质特征 四、稠油注汽开发配套采油工艺 五、稠油井的生产管理
一、稠油分类与开采方式筛选标准
1、联合国训练研究署推荐的稠油分类标准 2、中国的稠油分类标准 3、我国稠油蒸汽吞吐开采筛选标准 4、胜利油田稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准
类别·亚类及其油藏地质特征
Ⅰ类(目前吞吐工艺)
Ⅱ类(改进吞吐工艺)
Ⅰ-1 Ⅰ-2 Ⅰ-3 Ⅰ-4 Ⅰ-5 Ⅱ-1 Ⅱ-2 Ⅱ-3 Ⅱ-4
低粘 低渗、薄 中渗、薄 深层、厚 中高渗 低粘 低渗、薄 中高渗 普稠 层、普稠 层、普稠 层、普稠 特稠油 普稠 层、普稠 特稠油
超稠
＜3000 ＜0.92 ＜1600 ＞10
（五）C128块
油位于北部构造的高部位，边底水主要位于工区南部， 水油体积比大于10:1，水动力能量充足。
三、胜凯管理区(郑411块)稠油藏地质特征
1、储层岩性（主力油层：沙三上亚段）
埋深 m
13201425
厚度
净 总
m/层
比
岩性
粒度 中值 mm
泥质 %
粘土成分 %
含砾砂岩、
9.7/S31 12.9/S32
注：1、以上均为批准实施方案。 ２、截止到2005年底累投油井149口。
建产能 ×104t 9.4(前三年) 4.2(前三年) 7.7(前三年) 1.3(前三年) 8.4(前三年) 9.1(前三年) 4.2(2006年) 44.3
开发方式 蒸汽吞吐 注水开采 蒸汽吞吐 注水开发 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐
四、胜海管理区KD12块普通稠油油藏地质特 征
1、储层岩性
层位
明化镇 Nm
埋深 m
420.0910.0
厚度 m/层
平均2.82 最厚12.1
井段长 m
490.0
岩性
灰色灰绿色 含砾砂岩、块 状砾岩、粗砂 岩、泥质粉砂 岩与泥岩互层
粒度 中值 mm 0.15
泥质 粘土成分
%
%
4.3 伊/间层84.3
7、区块储层平面展布规律
（一）C4块S2-3 (1) 储层厚度变化大
由构造低部位到高部位，平面上由西北向东南逐渐变薄， 厚度由50m直到尖灭。
(2)油水分布
油位于南部构造高部位，边底水主要位于工区北部，油 水体积比大于1:10,水动力能量充足。 （二）C4块S4(2+3)
(1)原油粘度变化大 构造高部位粘度较低，向构造低部位逐渐变稠。
＞1000 ＞0.32 ＞0.5 ＞0.16 先注水 孤岛
＜10000
＞0.92 ＜1000
＞10 ＞0.4 ＞500 ＞0.28 ＞0.45 ＞0.126 吞吐 金家
＜10000
＞0.92 ＜1200
＞5 ＞0.4 ＞1000 ＞0.28 ＞0.45 ＞0.126 吞吐 单10 Ng
＜10000
＞0.92 ＜1600
3、流体性质
密度 g/cm3
粘度 mps﹒s
凝固点 ℃
总矿化度 mg/L
氯离子 mg/L
1.0433-1.0204
35492(90℃)52400(80℃)
7394-19215 8479
4、敏感性
百度文库
水型
CaCl2
水敏
速敏
盐敏
弱-中等
无
中(临矿≤2500 mg/L )
注：1小层满块含油，无底水分布。 2小层主体部位北侧，一小部分为纯油区，南侧大部分为底水油区。
0.91
细砂岩为主、 中、粗砂砂岩
0.1-0.8 平1.57
次之。
伊/蒙混层29-37 3-6 高岭石50
绿泥石10
2、储层物性
孔隙度 %
渗透率 ×10-3um2
油饱合度 %
声波时差 us/m
31-43
2000-14000
68
注：(1)砾石以石英为主，长石次之。砾径1~3mm最大6-7mm (2)探明储量1492×104t，含油面积5.2km2
＞20 ＞0.5 ＞1000 ＞0.28 ＞0.45 ＞0.126 吞吐 辽高升
＜50000
＜ 10000
＞0.95 ＞0.92
＜10000 ＞0.92
＜50000 5万-10万 ＜0.95 ＞0.98
＜1000 ＜1000 ＜1200 ＜1200 ＜1000
＞10 ＞20
＞5
＞10 ＞20
＞0.5 ＞0.5 ＞0.4 ＞0.5 ＞0.5
泥质 %
粘土成分 %
9.7
伊/蒙 72 伊利石13 高岭石 9 绿泥石 6
11.0/9.0
伊/蒙 66.0 伊利石 14.3 高岭石 15.0 绿泥石 4.0 碳酸盐 9-16
10.1
伊/蒙 58.9 伊利石16.4 高岭石18.6 绿泥石 5.7 碳酸盐13.4
4-15
伊/蒙 40.3 高岭石36-60 绿泥石10-14 碳酸盐 2.4
储量系数 万t/km2·m ≥10
渗透率 10-3um2
≥200
≥10 ≥200
≥10 ≥200
≥10 ≥200
≥7 ≥200
4、胜利油田稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准
参数
粘度 mpa·s 密度 g/cm3 深度 m 厚度 m 净总比 m/m 渗透率 10-3um2 孔隙度 φ 饱和度 S φ ×S 推荐开采方式 参考油田
伊利石6.7
高岭石5.0
绿泥石4.0
馆 上 组 910.0- 平均2.88 250.0
Ng
1160.0 最厚11.3
灰色灰褐色含 0.23
砾砂岩、块状 砾岩、粗砂岩、 泥质粉砂岩与 泥岩互层
3.2 伊/间层70.0
伊利石9.3
高岭石10.6
绿泥石8.9
2、储层物性
层位
孔隙度 渗透率 含油饱和度 声波时差
＞2000 ＞300 ＞500 ＞2000 ＞3000
＞0.3 ＞0.25 ＞0.28 ＞0.3 ＞0.3
＞0.5 ＞0.5 ＞0.5 ＞0.5 ＞0.5
＞0.15 ＞0.125 ＞0.14 ＞0.15 ＞0.15
吞吐 吞吐 吞吐
吞吐 吞吐
乐安 小块 单六
单六 单二西
二、胜科管理区稠油藏地质特征
1、储层岩性 2、储层物性 3、流体性质 4、敏感性分析 5、粘土矿物对储层性质的影响 6、区块开发方案 7、区块储层平面展布规律
油层纯厚度 m
＞10 ＞10 ＞10 ＞10 5-10
纯厚/总厚比
＞0.4 ＞0.4 ＞0.4 ＞0.4 ＞0.4
孔隙度φ
≥0.20 ≥0.20 ≥0.20 ≥0.20 ≥0.20
含油饱和度S
≥0.50 ≥0.50 ≥0.50 ≥0.50 ≥0.50
φ×S
≥0.10 ≥0.10 ≥0.10 ≥0.10 ≥0.10
（5）水敏对粘度的影响
还要考虑到外来流体与原油混合形成的乳状液，其 粘度比原来增加数倍甚至十几倍，导致乳化原油流动性变 得极差。注水注汽时压力大幅度升高，回采时则流动阻力 极大供液不足。
6、区块开发方案
区块 层位
C4 S2-3
C4 S4(2+3)
C4 S44
面积 km2 4.3
4.7
5.6
储量 × 104t 861.0
C104 S2、S3
1100-1300 3-10 0.4-0.6
粉细砂岩 细砂岩 含砾不等及中砂岩
C109 S2、S3
1100-1230 6-10 0.7
粉砂岩 细砂岩 石英长石粉
C128 S1—S3
940-1180 14.6
粉砂岩 细砂岩 生物灰岩 石英长石粉
0.174
0.18
0.18/0.20
0.16
（2）高岭石易发生速敏
在储层中呈松散状对碎屑岩颗粒附着力很弱，极易随 液流漂移产出或沉积在孔隙喉道中，前者提高渗透率而后 者相反，危害极大。
（3）绿泥石易发生酸敏
遇酸形成Fe(OH)3胶状沉淀物堵塞喉道。
（4）伊利石
其多孔性只能含水不能含油，使油相渗透率极大降 低。
水敏是速敏的潜在影响因素，即使没有速敏临界值， 也要将水敏和速敏合并考虑。
325.0
677.0
C104西区S2、S3 4.0
C104东区S2、S3
动100.2 动412.0
C109 S2、S3
C128 S1-S3
2.8
542.0
1.79
524.0
合计
23.19
3441.0
油水井数 口
新51口(直斜46、水平5口) 油27口、水11口(新31口)
新46口 油13口 油51口 48口(新37口、水平6口) 16-19口(水平4口) 252-255口
mpa.s
℃
mg/l
mg/l
水型
1086 -8 1093 -9.2
24910
15303
CaCl2
4、敏感性
层位 明化镇Nm 馆上组Ng
水敏 弱 弱
%
×10-3μm2
%
μs/m
明化镇Nm 32.8 馆上组Ng 35.4
电测解释：1100 参考邻井：2733
64.0
电测解释：1000 参考邻井：1860
61.0
460-490 480-492
3、流体性质
层位
密度 g/cm3
明化镇Nm 0.9708
馆上组Ng 0.9697
粘度 凝固点 总矿化度 氯离子
4、敏感性分析
区块
C4 S2-3
C4 S4(2+3)
C4
C104
C109
C128
S44
S2、S3
S2、S3
S1—S3
水敏
中等
中等
中等
中等
弱-中
弱
强
速敏
临6.28
无
中偏强
强
强
无
临6.28
临6.28
临6.28
酸敏
中偏强
无
中-强
中偏强
中偏强
弱
盐敏
弱
碱敏
中
临矿 35000
弱
中 临矿4250
中 临矿8500
0.9900-1.004
C128 S1—S3
0.95350.9898
6500-160000 6500-166000 16556-88371 1726-44344
-2至27
-0.25
-5至-25
-5至-25
8至26
13405
11526-34403 7317-5912 4000-8000 5332-7976
中 临矿4500
中
非
注：1、速敏临界流速单位为：m/d(一般取炮眼处流速）。 2、临界矿化度单位：mg/L。
5、粘土矿物对储层性质的影响
（1）蒙托石易发生水敏
遇水后极易膨胀松散运移，对储层影响极大。一是膨 胀降低渗透率产生堵塞；二是运移产出造成出砂，或运移 未产出也造成堵塞。蒙托石在粘土中含量≥5%时须采取防 膨措施。
孔隙度％
36.9
33.9/29.7
26.2
35.1
34.3
35.3
渗透率
×10-3
2224 230.5/78.5 680.2 2025/2725 1750
932
含油饱合度 ％
61.3
50.0/56.0
59.4
57.0
61
62.3
声波时差
us/m
335
320-350 320-350
350
350
335
注:声波时差≥295us/m一律视为出砂油层。
3、我国稠油蒸汽吞吐开采筛选标准
油藏地质参数
一等
1
2
二等
3
4
5
粘度 mpa·s
50-10000 ＜50000 ＜10000 ＜10000 ＜10000
密度 g/cm3 埋深 m
＞0.9200 ＞0.9500 ＞0.9800 ＞0.9200 ＞0.9200 150-1600 ＜1000 ＜500 160-1800 ＜500
5813
7810 CaCl2
4335-20588 3648-2093 1091-3648 2825-3647
CaCl2
NaHCO3
NaHCO3
NaHCO3
2947 NaHCO3
注：1、C4块三套开发层系原油粘度为构造高部位稀、低部位稠。 2、C4块Ｓ42+3层位为注水开发，其他为注汽热采。 3、C104块原油粘度平面变化西北稀东南稠。所以西区注水开发；东区蒸 汽吞吐。
该层位原油粘度仅1646.8mpa.s为低粘度普通稠油，可以 注水开发。
（三）C104块
（1）西区的S31原油粘度稀注水开发。S23层则注汽吞吐 接替开发。
（2）东区的油层粘度高注汽吞吐开发。
（四）C109块
S2、S3段油分布于东南部构造的高部位，边底水位于 工区的西部。水油体积比大于4:1，水动力能量充足。
1、储层岩性
区块
埋深 m 厚度 m/层
净总比
C4 S2-3
930-980 20.3/6
0.5
C4 S4(2+3)
980-1220 9.6/2
岩性
含砾不等粒砂岩 粉细砂岩 细砂岩
粉细砂岩 灰质砂岩 生物砂岩
粒度 中值 mm
0.19
0.09/0.133
C4 S44
940-1230 3-8 0.45
粉细砂岩 细砂岩 含砾砂岩
7.15
5-11
伊/蒙60.0 高岭石30-60 绿泥石10-14
伊/蒙 45 高岭石 43 绿泥石 6
注：C4块S44泥质呈泥砾、团块、斑块或条带分布，遇水膨胀会使渗透率大幅度降低，易发生水 敏、速敏。
2、储层物性
C4
C4
C4
C104
C109 C128
区块
S2-3
S4(2+3)
S44
S2、S3 S2、S3 S1—S3
3、流体性质
区块
密度 g/cm3 粘度
mps﹒s
凝固点 ℃
总矿化度 mg/L 氯离子 mg/L
水型
C4 S2-3
0.96370.9992
20598-43959
C4 S4(2+3) 0.9550
1646.8
C4 S44
0.96790.9972
C104 S2、S3
0.96790.9972
C109 S2、S3