D1C1油藏北部潛力分析及下步調(diào)整意見(jiàn)

王義俊 董新 石迅齊

摘 要：姬嫄油田D1C1油藏2010年投入開(kāi)發(fā)，2011-2013年大規(guī)模建產(chǎn)，其北部于2013年投產(chǎn)，該區(qū)域油藏物性條件差，投產(chǎn)后即低產(chǎn)低效，初期強(qiáng)化注水后邊部見(jiàn)效見(jiàn)水，鄰井長(zhǎng)期不見(jiàn)效，壓力保持水平低，驅(qū)替系統(tǒng)難建立;本文主要對(duì)油藏潛力進(jìn)行分析，深挖剩余油，通過(guò)注采方式調(diào)整，長(zhǎng)停井治理等方面提高采收率。

關(guān)鍵詞：低產(chǎn)低效;剩余油;提高采收率

1 油田地質(zhì)概況

1.1 地質(zhì)特征

D1C1油藏位于鄂爾多斯盆地中部沉積中心，整體表現(xiàn)為東高西低的單斜構(gòu)造，于砂體沉積的不均一性以及成巖壓實(shí)的差異，形成了一系列南北向排狀分布小型鼻狀構(gòu)造;位于東北、西南兩大物源交匯區(qū)，三角洲前緣沉積為主，水下分流河道發(fā)育。

1.2 儲(chǔ)層特征

D1C1油藏具有“低滲、低壓、低產(chǎn)”特征，天然微裂縫發(fā)育。低滲：平均孔隙度12.2%，空氣滲透率1.5mD;低壓：原始地層壓力19.7MPa，壓力系數(shù)0.7;低產(chǎn)：油層無(wú)自然產(chǎn)能，需壓裂改造及注水。

1.3 北部油藏特征

D1北部C2層隔夾層發(fā)育，單砂體厚度4-5m，疊加厚度20m;C1層砂體厚度10-20m;北部油層條件物性較差，平面上物性表現(xiàn)為邊部好于內(nèi)部。

1.4 儲(chǔ)層巖性及空隙類(lèi)型

D1區(qū)塊C1油層組巖石D1C1儲(chǔ)層巖石類(lèi)型主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖，分選中等;磨圓以次棱角狀為主;填隙物主要以綠泥石、鐵方解石和硅質(zhì)為主，含部分高嶺石、水云母及少量長(zhǎng)石質(zhì)和黃鐵礦等。儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型以長(zhǎng)石溶孔、粒間孔為主。

2 開(kāi)發(fā)形勢(shì)

2.1 生產(chǎn)概況

D1C1北部開(kāi)發(fā)C2C1兩個(gè)層位，截止目前合計(jì)開(kāi)井27口，日產(chǎn)油17t，單井日產(chǎn)油0.63t，綜合含水73.7%，開(kāi)注水井10口，單井日注28方，注采比3.63，低壓低產(chǎn)臨時(shí)停井14口。

2.2 開(kāi)發(fā)歷程

北部因受物性影響，注水井壓力高，2014-2016年穩(wěn)定注水，注采比穩(wěn)定1.2，16年受關(guān)停井影響注采比提升1.2↑1.7，2017年持續(xù)強(qiáng)化注水20方↑24方，注采比1.7↑3.3，2018年以來(lái)持續(xù)強(qiáng)化注水，單井日注24方↑28方，注水強(qiáng)度1.7↑1.9m3/d.m。

2.3 遞減形勢(shì)

D1北部階段自然遞減同期對(duì)比下降，標(biāo)定自然遞減同期對(duì)比上升，兩項(xiàng)遞減均超計(jì)劃運(yùn)行，油藏開(kāi)發(fā)形勢(shì)變差。

2.4 能量水驅(qū)特征

D1北部油藏壓力保持水平較低，但穩(wěn)定且呈上升趨勢(shì)，水驅(qū)動(dòng)用程度呈下降趨勢(shì)。

2.5 含水規(guī)律

D1北部因投產(chǎn)低產(chǎn)低效，采出程度低，含水上升率因關(guān)停井影響導(dǎo)致2016-2017年較低，2018年因開(kāi)發(fā)效果逐漸變差含水上升，含水上升率逐漸上升。

3 目前主要開(kāi)發(fā)矛盾

3.1 水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度下降，剖面治理效果差

近三年水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度逐年下降，主要因縱向上物性差異較大，常規(guī)剖面治理效果較差，井剖面吸水不均，歷年措施3次均無(wú)效，平面上對(duì)應(yīng)油井池A1井水淹。

3.2 平面非均質(zhì)性強(qiáng)，驅(qū)替系統(tǒng)難建立

儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，物性好區(qū)域油井見(jiàn)效即水淹，鄰井長(zhǎng)期不見(jiàn)效;壓力保持水平平面差異與儲(chǔ)層物性有明顯相關(guān)性，歷年強(qiáng)化注水均無(wú)明顯見(jiàn)效導(dǎo)致壓力保持水平低。

4 潛力分析及下步對(duì)策

4.1 油井潛力分析及對(duì)策

①長(zhǎng)停井潛力。D1北部目前14口長(zhǎng)停井，其中6口存在套返無(wú)效泄壓現(xiàn)象，無(wú)效泄壓導(dǎo)致鄰井不見(jiàn)效，分析原層無(wú)潛力，非主力層調(diào)查發(fā)現(xiàn)C2、延9層有油氣顯示，建議對(duì)A2井封C1補(bǔ)孔C2，A3封C1補(bǔ)孔C3;②低產(chǎn)井潛力。北部低產(chǎn)低效井13口，占開(kāi)井?dāng)?shù)48.1%，2018年實(shí)施重復(fù)壓裂措施1口，措施效果較差，池215-246井2016-2017年測(cè)壓顯示該井壓力呈恢復(fù)趨勢(shì)，下步計(jì)劃優(yōu)選該井實(shí)施重復(fù)壓裂，提高單井產(chǎn)量。

4.2 注水井潛力及對(duì)策

針對(duì)北部注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效，下步計(jì)劃實(shí)驗(yàn)輪采輪注，通過(guò)油水井周期性的“注→悶→采”，在油水井端建立異步不穩(wěn)定壓力場(chǎng)，最大程度實(shí)現(xiàn)高滲層段與基質(zhì)同步滲流、滲吸，提升水驅(qū)效率：“注”時(shí)間10天，11口井配注273方↑400方，油井停，“悶”時(shí)間5天，油水井均停，“采”時(shí)間15天，油井開(kāi)，水井停。