D1C1油藏北部潛力分析及下步調整意見

王義俊 董新 石迅齊

摘 要：姬嫄油田D1C1油藏2010年投入開發，2011-2013年大規模建產，其北部于2013年投產，該區域油藏物性條件差，投產后即低產低效，初期強化注水后邊部見效見水，鄰井長期不見效，壓力保持水平低，驅替系統難建立;本文主要對油藏潛力進行分析，深挖剩余油，通過注采方式調整，長停井治理等方面提高采收率。

關鍵詞：低產低效;剩余油;提高采收率

1 油田地質概況

1.1 地質特征

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

1.2 儲層特征

D1C1油藏具有“低滲、低壓、低產”特征，天然微裂縫發育。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0.7;低產：油層無自然產能，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，平面上物性表現為邊部好于內部。

1.4 儲層巖性及空隙類型

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

2 開發形勢

2.1 生產概況

D1C1北部開發C2C1兩個層位，截止目前合計開井27口，日產油17t，單井日產油0.63t，綜合含水73.7%，開注水井10口，單井日注28方，注采比3.63，低壓低產臨時停井14口。

2.2 開發歷程

北部因受物性影響，注水井壓力高，2014-2016年穩定注水，注采比穩定1.2，16年受關停井影響注采比提升1.2↑1.7，2017年持續強化注水20方↑24方，注采比1.7↑3.3，2018年以來持續強化注水，單井日注24方↑28方，注水強度1.7↑1.9m3/d.m。

2.3 遞減形勢

D1北部階段自然遞減同期對比下降，標定自然遞減同期對比上升，兩項遞減均超計劃運行，油藏開發形勢變差。

2.4 能量水驅特征

D1北部油藏壓力保持水平較低，但穩定且呈上升趨勢，水驅動用程度呈下降趨勢。

2.5 含水規律

D1北部因投產低產低效，采出程度低，含水上升率因關停井影響導致2016-2017年較低，2018年因開發效果逐漸變差含水上升，含水上升率逐漸上升。

3 目前主要開發矛盾

3.1 水驅儲量動用程度下降，剖面治理效果差

近三年水驅儲量動用程度逐年下降，主要因縱向上物性差異較大，常規剖面治理效果較差，井剖面吸水不均，歷年措施3次均無效，平面上對應油井池A1井水淹。

3.2 平面非均質性強，驅替系統難建立

儲層非均質性較強，物性好區域油井見效即水淹，鄰井長期不見效;壓力保持水平平面差異與儲層物性有明顯相關性，歷年強化注水均無明顯見效導致壓力保持水平低。

4 潛力分析及下步對策

4.1 油井潛力分析及對策

①長停井潛力。D1北部目前14口長停井，其中6口存在套返無效泄壓現象，無效泄壓導致鄰井不見效，分析原層無潛力，非主力層調查發現C2、延9層有油氣顯示，建議對A2井封C1補孔C2，A3封C1補孔C3;②低產井潛力。北部低產低效井13口，占開井數48.1%，2018年實施重復壓裂措施1口，措施效果較差，池215-246井2016-2017年測壓顯示該井壓力呈恢復趨勢，下步計劃優選該井實施重復壓裂，提高單井產量。

4.2 注水井潛力及對策

針對北部注水長期不見效，下步計劃實驗輪采輪注，通過油水井周期性的“注→悶→采”，在油水井端建立異步不穩定壓力場，最大程度實現高滲層段與基質同步滲流、滲吸，提升水驅效率：“注”時間10天，11口井配注273方↑400方，油井停，“悶”時間5天，油水井均停，“采”時間15天，油井開，水井停。