王義俊 董新 石迅齊

摘 要：姬嫄油田D1C1油藏2010年投入開發(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)化注水后邊部見效見水，鄰井長期不見效，壓力保持水平低，驅(qū)替系統(tǒng)難建立;本文主要對油藏潛力進(jìn)行分析，深挖剩余油，通過注采方式調(diào)整，長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 儲層巖性及空隙類型

D1區(qū)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(zhì)為主，含部分高嶺石、水云母及少量長石質(zhì)和黃鐵礦等。儲層孔隙類型以長石溶孔、粒間孔為主。

2 開發(fā)形勢

2.1 生產(chǎn)概況

D1C1北部開發(fā)C2C1兩個層位，截止目前合計開井27口，日產(chǎn)油17t，單井日產(chǎn)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(chǎn)臨時停井14口。

2.2 開發(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

D1北部階段自然遞減同期對比下降，標(biāo)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(fā)形勢變差。

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，水驅(qū)動用程度呈下降趨勢。

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 目前主要開發(fā)矛盾

3.1 水驅(qū)儲量動用程度下降，剖面治理效果差

近三年水驅(qū)儲量動用程度逐年下降，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次均無效，平面上對應(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

儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，物性好區(qū)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(guān)性，歷年強(qiáng)化注水均無明顯見效導(dǎo)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(xiàn)象，無效泄壓導(dǎo)致鄰井不見效，分析原層無潛力，非主力層調(diào)查發(fā)現(xiàn)C2、延9層有油氣顯示，建議對A2井封C1補孔C2，A3封C1補孔C3;②低產(chǎn)井潛力。北部低產(chǎn)低效井13口，占開井?dāng)?shù)48.1%，2018年實施重復(fù)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(fù)趨勢，下步計劃優(yōu)選該井實施重復(fù)壓裂，提高單井產(chǎn)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(wěn)定壓力場，最大程度實現(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。