D1C1油藏北部潜力分析及下步调整意见

王义俊 董新 石迅齐

摘 要：姬嫄油田D1C1油藏2010年投入开发，2011-2013年大规模建产，其北部于2013年投产，该区域油藏物性条件差，投产后即低产低效，初期强化注水后边部见效见水，邻井长期不见效，压力保持水平低，驱替系统难建立;本文主要对油藏潜力进行分析，深挖剩余油，通过注采方式调整，长停井治理等方面提高采收率。

关键词：低产低效;剩余油;提高采收率

1 油田地质概况

1.1 地质特征

D1C1油藏位于鄂尔多斯盆地中部沉积中心，整体表现为东高西低的单斜构造，于砂体沉积的不均一性以及成岩压实的差异，形成了一系列南北向排状分布小型鼻状构造;位于东北、西南两大物源交汇区，三角洲前缘沉积为主，水下分流河道发育。

1.2 储层特征

D1C1油藏具有“低渗、低压、低产”特征，天然微裂缝发育。低渗：平均孔隙度12.2%，空气渗透率1.5mD;低压：原始地层压力19.7MPa，压力系数0.7;低产：油层无自然产能，需压裂改造及注水。

1.3 北部油藏特征

D1北部C2层隔夹层发育，单砂体厚度4-5m，叠加厚度20m;C1层砂体厚度10-20m;北部油层条件物性较差，平面上物性表现为边部好于内部。

1.4 储层岩性及空隙类型

D1区块C1油层组岩石D1C1储层岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，分选中等;磨圆以次棱角状为主;填隙物主要以绿泥石、铁方解石和硅质为主，含部分高岭石、水云母及少量长石质和黄铁矿等。储层孔隙类型以长石溶孔、粒间孔为主。

2 开发形势

2.1 生产概况

D1C1北部开发C2C1两个层位，截止目前合计开井27口，日产油17t，单井日产油0.63t，综合含水73.7%，开注水井10口，单井日注28方，注采比3.63，低压低产临时停井14口。

2.2 开发历程

北部因受物性影响，注水井压力高，2014-2016年稳定注水，注采比稳定1.2，16年受关停井影响注采比提升1.2↑1.7，2017年持续强化注水20方↑24方，注采比1.7↑3.3，2018年以来持续强化注水，单井日注24方↑28方，注水强度1.7↑1.9m3/d.m。

2.3 递减形势

D1北部阶段自然递减同期对比下降，标定自然递减同期对比上升，两项递减均超计划运行，油藏开发形势变差。

2.4 能量水驱特征

D1北部油藏压力保持水平较低，但稳定且呈上升趋势，水驱动用程度呈下降趋势。

2.5 含水规律

D1北部因投产低产低效，采出程度低，含水上升率因关停井影响导致2016-2017年较低，2018年因开发效果逐渐变差含水上升，含水上升率逐渐上升。

3 目前主要开发矛盾

3.1 水驱储量动用程度下降，剖面治理效果差

近三年水驱储量动用程度逐年下降，主要因纵向上物性差异较大，常规剖面治理效果较差，井剖面吸水不均，历年措施3次均无效，平面上对应油井池A1井水淹。

3.2 平面非均质性强，驱替系统难建立

储层非均质性较强，物性好区域油井见效即水淹，邻井长期不见效;压力保持水平平面差异与储层物性有明显相关性，历年强化注水均无明显见效导致压力保持水平低。

4 潜力分析及下步对策

4.1 油井潜力分析及对策

①长停井潜力。D1北部目前14口长停井，其中6口存在套返无效泄压现象，无效泄压导致邻井不见效，分析原层无潜力，非主力层调查发现C2、延9层有油气显示，建议对A2井封C1补孔C2，A3封C1补孔C3;②低产井潜力。北部低产低效井13口，占开井数48.1%，2018年实施重复压裂措施1口，措施效果较差，池215-246井2016-2017年测压显示該井压力呈恢复趋势，下步计划优选该井实施重复压裂，提高单井产量。

4.2 注水井潜力及对策

针对北部注水长期不见效，下步计划实验轮采轮注，通过油水井周期性的“注→闷→采”，在油水井端建立异步不稳定压力场，最大程度实现高渗层段与基质同步渗流、渗吸，提升水驱效率：“注”时间10天，11口井配注273方↑400方，油井停，“闷”时间5天，油水井均停，“采”时间15天，油井开，水井停。