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    D1C1油藏北部潛力分析及下步調(diào)整意見(jiàn)

    2019-10-21 15:36:20王義俊董新石迅齊
    關(guān)鍵詞:剩余油

    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。

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