蔣 明 敖西川 宋懷玉 陳 果 蔣利平

(1.振華石油控股有限公司， 北京 100031； 2.川慶鉆探工程公司地研院， 成都 610051)

SK油田位于哈薩克斯坦Kyzalorda市以北，構(gòu)造上油田屬于南Turgay盆地南部的Aryskum地塹。油田發(fā)現(xiàn)于1990年，2002年7月開始實(shí)施工業(yè)試驗(yàn)開發(fā)，2006年投入工業(yè)性開發(fā)。截至2009年底，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度達(dá)6.1%，可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)16.6%，綜合含水率為5.6%。

油田的含油氣層段主要位于下白堊統(tǒng)下達(dá)烏爾組的M-II層，儲(chǔ)層巖性以磨圓度高的礫巖、灰色粉砂巖和石英長(zhǎng)石砂巖為主，泥質(zhì)膠結(jié)，輕度致密。儲(chǔ)層孔隙度為14%～16%，滲透率為(15～150)×10-3μm2范圍。油田的主力儲(chǔ)層M-II層是一個(gè)帶氣頂、邊水且受構(gòu)造控制的未飽和油藏。地層壓力系數(shù)平均為0.9，地溫梯度為3.1 ℃hm，屬于正常壓力系統(tǒng)[1]。

1 油田開采現(xiàn)狀及存在問題

1.1 開采現(xiàn)狀

投入試采后一直依靠天然能量實(shí)現(xiàn)采油，通過新鉆開發(fā)井來(lái)提高油田產(chǎn)量，截至2007年7月產(chǎn)量一直保持上升趨勢(shì)。當(dāng)年8月，隨著冬季到來(lái)油田作業(yè)嚴(yán)重受限，產(chǎn)量開始快速進(jìn)入遞減狀態(tài)。2008年通過三方面工作以保證產(chǎn)量的穩(wěn)定：一是3月份冬季結(jié)束后快速實(shí)施新一輪的生產(chǎn)井鉆井作業(yè)；二是加大壓裂、轉(zhuǎn)抽、補(bǔ)孔等老井措施增油的力度；三是從6月起開始對(duì)油藏實(shí)施注水保壓工作。從產(chǎn)量曲線(圖1)可以看出，上半年新鉆生產(chǎn)井投產(chǎn)，油田產(chǎn)量得以拉升，但下半年油田產(chǎn)量又再次進(jìn)入下滑趨勢(shì)。

分析產(chǎn)量遞減的原因，認(rèn)為主要是地層能量持續(xù)下降，油藏虧空嚴(yán)重。這表現(xiàn)在以下各方面：

(1)地層壓力。隨著2005 — 2008年采油、液速度的快速增長(zhǎng)，地層壓力下降趨勢(shì)明顯，地層壓力從2001年的11.6 MPa下降到2008年的8.21 MPa，2008年6月注水后壓力下降趨勢(shì)得到遏制，2009年地層壓力恢復(fù)到8.33 MPa。

(2)新井平均產(chǎn)能。開發(fā)初期新井投產(chǎn)日產(chǎn)油較高，2003年前投產(chǎn)新井日產(chǎn)油均大于50 m3d。隨著油田深入開發(fā)，新井投產(chǎn)日產(chǎn)油量逐年降低，2008年投產(chǎn)新井平均產(chǎn)能在為20～30 m3d，到2009年新井投產(chǎn)日產(chǎn)油僅為10～20 m3d。

(3)產(chǎn)量遞減率。2006 — 2009年的油田老井月度產(chǎn)油量分析結(jié)果表明，其產(chǎn)量綜合遞減和自然遞減均為指數(shù)遞減規(guī)律。其中，2006 — 2008年油田平均月綜合遞減率為1.61%，平均月自然遞減率為1.95%。到2009年油田月綜合遞減率達(dá)到2.81%，年自然遞減率達(dá)到20.15%，自然產(chǎn)量降幅較大，其主要原因是天然能量下降[2-3]。

1.2 注水狀況

2008年6月注水后，存水率快速上升，超過注采比理論曲線，表明注水效果較好，開發(fā)形勢(shì)好轉(zhuǎn)。但耗水率計(jì)算結(jié)果表明，目前耗水率明顯低于理論值，反映出注水井偏少，油藏整體因注水井偏少，注入量偏小。因此需要根據(jù)油藏實(shí)際情況，開展注水優(yōu)化研究，需要加快轉(zhuǎn)注、投注工作，確保油田能量恢復(fù)，產(chǎn)量上升。

圖1 油田2009年前原油月度產(chǎn)量曲線

1.3 措施效果

2009年之前壓裂增產(chǎn)措施效果最好，但因缺少注水能量補(bǔ)充且部分井重復(fù)壓裂，導(dǎo)致地層能量虧空嚴(yán)重，效果逐年下降。2009年有6口井實(shí)施壓裂增產(chǎn)，其中高效井2口，有效井3口，壓裂效果不甚理想；轉(zhuǎn)抽為前期主要增產(chǎn)措施，同樣因能量下降，效果也不明顯，2008年補(bǔ)孔的增油效果明顯好于轉(zhuǎn)抽。針對(duì)目前生產(chǎn)狀況，后期除了繼續(xù)加強(qiáng)常規(guī)措施外，還應(yīng)改變措施思路，對(duì)因高汽油比關(guān)?；虮┬运偷木苁Ｓ嘤瓦M(jìn)行重點(diǎn)挖潛。

2 油田綜合挖潛技術(shù)措施

油田2007 — 2008年達(dá)到開發(fā)以來(lái)的產(chǎn)量最高峰，月產(chǎn)原油35 000 m3左右，隨后月產(chǎn)量快速下降到25 000 m3(圖1)。油田綜合含水低，采出程度不高，產(chǎn)量具有高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的潛力，2010年起通過多學(xué)科聯(lián)合攻關(guān)，對(duì)油田進(jìn)行了綜合挖潛，取得了顯著的效果。

2.1 調(diào)整部署新井，加密和完善開發(fā)井網(wǎng)

從井網(wǎng)部署來(lái)看，生產(chǎn)井井距較大，一般為500 m左右，此外還存在一些無(wú)井控制區(qū)，而研究表明油田合理井距為325 m。根據(jù)剩余油分布研究結(jié)果，剩余油多為井間滯留型，可通過新鉆部分油井，挖潛剩余油。

2010 — 2012年在油田內(nèi)部?jī)?chǔ)層發(fā)育區(qū)部署(包括計(jì)劃部署)加密、完善井網(wǎng)井共71口，并優(yōu)選儲(chǔ)層物性好的地方部署水平井。共投產(chǎn)50口井，平均日產(chǎn)油14.3 m3。調(diào)整井整體效果較好，54%的新井達(dá)到了預(yù)計(jì)產(chǎn)量水平，但也有46%的井存在儲(chǔ)層物性差、水淹嚴(yán)重區(qū)域，沒有達(dá)到預(yù)計(jì)的產(chǎn)量水平要求(表1)。通過調(diào)整部署新井，開發(fā)井網(wǎng)得到加密和完善，油田產(chǎn)量保持穩(wěn)步增長(zhǎng)[4-8]。

表1 油田2009 — 2012年調(diào)整井投產(chǎn)效果分析統(tǒng)計(jì)表

2.2 改變措施思路，增產(chǎn)效果顯著

為了保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，油田加強(qiáng)了措施投入力度。在常規(guī)措施的基礎(chǔ)上，有針對(duì)性地實(shí)施之前未進(jìn)行過的老井重開和側(cè)鉆等增產(chǎn)措施。

(1)老井重開。313井于2010年5月完鉆后測(cè)試獲氣，當(dāng)年6月加深補(bǔ)孔后仍未獲得產(chǎn)能而關(guān)停；2011年3月重開，對(duì)之前試油井段實(shí)施壓裂后獲得日產(chǎn)16.7 m3，措施效果較好。

(2)老井側(cè)鉆。207井于2004年完鉆，試油結(jié)果顯示是干井。2011年在該井附近新鉆水平井343井獲高產(chǎn)，當(dāng)年年底對(duì)207井實(shí)施了側(cè)鉆，側(cè)鉆方向朝向343井。2012年1月完井試油后初產(chǎn)原油達(dá)21.7 m3d，當(dāng)年2月份平均日產(chǎn)量達(dá)到45.4 m3d[9](圖2)。

2.3 完善注采井網(wǎng)，水驅(qū)效果得到改善

2010年前油田注水井點(diǎn)少，主要依靠天然能量開發(fā)，地層壓力下降和產(chǎn)量遞減均較快，因此可通過新鉆部分注水井，以完善注采系統(tǒng)、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。2010 — 2012年在油田部署了一批注水井，并轉(zhuǎn)注了一批老井，使得注采井?dāng)?shù)比逐年提高。注采井網(wǎng)得到完善，水驅(qū)控制程度得以進(jìn)一步提高[10-14](表2)。

圖2 207井生產(chǎn)指標(biāo)曲線

年度新鉆注水井?dāng)?shù)轉(zhuǎn)注老井?dāng)?shù)注采井?dāng)?shù)比平均月產(chǎn)量∕m32009——1∶6.527 2642010681∶3.130 8072011551∶2.633 06520123———

2010年后油田逐步完善注采井網(wǎng)，水驅(qū)效果得到改善后，產(chǎn)量遞減得到有效控制，油田自然遞減率從2009年的20.15%下降到2011年的9.66%，綜合遞減率從2009年的15.32%下降到2011年的7.38%(表3)。

表3 油田2009 — 2011年產(chǎn)量遞減率情況統(tǒng)計(jì)表

注水后油井迅速受效，驅(qū)油效果得到明顯改善。典型井例是272井。該井于2006年8月投產(chǎn)，初產(chǎn)水平為34.2 m3d，2008年11月因低產(chǎn)而關(guān)停。2010年2月對(duì)該井進(jìn)行重開，壓裂后投產(chǎn)，初產(chǎn)水平為12.7 m3d，后續(xù)6個(gè)月內(nèi)產(chǎn)量一直穩(wěn)定在8.0 m3d左右；2010年8月，與該井相鄰的269井低產(chǎn)轉(zhuǎn)注，該井迅速受效，產(chǎn)量得到提升，年底迅速突破10.0 m3d；2011年該井產(chǎn)量進(jìn)一步得到提高，從年初的11.1 m3d提高到年底的21.4 m3d，目前穩(wěn)定在23.0 m3d左右(圖3)。

圖3 272井生產(chǎn)指標(biāo)曲線

從油田含水率隨時(shí)間變化曲線(圖4)可以看出，2011年10月前含水上升速度有加快趨勢(shì)，油田控水穩(wěn)油效果不太好，究其原因是因?yàn)樽⑺?，受效不均勻，造成局部井區(qū)含水過高。通過研究，首先關(guān)停了鄰近個(gè)別高含水油井的注水井，避免生產(chǎn)形勢(shì)進(jìn)一步惡化；其次減少部分注水井的注水量并通過新鉆水井、轉(zhuǎn)注老井來(lái)增加注水井?dāng)?shù)，從而保證注水總量，使油田注采系統(tǒng)“點(diǎn)強(qiáng)面弱” 的態(tài)勢(shì)得以改善。2011年10月進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整后，存水率基本保持穩(wěn)定，油田含水速度上升得到了明顯遏制。

圖4 2009 — 2011年油田含水率隨時(shí)間變化曲線

2.4 優(yōu)選水平井井位，提高新井產(chǎn)量

2010年之前，油田僅有4口水平井，其中3口井初產(chǎn)高，平均日產(chǎn)量達(dá)71.7 m3d，效果較好；其中僅1口井效果差，初產(chǎn)6.2 m3d。按照開發(fā)方案，油田每年新井井?dāng)?shù)是固定的，為了能使有限井?dāng)?shù)獲得最大產(chǎn)量，2010年起開始重視水平井井位的優(yōu)選工作，在儲(chǔ)層厚度大、物性好的地方部署水平井，水平井有效率70%左右，平均產(chǎn)量是當(dāng)年新鉆直井產(chǎn)量的2～4倍[15-16](表4)。

表4 油田2010 — 2011年新鉆水平井情況統(tǒng)計(jì)表

3 結(jié) 語(yǔ)

從2010年油田實(shí)施綜合調(diào)整以來(lái)，油田產(chǎn)量明顯提高，2011年的年產(chǎn)量增加到39.68×104m3，基本回升到2008年的產(chǎn)量峰值。這些努力不僅扭轉(zhuǎn)了油田產(chǎn)量下降的局面，還使得其達(dá)到高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，從而提高儲(chǔ)量的采出程度。

我們從中得到以下幾點(diǎn)啟示：

(1)地層壓力是油田開發(fā)的核心。通過新鉆生產(chǎn)井能夠提升油田的產(chǎn)量，但也會(huì)造成地層虧空，能量下降，進(jìn)而影響油田穩(wěn)產(chǎn)，使油田進(jìn)入快速產(chǎn)量遞減，因此必須適時(shí)對(duì)油田進(jìn)行注水開發(fā)。

(2)開發(fā)井網(wǎng)的完善。既要根據(jù)合理的開發(fā)井距進(jìn)行加密，也要考慮到注采關(guān)系的合理配置，從而提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和水驅(qū)控制程度，保證油田產(chǎn)量高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

(3)對(duì)于老井措施工作，要突破常規(guī)思維，改變措施思路，在充分發(fā)揮老井潛能的基礎(chǔ)上最大程度地挖掘邊角剩余油。

(4)海外油氣開發(fā)要注重時(shí)效性和經(jīng)濟(jì)性。為了盡快收回投資，要以最小投入換得最大限度的油井產(chǎn)量，因此要重視水平井在油田開發(fā)中的重要性。

下一步工作重點(diǎn)：一是優(yōu)化油井工作制度，保證油井穩(wěn)產(chǎn)；二是繼續(xù)加密完善開發(fā)井網(wǎng)提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度；三是充分利用高含水低產(chǎn)井和關(guān)停井，優(yōu)選剩余儲(chǔ)量豐度大的區(qū)域?qū)嵤├暇亻_和側(cè)鉆，力爭(zhēng)進(jìn)一步加大措施增油所占比例。

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