哈萨克斯坦南肯尼斯油田综合挖潜技术实践与认识

蒋 明 敖西川 宋怀玉 陈 果 蒋利平

(1.振华石油控股有限公司， 北京 100031； 2.川庆钻探工程公司地研院， 成都 610051)

SK油田位于哈萨克斯坦Kyzalorda市以北，构造上油田属于南Turgay盆地南部的Aryskum地堑。油田发现于1990年，2002年7月开始实施工业试验开发，2006年投入工业性开发。截至2009年底，地质储量采出程度达6.1%，可采储量采出程度达16.6%，综合含水率为5.6%。

油田的含油气层段主要位于下白垩统下达乌尔组的M-II层，储层岩性以磨圆度高的砾岩、灰色粉砂岩和石英长石砂岩为主，泥质胶结，轻度致密。储层孔隙度为14%～16%，渗透率为(15～150)×10-3μm2范围。油田的主力储层M-II层是一个带气顶、边水且受构造控制的未饱和油藏。地层压力系数平均为0.9，地温梯度为3.1 ℃hm，属于正常压力系统[1]。

1 油田开采现状及存在问题

1.1 开采现状

投入试采后一直依靠天然能量实现采油，通过新钻开发井来提高油田产量，截至2007年7月产量一直保持上升趋势。当年8月，随着冬季到来油田作业严重受限，产量开始快速进入递减状态。2008年通过三方面工作以保证产量的稳定：一是3月份冬季结束后快速实施新一轮的生产井钻井作业；二是加大压裂、转抽、补孔等老井措施增油的力度；三是从6月起开始对油藏实施注水保压工作。从产量曲线(图1)可以看出，上半年新钻生产井投产，油田产量得以拉升，但下半年油田产量又再次进入下滑趋势。

分析产量递减的原因，认为主要是地层能量持续下降，油藏亏空严重。这表现在以下各方面：

(1)地层压力。随着2005 — 2008年采油、液速度的快速增长，地层压力下降趋势明显，地层压力从2001年的11.6 MPa下降到2008年的8.21 MPa，2008年6月注水后压力下降趋势得到遏制，2009年地层压力恢复到8.33 MPa。

(2)新井平均产能。开发初期新井投产日产油较高，2003年前投产新井日产油均大于50 m3d。随着油田深入开发，新井投产日产油量逐年降低，2008年投产新井平均产能在为20～30 m3d，到2009年新井投产日产油仅为10～20 m3d。

(3)产量递减率。2006 — 2009年的油田老井月度产油量分析结果表明，其产量综合递减和自然递减均为指数递减规律。其中，2006 — 2008年油田平均月综合递减率为1.61%，平均月自然递减率为1.95%。到2009年油田月综合递减率达到2.81%，年自然递减率达到20.15%，自然产量降幅较大，其主要原因是天然能量下降[2-3]。

1.2 注水状况

2008年6月注水后，存水率快速上升，超过注采比理论曲线，表明注水效果较好，开发形势好转。但耗水率计算结果表明，目前耗水率明显低于理论值，反映出注水井偏少，油藏整体因注水井偏少，注入量偏小。因此需要根据油藏实际情况，开展注水优化研究，需要加快转注、投注工作，确保油田能量恢复，产量上升。

图1 油田2009年前原油月度产量曲线

1.3 措施效果

2009年之前压裂增产措施效果最好，但因缺少注水能量补充且部分井重复压裂，导致地层能量亏空严重，效果逐年下降。2009年有6口井实施压裂增产，其中高效井2口，有效井3口，压裂效果不甚理想；转抽为前期主要增产措施，同样因能量下降，效果也不明显，2008年补孔的增油效果明显好于转抽。针对目前生产状况，后期除了继续加强常规措施外，还应改变措施思路，对因高汽油比关停或暴性水淹的井周剩余油进行重点挖潜。

2 油田综合挖潜技术措施

油田2007 — 2008年达到开发以来的产量最高峰，月产原油35 000 m3左右，随后月产量快速下降到25 000 m3(图1)。油田综合含水低，采出程度不高，产量具有高产稳产的潜力，2010年起通过多学科联合攻关，对油田进行了综合挖潜，取得了显著的效果。

2.1 调整部署新井，加密和完善开发井网

从井网部署来看，生产井井距较大，一般为500 m左右，此外还存在一些无井控制区，而研究表明油田合理井距为325 m。根据剩余油分布研究结果，剩余油多为井间滞留型，可通过新钻部分油井，挖潜剩余油。

2010 — 2012年在油田内部储层发育区部署(包括计划部署)加密、完善井网井共71口，并优选储层物性好的地方部署水平井。共投产50口井，平均日产油14.3 m3。调整井整体效果较好，54%的新井达到了预计产量水平，但也有46%的井存在储层物性差、水淹严重区域，没有达到预计的产量水平要求(表1)。通过调整部署新井，开发井网得到加密和完善，油田产量保持稳步增长[4-8]。

表1 油田2009 — 2012年调整井投产效果分析统计表

2.2 改变措施思路，增产效果显著

为了保持高产稳产，油田加强了措施投入力度。在常规措施的基础上，有针对性地实施之前未进行过的老井重开和侧钻等增产措施。

(1)老井重开。313井于2010年5月完钻后测试获气，当年6月加深补孔后仍未获得产能而关停；2011年3月重开，对之前试油井段实施压裂后获得日产16.7 m3，措施效果较好。

(2)老井侧钻。207井于2004年完钻，试油结果显示是干井。2011年在该井附近新钻水平井343井获高产，当年年底对207井实施了侧钻，侧钻方向朝向343井。2012年1月完井试油后初产原油达21.7 m3d，当年2月份平均日产量达到45.4 m3d[9](图2)。

2.3 完善注采井网，水驱效果得到改善

2010年前油田注水井点少，主要依靠天然能量开发，地层压力下降和产量递减均较快，因此可通过新钻部分注水井，以完善注采系统、提高储量动用程度。2010 — 2012年在油田部署了一批注水井，并转注了一批老井，使得注采井数比逐年提高。注采井网得到完善，水驱控制程度得以进一步提高[10-14](表2)。

图2 207井生产指标曲线

年度新钻注水井数转注老井数注采井数比平均月产量∕m32009——1∶6.527 2642010681∶3.130 8072011551∶2.633 06520123———

2010年后油田逐步完善注采井网，水驱效果得到改善后，产量递减得到有效控制，油田自然递减率从2009年的20.15%下降到2011年的9.66%，综合递减率从2009年的15.32%下降到2011年的7.38%(表3)。

表3 油田2009 — 2011年产量递减率情况统计表

注水后油井迅速受效，驱油效果得到明显改善。典型井例是272井。该井于2006年8月投产，初产水平为34.2 m3d，2008年11月因低产而关停。2010年2月对该井进行重开，压裂后投产，初产水平为12.7 m3d，后续6个月内产量一直稳定在8.0 m3d左右；2010年8月，与该井相邻的269井低产转注，该井迅速受效，产量得到提升，年底迅速突破10.0 m3d；2011年该井产量进一步得到提高，从年初的11.1 m3d提高到年底的21.4 m3d，目前稳定在23.0 m3d左右(图3)。

图3 272井生产指标曲线

从油田含水率随时间变化曲线(图4)可以看出，2011年10月前含水上升速度有加快趋势，油田控水稳油效果不太好，究其原因是因为注水后，受效不均匀，造成局部井区含水过高。通过研究，首先关停了邻近个别高含水油井的注水井，避免生产形势进一步恶化；其次减少部分注水井的注水量并通过新钻水井、转注老井来增加注水井数，从而保证注水总量，使油田注采系统“点强面弱” 的态势得以改善。2011年10月进行注采系统调整后，存水率基本保持稳定，油田含水速度上升得到了明显遏制。

图4 2009 — 2011年油田含水率随时间变化曲线

2.4 优选水平井井位，提高新井产量

2010年之前，油田仅有4口水平井，其中3口井初产高，平均日产量达71.7 m3d，效果较好；其中仅1口井效果差，初产6.2 m3d。按照开发方案，油田每年新井井数是固定的，为了能使有限井数获得最大产量，2010年起开始重视水平井井位的优选工作，在储层厚度大、物性好的地方部署水平井，水平井有效率70%左右，平均产量是当年新钻直井产量的2～4倍[15-16](表4)。

表4 油田2010 — 2011年新钻水平井情况统计表

3 结 语

从2010年油田实施综合调整以来，油田产量明显提高，2011年的年产量增加到39.68×104m3，基本回升到2008年的产量峰值。这些努力不仅扭转了油田产量下降的局面，还使得其达到高产稳产，从而提高储量的采出程度。

我们从中得到以下几点启示：

(1)地层压力是油田开发的核心。通过新钻生产井能够提升油田的产量，但也会造成地层亏空，能量下降，进而影响油田稳产，使油田进入快速产量递减，因此必须适时对油田进行注水开发。

(2)开发井网的完善。既要根据合理的开发井距进行加密，也要考虑到注采关系的合理配置，从而提高储量动用程度和水驱控制程度，保证油田产量高产稳产。

(3)对于老井措施工作，要突破常规思维，改变措施思路，在充分发挥老井潜能的基础上最大程度地挖掘边角剩余油。

(4)海外油气开发要注重时效性和经济性。为了尽快收回投资，要以最小投入换得最大限度的油井产量，因此要重视水平井在油田开发中的重要性。

下一步工作重点：一是优化油井工作制度，保证油井稳产；二是继续加密完善开发井网提高储量动用程度；三是充分利用高含水低产井和关停井，优选剩余储量丰度大的区域实施老井重开和侧钻，力争进一步加大措施增油所占比例。

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