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，構造上油田屬于南Turgay盆地南部的Aryskum地塹。油田發(fā)現于1990年，2002年7月開始實施工業(yè)試驗開發(fā)，2006年投入工業(yè)性開發(fā)。截至2009年底，地質儲量采出程度達6.1%，可采儲量采出程度達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)下達烏爾組的M-II層，儲層巖性以磨圓度高的礫巖、灰色粉砂巖和石英長石砂巖為主，泥質膠結，輕度致密。儲層孔隙度為14%～16%，滲透率為(15～150)×10-3μm2范圍。油田的主力儲層M-II層是一個帶氣頂、邊水且受構造控制的未飽和油藏。地層壓力系數平均為0.9，地溫梯度為3.1 ℃hm，屬于正常壓力系統(tǒng)[1]。

1 油田開采現狀及存在問題

1.1 開采現狀

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

分析產量遞減的原因，認為主要是地層能量持續(xù)下降，油藏虧空嚴重。這表現在以下各方面：

(1)地層壓力。隨著2005 — 2008年采油、液速度的快速增長，地層壓力下降趨勢明顯，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得到遏制，2009年地層壓力恢復到8.33 MPa。

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

(3)產量遞減率。2006 — 2009年的油田老井月度產油量分析結果表明，其產量綜合遞減和自然遞減均為指數遞減規(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到2.81%，年自然遞減率達到20.15%，自然產量降幅較大，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)形勢好轉。但耗水率計算結果表明，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。因此需要根據油藏實際情況，開展注水優(yōu)化研究，需要加快轉注、投注工作，確保油田能量恢復，產量上升。

圖1 油田2009年前原油月度產量曲線

1.3 措施效果

2009年之前壓裂增產措施效果最好，但因缺少注水能量補充且部分井重復壓裂，導致地層能量虧空嚴重，效果逐年下降。2009年有6口井實施壓裂增產，其中高效井2口，有效井3口，壓裂效果不甚理想；轉抽為前期主要增產措施，同樣因能量下降，效果也不明顯，2008年補孔的增油效果明顯好于轉抽。針對目前生產狀況，后期除了繼續(xù)加強常規(guī)措施外，還應改變措施思路，對因高汽油比關?；虮┬运偷木苁Ｓ嘤瓦M行重點挖潛。

2 油田綜合挖潛技術措施

油田2007 — 2008年達到開發(fā)以來的產量最高峰，月產原油35 000 m3左右，隨后月產量快速下降到25 000 m3(圖1)。油田綜合含水低，采出程度不高，產量具有高產穩(wěn)產的潛力，2010年起通過多學科聯合攻關，對油田進行了綜合挖潛，取得了顯著的效果。

2.1 調整部署新井，加密和完善開發(fā)井網

從井網部署來看，生產井井距較大，一般為500 m左右，此外還存在一些無井控制區(qū)，而研究表明油田合理井距為325 m。根據剩余油分布研究結果，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年在油田內部儲層發(fā)育區(qū)部署(包括計劃部署)加密、完善井網井共71口，并優(yōu)選儲層物性好的地方部署水平井。共投產50口井，平均日產油14.3 m3。調整井整體效果較好，54%的新井達到了預計產量水平，但也有46%的井存在儲層物性差、水淹嚴重區(qū)域，沒有達到預計的產量水平要求(表1)。通過調整部署新井，開發(fā)井網得到加密和完善，油田產量保持穩(wěn)步增長[4-8]。

表1 油田2009 — 2012年調整井投產效果分析統(tǒng)計表

2.2 改變措施思路，增產效果顯著

為了保持高產穩(wěn)產，油田加強了措施投入力度。在常規(guī)措施的基礎上，有針對性地實施之前未進行過的老井重開和側鉆等增產措施。

(1)老井重開。313井于2010年5月完鉆后測試獲氣，當年6月加深補孔后仍未獲得產能而關停；2011年3月重開，對之前試油井段實施壓裂后獲得日產16.7 m3，措施效果較好。

(2)老井側鉆。207井于2004年完鉆，試油結果顯示是干井。2011年在該井附近新鉆水平井343井獲高產，當年年底對207井實施了側鉆，側鉆方向朝向343井。2012年1月完井試油后初產原油達21.7 m3d，當年2月份平均日產量達到45.4 m3d[9](圖2)。

2.3 完善注采井網，水驅效果得到改善

2010年前油田注水井點少，主要依靠天然能量開發(fā)，地層壓力下降和產量遞減均較快，因此可通過新鉆部分注水井，以完善注采系統(tǒng)、提高儲量動用程度。2010 — 2012年在油田部署了一批注水井，并轉注了一批老井，使得注采井數比逐年提高。注采井網得到完善，水驅控制程度得以進一步提高[10-14](表2)。

圖2 207井生產指標曲線

年度新鉆注水井數轉注老井數注采井數比平均月產量∕m32009——1∶6.527 2642010681∶3.130 8072011551∶2.633 06520123———

2010年后油田逐步完善注采井網，水驅效果得到改善后，產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年產量遞減率情況統(tǒng)計表

注水后油井迅速受效，驅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，初產水平為34.2 m3d，2008年11月因低產而關停。2010年2月對該井進行重開，壓裂后投產，初產水平為12.7 m3d，后續(xù)6個月內產量一直穩(wěn)定在8.0 m3d左右；2010年8月，與該井相鄰的269井低產轉注，該井迅速受效，產量得到提升，年底迅速突破10.0 m3d；2011年該井產量進一步得到提高，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井生產指標曲線

從油田含水率隨時間變化曲線(圖4)可以看出，2011年10月前含水上升速度有加快趨勢，油田控水穩(wěn)油效果不太好，究其原因是因為注水后，受效不均勻，造成局部井區(qū)含水過高。通過研究，首先關停了鄰近個別高含水油井的注水井，避免生產形勢進一步惡化；其次減少部分注水井的注水量并通過新鉆水井、轉注老井來增加注水井數，從而保證注水總量，使油田注采系統(tǒng)“點強面弱” 的態(tài)勢得以改善。2011年10月進行注采系統(tǒng)調整后，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年油田含水率隨時間變化曲線

2.4 優(yōu)選水平井井位，提高新井產量

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

表4 油田2010 — 2011年新鉆水平井情況統(tǒng)計表

3 結 語

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

我們從中得到以下幾點啟示：

(1)地層壓力是油田開發(fā)的核心。通過新鉆生產井能夠提升油田的產量，但也會造成地層虧空，能量下降，進而影響油田穩(wěn)產，使油田進入快速產量遞減，因此必須適時對油田進行注水開發(fā)。

(2)開發(fā)井網的完善。既要根據合理的開發(fā)井距進行加密，也要考慮到注采關系的合理配置，從而提高儲量動用程度和水驅控制程度，保證油田產量高產穩(wěn)產。

(3)對于老井措施工作，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)要注重時效性和經濟性。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：一是優(yōu)化油井工作制度，保證油井穩(wěn)產；二是繼續(xù)加密完善開發(fā)井網提高儲量動用程度；三是充分利用高含水低產井和關停井，優(yōu)選剩余儲量豐度大的區(qū)域實施老井重開和側鉆，力爭進一步加大措施增油所占比例。

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