王 有 慧

(中石油遼河油田公司， 遼寧 盤錦 124010)

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哈薩克斯坦NB油田注水開發(fā)水平井適應(yīng)性研究

王 有 慧

(中石油遼河油田公司， 遼寧 盤錦 124010)

哈薩克斯坦North Buzachi油田(簡稱NB油田)為注水開發(fā)的邊底水稠油油藏，在大力加強油藏地質(zhì)精細研究基礎(chǔ)上，積極推廣應(yīng)用水平井開發(fā)油藏新技術(shù)，在油田主體部位采用直井和水平井組合式開采，挖潛注采井井間剩余油，而在油藏邊部油水過渡區(qū)則以提高難采儲量動用為主。生產(chǎn)過程中，在油田主體部位的水平井表現(xiàn)出含水上升快、產(chǎn)量遞減迅速等特征，未取得預(yù)期效果。研究結(jié)合油藏地質(zhì)特征，剖析水平井開發(fā)油藏的生產(chǎn)特征，以油藏數(shù)值模擬為手段，優(yōu)化部署新區(qū)水平井，探究水平井開發(fā)該類油藏的適應(yīng)性。

邊底水； 稠油油藏； 注水開發(fā)； 水平井； 適應(yīng)性

NB油田屬于哈薩克斯坦國家境內(nèi)的億噸級大油田，為中石油海外市場中亞地區(qū)主力生產(chǎn)區(qū)塊之一。油藏頂面埋深303.7～385.0 m，平均油層厚度14 m，孔隙度28%～38%,平均滲透率622×10-3μm2，上為層狀邊水構(gòu)造巖性白堊系油藏，下為塊狀邊底水巖性構(gòu)造侏羅系油藏。

油田前期依靠新井迅速建產(chǎn)，后期轉(zhuǎn)注水開發(fā)，但注水工作始終沒有趕上產(chǎn)能建設(shè)的步伐，油藏地層能量逐年消耗，油田遞減率呈逐年增大趨勢。為確保油田生產(chǎn)的主動性，自2011年起積極推廣應(yīng)用水平井開發(fā)油藏新技術(shù)，在油田內(nèi)部采用直井和水平井組合式注水開發(fā)，挖潛注采井井間剩余油，在油藏邊部油水過渡區(qū)以提高難采儲量動用為主。水平井投產(chǎn)初期取得了一定的開發(fā)效果，但主體部位地層壓力下降過快，水驅(qū)波及不均，水平井含水上升快、產(chǎn)量遞減迅速等問題日益突出。

1 水平井實施狀況及效果

截至2013年底，油田共完鉆投產(chǎn)水平井144口，其中注水井網(wǎng)內(nèi)部98口，非注水井網(wǎng)36口，注水井網(wǎng)內(nèi)部水平井平均日產(chǎn)油6.5 td，綜合含水80%，而非注水井網(wǎng)水平井平均日產(chǎn)油8.6 td，綜合含水65%。

2 水平井生產(chǎn)動態(tài)分析

2.1 生產(chǎn)特征分析

(2)含水率上升快，高含水井多。統(tǒng)計2011 — 2013年投產(chǎn)水平井的含水率：油井投產(chǎn)后含水率平均為60%左右，投產(chǎn)7 — 10個月后，含水率上升至80%，1年后含水率月上升速度為9.8%；目前油田含水大于85%的水平井有45口，占水平井總數(shù)的38%。

2.2 生產(chǎn)效果原因分析

水平井生產(chǎn)效果不理想，主要有以下2個方面的原因：

(1)注采井組內(nèi)水驅(qū)波及方向單一，易形成單向指進。在注采井組注水主流線上加密水平井，由于儲層的非均性，導(dǎo)致水驅(qū)波及不均，受到水驅(qū)波及較快的表現(xiàn)為高含水高產(chǎn)液，水驅(qū)波及較慢的表現(xiàn)為低含水低產(chǎn)液。

(2)縱向吸水不均衡，主力吸水層易水淹。油田吸水測試剖面結(jié)果表明，縱向水驅(qū)動用程度差異大，導(dǎo)致注采井間發(fā)生水竄，而加密水平井的部署層位一般為前期直井注水開發(fā)的主力貢獻層，受到水驅(qū)波及影響，部分水平井投產(chǎn)后即表現(xiàn)出高含水特征。

3 水平井適應(yīng)性研究

水平井生產(chǎn)壓差小，依靠底水能量托浮式開采，可以有效提高水平井生產(chǎn)效果。例如NB6131-3H井，該井處于油水過渡帶上，投產(chǎn)初期產(chǎn)量達到50 td以上，并且含水始終維持在較低水平，取得了較好的生產(chǎn)效果，因此可在新區(qū)外圍儲層發(fā)育單一且穩(wěn)定的未動用區(qū)域采用水平井借助底水能量開發(fā)。

3.1 水平井部署參數(shù)

在教學(xué)語文綜合性學(xué)習(xí)時，我們通常會讓學(xué)生完成一些鍛煉動手能力的作業(yè)，其中包括手抄報。不少學(xué)生的整張報都是抄寫的相關(guān)文字，缺少美感，觀賞性不強。而讓學(xué)生根據(jù)綜合性學(xué)習(xí)的內(nèi)容配以圖畫就會使報面美觀，而且能培養(yǎng)學(xué)生豐富的想象力和創(chuàng)造力。

(1)部署厚度界限?？紤]NB油田水平井經(jīng)濟效益參數(shù)，計算水平段長250 m的水平井的經(jīng)濟極限產(chǎn)油量為2 657.6 t，結(jié)合數(shù)值模擬研究結(jié)果和國外水平井鉆井技術(shù)，確定NB油田水平井部署連續(xù)油層厚度下限為4 m。

(2)水平段部署縱向位置。假設(shè)油層厚度7 m，水平段長度不變，開展水平井水平段部署位置優(yōu)選研究。模擬水平段部署在油層中上部、中部、中下部3種情況，生產(chǎn)預(yù)測結(jié)果表明：對于冷采方式水平井水平段部署在油層的中下部開發(fā)效果最好；對于注采井網(wǎng)中加密水平井的水平段部署在油層中上部開發(fā)效果最好。

(3)水平段長度。假設(shè)油層厚度7 m，水平段位置不變，分別設(shè)計水平段長度為150，200，250，300 m。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：水平井水平段長度為250 m時開發(fā)效果最好。

3.2 注采井網(wǎng)井距

(1)水平井井排距離。假設(shè)油層厚度7 m，運用小模型設(shè)計水平井井排距離分別為100，125，150，175，200，250 m開展水平井井排間距離優(yōu)選研究,

預(yù)測結(jié)果表明：預(yù)測結(jié)束時間為模型含水上升到95%或者合同截止時間。水平井井排間距離在100～125 m之間時開發(fā)效果最為理想。

圖1 水平井井排距離數(shù)值模擬預(yù)測曲線

(2)注采組合方式。設(shè)計了水平井+水平井和水平井+直井2種注采組合方式4種方案開展油藏開發(fā)方式優(yōu)選研究。方案一和方案二均設(shè)計為水平井，依靠天然能量開采到一定時間后，適機將中間水平井轉(zhuǎn)注水，方案一中間部署1口水平井+2個半水平井，方案二中間部署2口水平井；方案三和方案四上下部署水平井，中間部署直井進行天然能量開采，適機將中間直井轉(zhuǎn)注水，方案三中直井是3口全井+2個半井，方案四是4口直井。

4種方案選取相同注采參數(shù)，相同的模型結(jié)束時間，進行天然能量開采和注水開發(fā)數(shù)值模擬研究。模擬結(jié)果表明：方案一和方案三天然能量+注水開發(fā)的注采組合方式采出程度較高，結(jié)合鉆井投資成本經(jīng)濟概算，優(yōu)選第三種注采組合方案為最合理方案(表1)。

表1 不同注采方案數(shù)值模擬優(yōu)選結(jié)果

(3)注采井距。假設(shè)油層厚度7 m，設(shè)計注采井距分別為100，125，150，175，200，250 m等6個方案開展注采井距研究。模擬結(jié)果表明：水平井井排間距離在175～200 m時開發(fā)效果最為理想(表2)。

3.3 注采參數(shù)

在方案三注采組合方式下，開展注水速度、采注比和轉(zhuǎn)驅(qū)時機優(yōu)選。

(1)注水速度。設(shè)計注水速度為50，75，100，125，150，200 m3d等6種方案，數(shù)值模擬結(jié)果表明：注水速度越大，含水上升越快，模型水驅(qū)生產(chǎn)時間越短，水驅(qū)注入速度在75～100 m3d開發(fā)效果較好，水驅(qū)采出程度較高(表3)。

(2)采注比優(yōu)選。在注水速度為75 m3d時，設(shè)計采注比為0.8，0.9，1.0，1.1，1.2等5種方案開展采注比優(yōu)選。模擬結(jié)果表明：采注比為1.1和1.2時，能取得較好的開發(fā)效果，考慮采注比為1.2時要比采注比為1.1時對泵的投資及操作成本高，因此最終取采注比為1.1(表4)。

(3)轉(zhuǎn)驅(qū)時機優(yōu)選。通過對注采組合方式、采注比優(yōu)選，以注水速度為75 m3d，采注比為1.1為基礎(chǔ)，開展轉(zhuǎn)驅(qū)時機優(yōu)選。模型原始地層壓力為3.8 MPa，分別設(shè)計轉(zhuǎn)驅(qū)時地層壓力為3.0，2.5，2.0，1.5，1.0 MPa等5種方案。模擬結(jié)果表明：轉(zhuǎn)驅(qū)越早越好，轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力越大越好，結(jié)合油藏地層壓力，適時轉(zhuǎn)驅(qū)可以獲得較好的開發(fā)效果，提高采收率(表5)。

表2 不同注采井距數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果

表3 不同注水速度數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果

表4 不同采注比數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果

表5 轉(zhuǎn)驅(qū)時機數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果

圖2 不同轉(zhuǎn)驅(qū)時機預(yù)測曲線圖

4 結(jié) 語

NB油田注水系統(tǒng)不能有效地補充地層能量虧空，地層壓力下降快，直接導(dǎo)致油藏主體部位水平井產(chǎn)油能力逐年降低，產(chǎn)量遞減迅速。儲層非均質(zhì)性強，注采井組內(nèi)平面和縱向吸水程度差異大，注采井間易發(fā)生單向突進，容易形成水竄，是水平井投產(chǎn)后見水快、含水高的原因。

針對新區(qū)外圍儲層發(fā)育單一且穩(wěn)定的未動用區(qū)域，利用數(shù)值模擬方法，對該油藏水平井部署厚度界限、水平段部署位置和長度、水平井井網(wǎng)井距、注采

組合方式以及注采參數(shù)進行優(yōu)化。依據(jù)研究成果，預(yù)測該區(qū)采用天然能量開采+水驅(qū)后，油藏最終的采收率為19.26%，其中天然能量開采階段采收率為5.92%，水驅(qū)階段采收率為13.34%。

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Study on the Adaptability of Waterflood Development for the Horizontal Well in NB Oilfield, Kazakhstan

WANGYouhui

(Petrochina Liaohe Oilfield Company, Panjin Liaoning 124010, China)

North Buzachi(NB) oilfield in Kazakhstan is an ordinary edge and bottom water heavy oil reservoir under waterflooding development. In this oilfield, based on vigorously strengthening fine research on reservoir geology, we actively promoted the use of new technology of horizontal wells reservoir development. For main parts of this oilfield, combination production of vertical wells and horizontal wells was used to develop the remaining oil between injection and production wells. However’ for oil-water transition area at the reservoir edge, improvement to recoverable reserves utilization was our main target. During production process, horizontal wells in oilfield main parts have features that water-cut will increase quickly while production declines rapidly, so the reservoir failed to achieve the desired results. In this research, we combined with the geological characteristics of this reservoir, analyzed the production characteristics of horizontal well development reservoir and through numerical reservoir simulation, optimized the deployment of horizontal wells in new areas and explored the adaptability of horizontal well development in this type of reservoir.

bottom water; heavy oil reservoir; waterflooding development; horizontal wells; adaptability

2014-12-19

中國石油天然氣股份有限公司項目“海外五大油氣合作區(qū)油氣田開發(fā)方式優(yōu)化及技術(shù)對策研究”(2011D-2001)

王有慧(1983 — )，男，工程師，研究方向為海外油氣田開發(fā)工程。

TE32+4

A

1673-1980(2015)05-0043-04