肯基亞克鹽上IV區(qū)開發(fā)方式優(yōu)選

張駿 喻高明 余雙

摘 要：哈薩克斯坦肯基亞克油藏從1966年投入開發(fā)，至1982年16年間沒有任何補充地層能量的措施，在此期間隨著采出量的增加，地層能量不斷下降，單井產(chǎn)能也隨之下降。后期所投產(chǎn)的井含水較高，分析原因主要是邊底水侵入造成，使得產(chǎn)能下降。針對這一問題，進(jìn)行了井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計以及優(yōu)化反九點井網(wǎng)下的注采比，同時論證了提液可行性，優(yōu)選提液幅度，指導(dǎo)下一步更好開發(fā)。

關(guān) 鍵 詞：井網(wǎng)；注采比；提液；優(yōu)化

中圖分類號：TE 357 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A 文章編號： 1671-0460（2016）08-1794-04

Abstract： Kenkiyak reservoir was put into development in 1966，any supplement measure of the formation energy was not used from 1966 to 1982.In this period， with increasing of the output， the formation energy decreased， and the single well productivity also decreased. Water cut was higher in late wells； the main reasons were edge and bottom water invasion. In view of this problem， the well pattern optimization was carried out， and the injection production ratio under the anti-nine-point well pattern was optimized. At the same time， the feasibility of the liquid extraction was demonstrated； the liquid extraction rate was optimized.

Key words： well pattern； injection-production ratio； increasing liquid production； optimization

1 油藏概況

肯基亞克鹽上油藏屬于帶邊底水的稠油油藏，油區(qū)內(nèi)部還有部分封存水?？匣鶃喛他}上油田沉積的主要地層有侏羅系、白堊系、古近系。其北臨亞烏薩坳陷，南毗鄰東南部坳陷帶，東臨海西期烏拉爾褶皺帶[1]，油藏埋深56.9～156 m，油層孔隙度平均12.8%；平均滲透率一般小于10×10-3μm2，屬于低孔低滲油藏。

2 模型簡況

模擬器：選用tNavigator三維三相黑油模擬軟件，可加載運行eclipse數(shù)據(jù)體，運行結(jié)果與eclipse相近。模擬層共分為6個，分別為А、Б、В、Г-1、Г-2、Ю-III。在平面上網(wǎng)格步長：20 m×20 m，模擬網(wǎng)格系統(tǒng)：104×90×6=56 160個。模型所需的全區(qū)及單井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，如產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量等數(shù)據(jù)，從1966年12月試采開始到2013年9月按月整理建模并按月采用定液量擬合。全區(qū)模擬井?dāng)?shù)共261口井。時間步長為1個月（表1）。

3 井網(wǎng)優(yōu)化

根據(jù)目前油藏的井位，可以調(diào)整為以下三種井網(wǎng)。分別模擬140 m反九點注水井網(wǎng)、70 m五點注水井網(wǎng)和100 m五點注水井網(wǎng)，開發(fā)15 a，注水井網(wǎng)參數(shù)表1。

每套井網(wǎng)設(shè)計兩種產(chǎn)液量，單井產(chǎn)液量分別為20、50 m3/d。注采比設(shè)定1.1，地層壓力從1.7 MPa恢復(fù)到2.65 MPa需要兩年，之后按注采平衡預(yù)測。模擬結(jié)果表明反九點注水井網(wǎng)單井注水量大，最高達(dá)到210 m3/d；五點注水井網(wǎng)單井注水量最大不超過60 m3/d（圖1）。

由圖2和圖3可知設(shè)計液量再大，不同井網(wǎng)第一年的單井日產(chǎn)液量小于6.5 t/d，第二年的單井日產(chǎn)液量小于12 t/d；在同一設(shè)計液量方案中，70 m五點注水井網(wǎng)單井日產(chǎn)液量最高，其次是140 m反九點注水井網(wǎng)，100 m五點注水井網(wǎng)液量最低。

由圖4和圖5可知，在同一設(shè)計液量方案中，70 m五點注水井網(wǎng)含水率上升最快，其次是140 m反九點注水井網(wǎng)，含水上升最慢的是100 m五點注水井網(wǎng)。70 m五點注水井網(wǎng)單井日產(chǎn)油量最高，其次是140 m反九點注水井網(wǎng)，最低的是100 m五點注水井網(wǎng)。

由圖6和7可知，同一井網(wǎng)下，設(shè)計液量高的方案采出程度高；對于70 m五點注水井網(wǎng)前期采出程度最高，15 a預(yù)測期末采出程度最低；100 m五點注水井網(wǎng)前期采出程度最低，15 a預(yù)測期末采出程度最高；140 m反九點注水井網(wǎng)介于二者之間。綜上所述，推薦前期140 m反九點注水井網(wǎng)、后期轉(zhuǎn)為100 m五點注采井網(wǎng)。

4 反九點井網(wǎng)下注采比優(yōu)化

模擬反九點井網(wǎng)下，1、2、3 a內(nèi)分別達(dá)到原始壓力水平（2.65 MPa），原始壓力的90%（表2），原始壓力的110%時，對應(yīng)注采比下的累油量隨時間的變化曲線（圖8）。

由模擬結(jié)果表明，壓力恢復(fù)90%，對應(yīng)的含水率最小。在2017年之前，3年內(nèi)壓力恢復(fù)90%注采比下的含水率最低，2017年以后，1年內(nèi)壓力恢復(fù)90%注采比下的含水率最低。結(jié)合累積產(chǎn)油量隨時間的變化曲線，推薦兩年內(nèi)地層壓力恢復(fù)90%。因此設(shè)定前兩年采用注采比1.78，恢復(fù)壓力到2.385 MPa之后按注采平衡預(yù)測。

5 提 液

5.1 提液可行性分析

在該區(qū)油藏南部區(qū)域地層能量低停產(chǎn)井多，該區(qū)域長期采用彈性能量開采，無任何能量補充，2012年該區(qū)域地層壓力在1.8 MPa，壓力保持程度67.9%。同時，該區(qū)油藏南部區(qū)域地層對應(yīng)狀況較好，在油藏剖面上，層位連通性較好，適合注水開發(fā)。在生產(chǎn)中，油藏可通過不斷放大壓差的方法達(dá)到提高排液量的目的[2-6]。油井提液是油田進(jìn)入中高含水期后的一項有效增產(chǎn)措施，同時油井提液是一項投資少、見效快的增產(chǎn)挖潛手段，貫穿于油田開發(fā)的各個階段，為油田的穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)起到了至關(guān)重要的作用。分析了肯基亞克鹽上IV區(qū)2217井提液后，產(chǎn)油量上升（圖9）。因此對肯基亞克鹽上IV油井提液，增油效果比較好。

5.2 提液幅度優(yōu)選

在優(yōu)選出來的反九點法兩年內(nèi)壓力恢復(fù)90%的基礎(chǔ)上設(shè)計提液10%，15%，20%，25%，35%，40%六個方案。模擬出不同提液方案下累產(chǎn)油量隨時間的變化關(guān)系（見圖10，表3）。

結(jié)合累產(chǎn)油量的變化曲線，推薦反九點井網(wǎng)兩年內(nèi)恢復(fù)壓力90%時提液25%，此時采出程度為35.23%，恢復(fù)壓力后按注采平衡預(yù)測。

6 結(jié) 論

1）根據(jù)井網(wǎng)優(yōu)化，綜合考慮得出前期140 m反九點注水井網(wǎng)、后期轉(zhuǎn)為100 m五點注采井網(wǎng)。最適合該區(qū)塊。

2）優(yōu)化了反九點井網(wǎng)下的注采比，推薦兩年內(nèi)地層壓力恢復(fù)90%。在論證提液可行性的基礎(chǔ)上進(jìn)行提液25%時，注采比前2 a為1.63，地層壓力恢復(fù)到2.34 MPa后采用注采比1.0進(jìn)行生產(chǎn)，此時采出程度為35.23%，恢復(fù)壓力后按注采平衡預(yù)測生產(chǎn)。

參考文獻(xiàn)：

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