哈萨克斯坦NB油田注水开发水平井适应性研究

王 有 慧

(中石油辽河油田公司， 辽宁 盘锦 124010)



哈萨克斯坦NB油田注水开发水平井适应性研究

王 有 慧

(中石油辽河油田公司， 辽宁 盘锦 124010)

哈萨克斯坦North Buzachi油田(简称NB油田)为注水开发的边底水稠油油藏，在大力加强油藏地质精细研究基础上，积极推广应用水平井开发油藏新技术，在油田主体部位采用直井和水平井组合式开采，挖潜注采井井间剩余油，而在油藏边部油水过渡区则以提高难采储量动用为主。生产过程中，在油田主体部位的水平井表现出含水上升快、产量递减迅速等特征，未取得预期效果。研究结合油藏地质特征，剖析水平井开发油藏的生产特征，以油藏数值模拟为手段，优化部署新区水平井，探究水平井开发该类油藏的适应性。

边底水； 稠油油藏； 注水开发； 水平井； 适应性

NB油田属于哈萨克斯坦国家境内的亿吨级大油田，为中石油海外市场中亚地区主力生产区块之一。油藏顶面埋深303.7～385.0 m，平均油层厚度14 m，孔隙度28%～38%,平均渗透率622×10-3μm2，上为层状边水构造岩性白垩系油藏，下为块状边底水岩性构造侏罗系油藏。

油田前期依靠新井迅速建产，后期转注水开发，但注水工作始终没有赶上产能建设的步伐，油藏地层能量逐年消耗，油田递减率呈逐年增大趋势。为确保油田生产的主动性，自2011年起积极推广应用水平井开发油藏新技术，在油田内部采用直井和水平井组合式注水开发，挖潜注采井井间剩余油，在油藏边部油水过渡区以提高难采储量动用为主。水平井投产初期取得了一定的开发效果，但主体部位地层压力下降过快，水驱波及不均，水平井含水上升快、产量递减迅速等问题日益突出。

1 水平井实施状况及效果

截至2013年底，油田共完钻投产水平井144口，其中注水井网内部98口，非注水井网36口，注水井网内部水平井平均日产油6.5 td，综合含水80%，而非注水井网水平井平均日产油8.6 td，综合含水65%。

2 水平井生产动态分析

2.1 生产特征分析

(2)含水率上升快，高含水井多。统计2011 — 2013年投产水平井的含水率：油井投产后含水率平均为60%左右，投产7 — 10个月后，含水率上升至80%，1年后含水率月上升速度为9.8%；目前油田含水大于85%的水平井有45口，占水平井总数的38%。

2.2 生产效果原因分析

水平井生产效果不理想，主要有以下2个方面的原因：

(1)注采井组内水驱波及方向单一，易形成单向指进。在注采井组注水主流线上加密水平井，由于储层的非均性，导致水驱波及不均，受到水驱波及较快的表现为高含水高产液，水驱波及较慢的表现为低含水低产液。

(2)纵向吸水不均衡，主力吸水层易水淹。油田吸水测试剖面结果表明，纵向水驱动用程度差异大，导致注采井间发生水窜，而加密水平井的部署层位一般为前期直井注水开发的主力贡献层，受到水驱波及影响，部分水平井投产后即表现出高含水特征。

3 水平井适应性研究

水平井生产压差小，依靠底水能量托浮式开采，可以有效提高水平井生产效果。例如NB6131-3H井，该井处于油水过渡带上，投产初期产量达到50 td以上，并且含水始终维持在较低水平，取得了较好的生产效果，因此可在新区外围储层发育单一且稳定的未动用区域采用水平井借助底水能量开发。

3.1 水平井部署参数

在教学语文综合性学习时，我们通常会让学生完成一些锻炼动手能力的作业，其中包括手抄报。不少学生的整张报都是抄写的相关文字，缺少美感，观赏性不强。而让学生根据综合性学习的内容配以图画就会使报面美观，而且能培养学生丰富的想象力和创造力。

(1)部署厚度界限。考虑NB油田水平井经济效益参数，计算水平段长250 m的水平井的经济极限产油量为2 657.6 t，结合数值模拟研究结果和国外水平井钻井技术，确定NB油田水平井部署连续油层厚度下限为4 m。

(2)水平段部署纵向位置。假设油层厚度7 m，水平段长度不变，开展水平井水平段部署位置优选研究。模拟水平段部署在油层中上部、中部、中下部3种情况，生产预测结果表明：对于冷采方式水平井水平段部署在油层的中下部开发效果最好；对于注采井网中加密水平井的水平段部署在油层中上部开发效果最好。

(3)水平段长度。假设油层厚度7 m，水平段位置不变，分别设计水平段长度为150，200，250，300 m。数值模拟研究结果表明：水平井水平段长度为250 m时开发效果最好。

3.2 注采井网井距

(1)水平井井排距离。假设油层厚度7 m，运用小模型设计水平井井排距离分别为100，125，150，175，200，250 m开展水平井井排间距离优选研究,

预测结果表明：预测结束时间为模型含水上升到95%或者合同截止时间。水平井井排间距离在100～125 m之间时开发效果最为理想。

图1 水平井井排距离数值模拟预测曲线

(2)注采组合方式。设计了水平井+水平井和水平井+直井2种注采组合方式4种方案开展油藏开发方式优选研究。方案一和方案二均设计为水平井，依靠天然能量开采到一定时间后，适机将中间水平井转注水，方案一中间部署1口水平井+2个半水平井，方案二中间部署2口水平井；方案三和方案四上下部署水平井，中间部署直井进行天然能量开采，适机将中间直井转注水，方案三中直井是3口全井+2个半井，方案四是4口直井。

4种方案选取相同注采参数，相同的模型结束时间，进行天然能量开采和注水开发数值模拟研究。模拟结果表明：方案一和方案三天然能量+注水开发的注采组合方式采出程度较高，结合钻井投资成本经济概算，优选第三种注采组合方案为最合理方案(表1)。

表1 不同注采方案数值模拟优选结果

(3)注采井距。假设油层厚度7 m，设计注采井距分别为100，125，150，175，200，250 m等6个方案开展注采井距研究。模拟结果表明：水平井井排间距离在175～200 m时开发效果最为理想(表2)。

3.3 注采参数

在方案三注采组合方式下，开展注水速度、采注比和转驱时机优选。

(1)注水速度。设计注水速度为50，75，100，125，150，200 m3d等6种方案，数值模拟结果表明：注水速度越大，含水上升越快，模型水驱生产时间越短，水驱注入速度在75～100 m3d开发效果较好，水驱采出程度较高(表3)。

(2)采注比优选。在注水速度为75 m3d时，设计采注比为0.8，0.9，1.0，1.1，1.2等5种方案开展采注比优选。模拟结果表明：采注比为1.1和1.2时，能取得较好的开发效果，考虑采注比为1.2时要比采注比为1.1时对泵的投资及操作成本高，因此最终取采注比为1.1(表4)。

(3)转驱时机优选。通过对注采组合方式、采注比优选，以注水速度为75 m3d，采注比为1.1为基础，开展转驱时机优选。模型原始地层压力为3.8 MPa，分别设计转驱时地层压力为3.0，2.5，2.0，1.5，1.0 MPa等5种方案。模拟结果表明：转驱越早越好，转驱前地层压力越大越好，结合油藏地层压力，适时转驱可以获得较好的开发效果，提高采收率(表5)。

表2 不同注采井距数值模拟预测结果

表3 不同注水速度数值模拟预测结果

表4 不同采注比数值模拟预测结果

表5 转驱时机数值模拟预测结果

图2 不同转驱时机预测曲线图

4 结 语

NB油田注水系统不能有效地补充地层能量亏空，地层压力下降快，直接导致油藏主体部位水平井产油能力逐年降低，产量递减迅速。储层非均质性强，注采井组内平面和纵向吸水程度差异大，注采井间易发生单向突进，容易形成水窜，是水平井投产后见水快、含水高的原因。

针对新区外围储层发育单一且稳定的未动用区域，利用数值模拟方法，对该油藏水平井部署厚度界限、水平段部署位置和长度、水平井井网井距、注采

组合方式以及注采参数进行优化。依据研究成果，预测该区采用天然能量开采+水驱后，油藏最终的采收率为19.26%，其中天然能量开采阶段采收率为5.92%，水驱阶段采收率为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

中国石油天然气股份有限公司项目“海外五大油气合作区油气田开发方式优化及技术对策研究”(2011D-2001)

王有慧(1983 — )，男，工程师，研究方向为海外油气田开发工程。

TE32+4

A

1673-1980(2015)05-0043-04