肯基亚克盐上IV区开发方式优选

张骏 喻高明 余双

摘 要：哈薩克斯坦肯基亚克油藏从1966年投入开发，至1982年16年间没有任何补充地层能量的措施，在此期间随着采出量的增加，地层能量不断下降，单井产能也随之下降。后期所投产的井含水较高，分析原因主要是边底水侵入造成，使得产能下降。针对这一问题，进行了井网优化设计以及优化反九点井网下的注采比，同时论证了提液可行性，优选提液幅度，指导下一步更好开发。

关 键 词：井网；注采比；提液；优化

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 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 油藏概况

肯基亚克盐上油藏属于带边底水的稠油油藏，油区内部还有部分封存水。肯基亚克盐上油田沉积的主要地层有侏罗系、白垩系、古近系。其北临亚乌萨坳陷，南毗邻东南部坳陷带，东临海西期乌拉尔褶皱带[1]，油藏埋深56.9～156 m，油层孔隙度平均12.8%；平均渗透率一般小于10×10-3μm2，属于低孔低渗油藏。

2 模型简况

模拟器：选用tNavigator三维三相黑油模拟软件，可加载运行eclipse数据体，运行结果与eclipse相近。模拟层共分为6个，分别为А、Б、В、Г-1、Г-2、Ю-III。在平面上网格步长：20 m×20 m，模拟网格系统：104×90×6=56 160个。模型所需的全区及单井生产动态数据，如产油量、产水量、产气量等数据，从1966年12月试采开始到2013年9月按月整理建模并按月采用定液量拟合。全区模拟井数共261口井。时间步长为1个月（表1）。

3 井网优化

根据目前油藏的井位，可以调整为以下三种井网。分别模拟140 m反九点注水井网、70 m五点注水井网和100 m五点注水井网，开发15 a，注水井网参数表1。

每套井网设计两种产液量，单井产液量分别为20、50 m3/d。注采比设定1.1，地层压力从1.7 MPa恢复到2.65 MPa需要两年，之后按注采平衡预测。模拟结果表明反九点注水井网单井注水量大，最高达到210 m3/d；五点注水井网单井注水量最大不超过60 m3/d（图1）。

由图2和图3可知设计液量再大，不同井网第一年的单井日产液量小于6.5 t/d，第二年的单井日产液量小于12 t/d；在同一设计液量方案中，70 m五点注水井网单井日产液量最高，其次是140 m反九点注水井网，100 m五点注水井网液量最低。

由图4和图5可知，在同一设计液量方案中，70 m五点注水井网含水率上升最快，其次是140 m反九点注水井网，含水上升最慢的是100 m五点注水井网。70 m五点注水井网单井日产油量最高，其次是140 m反九点注水井网，最低的是100 m五点注水井网。

由图6和7可知，同一井网下，设计液量高的方案采出程度高；对于70 m五点注水井网前期采出程度最高，15 a预测期末采出程度最低；100 m五点注水井网前期采出程度最低，15 a预测期末采出程度最高；140 m反九点注水井网介于二者之间。综上所述，推荐前期140 m反九点注水井网、后期转为100 m五点注采井网。

4 反九点井网下注采比优化

模拟反九点井网下，1、2、3 a内分别达到原始压力水平（2.65 MPa），原始压力的90%（表2），原始压力的110%时，对应注采比下的累油量随时间的变化曲线（图8）。

由模拟结果表明，压力恢复90%，对应的含水率最小。在2017年之前，3年内压力恢复90%注采比下的含水率最低，2017年以后，1年内压力恢复90%注采比下的含水率最低。结合累积产油量随时间的变化曲线，推荐两年内地层压力恢复90%。因此设定前两年采用注采比1.78，恢复压力到2.385 MPa之后按注采平衡预测。

5 提 液

5.1 提液可行性分析

在该区油藏南部区域地层能量低停产井多，该区域长期采用弹性能量开采，无任何能量补充，2012年该区域地层压力在1.8 MPa，压力保持程度67.9%。同时，该区油藏南部区域地层对应状况较好，在油藏剖面上，层位连通性较好，适合注水开发。在生产中，油藏可通过不断放大压差的方法达到提高排液量的目的[2-6]。油井提液是油田进入中高含水期后的一项有效增产措施，同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段，贯穿于油田开发的各个阶段，为油田的稳产上产起到了至关重要的作用。分析了肯基亚克盐上IV区2217井提液后，产油量上升（图9）。因此对肯基亚克盐上IV油井提液，增油效果比较好。

5.2 提液幅度优选

在优选出来的反九点法两年内压力恢复90%的基础上设计提液10%，15%，20%，25%，35%，40%六个方案。模拟出不同提液方案下累产油量随时间的变化关系（见图10，表3）。

结合累产油量的变化曲线，推荐反九点井网两年内恢复压力90%时提液25%，此时采出程度为35.23%，恢复压力后按注采平衡预测。

6 结 论

1）根据井网优化，综合考虑得出前期140 m反九点注水井网、后期转为100 m五点注采井网。最适合该区块。

2）优化了反九点井网下的注采比，推荐两年内地层压力恢复90%。在论证提液可行性的基础上进行提液25%时，注采比前2 a为1.63，地层压力恢复到2.34 MPa后采用注采比1.0进行生产，此时采出程度为35.23%，恢复压力后按注采平衡预测生产。

参考文献：

[1] 张子涵.哈萨克斯坦肯基亚克油田盐上稠油油藏聚合物驱可行性研究[D].成都：西南石油学院，2004.

[2] 金勇，刘红. 小断块边底水油藏开发实践与认识[J]. 大庆石油地质与开发，2006，25（6）：53-55.

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[4] 邓新颖，殷旭东，尹承棣，等. 特高含水期剩余油分析方法[J]. 断块油气田，2004，11（5）：54-56.

[5] 冉启佑. 剩余油研究现状与发展趋势[J]. 油气地质与采收率，2003，10（5）：49-51.

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