底水稠油油藏水平井生產特征及產能預測研究——以渤海曹妃甸11-1 油田為

黃曉東，黃榮貴，劉 暉，唐曉旭，張 勇，劉平禮

（ 1.中海石油（ 中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2.西南石油大學，四川成都 610500）

水平井對薄層油藏、天然裂縫油藏、存在氣錐和水錐問題的油藏、存在底水錐進的氣藏等難開發油藏，具有明顯的優勢。與直井相比，水平井生產時形成一個低壓區而不是一個低壓點， 使其能在一個較高的采油速度下生產而不會形成水錐， 從而延長無水采油期和提高原油采收率[5]。 但暴露出的問題也日益突出，尤其是稠油底水油藏水平井產量遞減快、 底水上升快和找水控水困難等[1-3]。 合理地設計水平井及正確地預測各項開發指標，合理地實施增產作業，已成為能否達到油田預測開發效果的重要問題。

曹妃甸底水油藏，經過多年的開發，目前已進入高含水、高采出程度階段，面臨著含水上升快、底水錐進嚴重、水淹程度加劇[4]、產量遞減大、剩余油開采難度大等一系列問題， 如何通過技術創新促進雙高油田持續有效開發是目前迫切需要解決的問題[6]。尤其是需要針對海上油田水平井的特點， 開展底水油藏水平井生產特征及產能預測研究具有重要意義。

1 曹妃甸油田開采特征分析

產液指數和產水率是衡量油井開采效果的主要參數。 產液指數主要由儲層物性決定，因此，在增產過程中，往往通過降低產水率來提高開采效果。

由產水率計算公式：

可知：降低產水率就是要降低水與油的流度比。一方面可以降低油的粘度，增加水的粘度，廣義地說就是增加驅替液的粘度； 另外就是降低水與油的相對滲透率比值，根據相滲曲線，水相相對滲透率隨著含水飽和度的升高而升高。 分析油藏含水飽和度分布特征及其影響因素，為降水增油提供理論依據。

在水平井采油中， 由于井筒周圍產生壓力降及油藏中的物質平衡關系，使得底水油藏中會出現油-水界面發生變形呈脊形上升的現象， 其方向垂直于水平井方向的橫截面而形狀相似于直井中形成的“ 錐面”，稱為底水的水脊（ 見圖1）。

圖1 水平井段以下水脊示意圖

水脊形狀基本都是呈沿水平段所在垂向平面上的拱形，水平井的避水高度、絕對滲透率、流體粘度、水平段長度等都對水平井的產能有很大影響， 本節將結合曹妃甸實際生產情況， 分析曹妃甸油田的開采特征和出水規律。CFD11-1 油田目前部分井的開采現狀（ 見表1）。

由表1 可以看出，目前CFD11-1 油田普遍存在產油量低，產水率高的特征。產水率基本都在90 %以上，這是導致該油田產油量下降的重要原因之一。

圖2～圖4 分別是CFD11-1-A16H 井、CFD11-1-A03 井和CFD11-1-A15H 井的生產動態曲線。

由圖2～圖4 可以看出，初始產水率不高，隨著生產的進行，產水率急劇上升，基本上6 個月內達到80 %以上。隨著含水率的上升，產油量持續下降。經分析，導致曹妃甸油田產水率較高的因素可能主要有以下三個方面：

表1 CFD11-1 油田部分井目前開采現狀

圖2 CFD11-1-A16H 井的生產動態曲線

圖3 CFD11-1-A03 井的生產動態曲線

圖4 CFD11-1-A15H 井的生產動態曲線

（ 1）油層薄，水體活躍，生產初期產液量高，底水錐進速度快。曹妃甸油田本身油層較薄，井的避水高度?。?見表2），滲透率高（ 館陶組平均滲透率1 400 mD，東營組平均滲透率1 120 mD），生產初期產液量高，即使普遍采用水平井開發，生產段見水快。

表2 曹妃甸油田部分水平井的生產層厚度和避水高度

（ 2）油水系統復雜，油層、水層從上到下隨地層深度交替分布；部分油井經過水層，完井方式又多為裸眼加篩管完井， 存在層間水竄， 導致含水率較高。 如CFD11-1-A05 井，產水率一開始就在90 %以上。

（ 3）可能存在傷害或地層壓力降低等問題，曹妃甸油田部分生產井的產液量與流壓的數據（ 見表3）。 可以看出，大多數油井在目前流壓下降很多的情況下產液量不增反降，可能是地層壓力降低或存在傷害造成的。

表3 曹妃甸油田部分生產井初始和目前的產液量與流壓

2 曹妃甸油田水平井出水規律分析

油田開發初期， 根據實際鉆井認識的油藏中油水關系區分邊水油藏和底水油藏。隨著開發的進行，邊水油藏底部由于物性較好，長期水驅后，邊水對油藏底部剩余油驅替干凈， 進而油藏底部大部分均被來自邊部的水驅替，形成有限的次生底水，此時其生產井動態特征表現為底水驅替。雖然該油藏成為邊水油藏，但從油田開發動態的角度， 更確切地描述為具有底水驅替或邊底水共同驅替特征的邊水油藏。

同樣，對于底水油藏開發初期，單井水平段靠近油藏上部，距離底水較遠，垂向滲透率若較差，特別是水平井段下部存在泥巖隔夾層時， 底水到達井底的時間遠遠落后于邊水到達井底的時間時， 動態表現為邊水驅替特征；在油藏開發中后期，油水界面逐步上移，單井底部若存在較大面積發育泥巖隔夾層， 驅動該井的水若來自隔夾層底部， 那底部的水會繞流到泥巖隔夾層邊部再向井底驅替，形成次生邊水驅替，此時該井動態表現為邊水或邊、底水共同驅替的動態特征，這些特征在強非均質性油田均已有實際例證。

因此，從精細油藏開發動態分析角度，水驅（ 驅替）類型能夠更確切地描述油藏或單井的水驅開發動態特征。 油藏水驅（ 驅替）類型決定開發動態特征。 水驅（ 驅替）類型主要包括邊水驅替、底水驅替和邊、底水共同驅替3 種類型。 下面將根據曹妃甸油田水平井生產曲線特征，簡要分析其出水規律，為后續研究提供基礎認識。

（ 1）生產動態特征。 總體上，油田中高含水階段底水驅替水平井生產動態特征表現為： ①初產油量不高（ 14 m3/d～165 m3/d），平均初產為228 m3/d 左右，產量遞減較快，不到半年產量遞減為初產量的一半，之后產量較平緩、穩定遞減，產油量歸一化后曲線形狀為“ L”型；②初期含水上升很快，中高含水期時含水較穩定，無水采油期無或很短，含水率歸一化后曲線形態為“ ?！毙停?反“ L”型）；③初期產液量較低，主要為控制底水錐進，中后期液量呈現出上下波動不穩定。

（ 2）規律分析。底水驅替水平井遞減率存在兩個階段：①第一階段快速遞減階段，早期底水驅替水平井存在較短無水期或不存在無水期， 穩產期較短或無穩產期； ②第二階段穩定緩慢遞減階段， 年遞減率大致為10 %～30 %，是高、特高含水期主要產油階段，兩個階段發生時間點不同， 但大致都發生在含水為80%～95%的高、特高含水期。

從底水驅替水平井累產增量分析：半年內底產油量迅速遞減，高含水期后累積產油緩慢遞減至穩定階段。水平井含水率上升速度曲線分析： 初期含水上升速度很高，一年半就上升為90 %左右。

通過對曹妃甸油田生產曲線分析， 得出曹妃甸油田產量遞減速度快，中高含水期較穩定，水驅特征表現為底水驅替。

3 開采效果回歸分析

曹妃甸11-1 油田館陶組及東營組儲層屬于高孔高滲儲層，含水率高，非均質性強。地質條件較為復雜，產能及含水率有效評估難度較大。 目前油氣田開發中常用的產能評估手段主要有兩種：一是井下測試，但直接在海上平臺上下入井下測試工具風險大， 且價格較為昂貴；二是數值模擬，由于儲層滲流方式復雜，建立和求解數學物理模型難度大。

鑒于上述兩種方法的局限性，從統計學角度出發，利用數據挖掘技術直接分析現場數據， 以期達到有效評估產能的目標。 一種簡單可行的方法是利用偏最小二乘法進行多元回歸分析， 建立產能與影響因素之間的經驗模型。

偏最小二乘回歸（ Partial Least Squares Regression，PLSR） 是一種多因變量對多自變量的回歸建模方法。它集多元線性回歸分析、 典型相關分析和主成分分析于一體，能夠實現對高維數據空間的降維處理，并能有效地解決自變量間多重相關情況下的回歸建模問題。該方法在處理多重相關性問題和小樣本問題方面具有獨特的優勢，可對開采初期少量資料進行直接分析。同時，PLSR 在處理小樣本多元數據問題方面也具有明顯優勢。 該方法可用于分析主控因素，預測增產潛力，指導選井選層以及優化施工參數。該方法具有精度高，實用性強的特點。

針對儲層具體情況， 根據經驗選取了5 個影響因素進行分析與預測，產能基本模型表述如下：

式中：y-單井產量，m3/d；x1-生產層有效厚度，m，x2-生產壓差，MPa，x3-避水高度，m，x4-產液量，m3/d，x5-油氣比，以其中的4 口井為例展示需要統計的數據（ 見表4）。

為了檢驗各個產能及含水率影響因素之間是否存在相關性， 引入皮氏積矩相關系數（ 或叫線性相關系數、相關系數）來衡量兩個隨機變量之間線性相關程度的指標。 相關系數計算公式為：

各因素之間的相關系數r（ 見表5）。 由表5 可知，各變量間存在一定程度的線性相關性， 相關系數絕對值最大為0.977 3，有6 組相關系數在0.500 以上，說明影響因素之間存在多重共線性關系。因此，考慮到偏最小二乘回歸在消除線性相關影響方面的優勢， 利用其對這些數據進行分析具有針對性。

利用偏最小二乘方法對收集到的66 口井數據進行分析，即用前60 口井的數據作為訓練數據，尋找線性規律；用其余的6 口井進行預測，與真實結果進行對比檢驗，計算其誤差。通過分析生產數據，建立了曹妃甸11-1 油田產能及含水率的多元線性回歸的經驗模型。

產能經驗公式：

用該經驗公式預測11-1-A24H 等6 口井的產能，與實際產能相比，其平均誤差為5.8 %，在工程允許誤差范圍內。

表4 4 口井儲層及生產數據

表5 各影響因素相關系數表

在產能模型基礎上進行變量投影重要性分析，既可以定性分析各因素的影響程度， 為后期增產措施提供指導；又可以在變量較多的情況下篩選自變量，簡化模型，提高精度，方便現場使用。

變量投影重要性指標VIP（ Variable Importance in Projection）用以測度自變量對因變量的解釋能力。其定義式為：

式中：Rd（ Y；tk）和Rd（ Y；t1，t2，…th）分別是單個主成分tk對產能Y 的解釋能力和所有主成分t1，t2，…th對Y 的累計解釋能力。 對于p 個自變量xj，如果它們在解釋y 時作用都相同， 則所有VIPj均等于1；VIPj越大，則xj在解釋y 時就越重要。 據此，可對各產能影響因素的相對重要程度進行比較，篩選出主控因素。模型I 中10 個影響因素的VIP 值（ 見表6）。

由表6 可看出， 目標儲層產能主控因素按重要程度排序依次為生產壓差、生產層有效厚度、避水高度、油氣比和產液量。 除生產壓差對產能影響程度相對較大外，其他幾個因素對產能的影響程度相當。 因此，生產壓差是目標區域產油量的決定性因素。

含水率經驗公式：

對曹妃甸油田11-1-A24H 等6 口生產井的含水率進行了預測，平均誤差為4.9 %，精度較高。

表6 產能模型中各影響因素的VIP 值

表7 含水率模型中各影響因素的VIP 值

含水率模型中各影響因素的VIP 值（ 見表7）。 由表7 可見， 目標儲層產水率主控因素按重要程度排序依次為避水高度、產液量、生產層有效厚度、生產壓差和油氣比；各因素對含水率的影響程度相當。

由模擬結果可見， 利用偏最小二乘理論分析已有生產數據， 得出的產能和產水率經驗公式用于指導現場實踐的方法是可行的。 由于該方法對原始數據數量和質量要求較高，現場應用時應收集更多、更準確的基礎資料進行分析，進一步提高經驗公式的可靠性。

4 結論

（ 1）曹妃甸由于油層較薄，底水較活躍，油水系統復雜，油井產水率普遍較高，開采程度低。

（ 2）水平井開發底水油藏的過程中產水率和產液量都會一直增大，產油量一直降低；水平井生產一段時間后，水平井段下方含油飽和度變得很低，剩下的油很難被采出， 水平井段所在水平平面上離井較遠的位置仍然有大量可供開采的原油。

（ 3）均質地層中，水平井所在油藏隨油層厚度和避水高度不同水脊形狀有所不同， 薄油層低避水高度下水平井兩端容易見水，油層厚度和避水高度越大，水平井見水位置越靠近水平段中部。

（ 4）目標儲層產能主控因素按重要程度排序依次為生產壓差、生產層有效厚度、避水高度、油氣比和產液量； 產水率主控因素按重要程度排序依次為避水高度、產液量、生產層有效厚度、生產壓差和油氣比。

（ 5）利用偏最小二乘法進行多元回歸分析，建立產能與影響因素之間的經驗模型。對曹妃甸11-1 油田生產井進行了預測， 預測結果顯示平均單井產能和含水率與實際相比，誤差率分別為5.8 %和4.9 %，精確度較高，可以為油田的穩油控水措施提供技術依據，取得了良好的效果。

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