開發指標變化規律在渤海油田產量及工作量預測中的應用

繆飛飛

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開發指標變化規律在渤海油田產量及工作量預測中的應用

繆飛飛

（中國海洋石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海油區大部分主力油田都開采了10多年并且已進入中高含水遞減階段，具有豐富的開發指標統計規律。研究發現，自然遞減率和儲采比可以利用廣義的ARPS遞減方程擬合計算，綜合遞減率與自然遞減率及含水率與時間半對數都呈線性關系。依據預測自然遞減率、綜合遞減率、儲采比及含水率可以預測基礎產油量、綜合產油量、總產油量及總產液量，依據總產油量、綜合產油量及基礎產量之間關系可以計算出措施產量；根據措施單井次增油量和新井單井增油量變化規律, 即可確定措施和新井工作量。

渤海油田；開發指標；油田產量；自然遞減率；綜合遞減率；工作量

渤海油區在生產的42個油田中，大部分主力油田都開采了10多年并且進入中高含水遞減階段，具有豐富的開發指標統計規律，自然遞減率、綜合遞減率、儲采比、含水率是反映油田開發狀況的重要指標。如何根據實際油田的指標變化規律進行產量預測及規劃工作量預測，目前很少有學者進行研究。本文針對渤海油田主要開發指標變化規律進行研究，將這些變化規律應用于油田產量及工作量預測，指導油田開發規劃。

1 研究思路及方法

1.1 研究思路

油田開發規劃主要預測指標包括產油量、產液量、措施及調整井工作量。研究發現，規劃指標可以根據開發指標進行預測。自然遞減率預測基礎產油量、綜合遞減率預測綜合產油量、儲采比預測總產油量，三種預測產量可以求解預測措施產油量及調整井產油量，根據措施單井次增油量和新井單井增油量變化規律, 即可確定措施和新井工作量。依據各油田含水率統計規律預測含水變化規律，計算油田產液量。詳細的研究思路及流程參見圖1。

圖1 研究思路及流程

1.2 研究方法

1.2.1 自然遞減率預測方法

自然遞減率是指上階段采油量與下階段自然采油量（下階段采油量扣除新井及各種增產措施增加的產量）的差值占上階段采油量的比率。通過對目前渤海大部分主力油田歷年自然遞減率指標進行分析，發現其隨時間依遞減方式發生規律性變化。為了準確預測后期自然遞減率，經過文獻調研[1-6]及研究，發現廣義ARPS遞減方程（式1）可以很好擬合并進行預測（圖2、圖3）。在EXCLE中實現了程序化，從而達到快速、簡捷擬合計算預測。為確保擬合相關性及后期預測的準確性，通過建立擬合計算的最小誤差來控制，控制方程見式（2）。預測的自然遞減率可以針對油田歷年基礎產量計算，這對油田后期開發有很強的指導意義。

圖2 渤海JZ油田遞減率變化及預測

圖3 渤海SZ油田遞減率變化及預測

1.2.2 綜合遞減率預測方法

綜合遞減率是指上階段采油量減去下階段采油量扣除新井產量后的差值占上階段采油量的比率。依據自然遞減率與綜合遞減率的匹配關系，可以確定油田歷年的綜合遞減率，計算油田綜合產量（基礎產量+措施產量），進而可計算油田歷年措施產油量。依據油田單井措施增油量的統計規律，可計算出油田措施工作量。文獻[7]研究成果已確定出自然遞減率與綜合遞減率的理論關系式（式3），在一定開發階段，自然遞減率和綜合遞減率呈線性關系。

1.2.3 儲采比預測方法

儲采比是指上年度剩余可采儲量與本年度產量的比值（式4）。如能預測下一年度的儲采比，利用公式4反算就可以計算出本年度的總產油量（基礎產量+措施產量+調整井產量），進而可計算油田歷年調整井總產量。依據油田調整井單井產油量的統計規律，可計算出油田調整井的工作量。分析渤海各油田儲采比數據，發現其有很好的變化規律，通過對變化規律的研究和文獻調研[8-9]發現，油田儲采比變化同樣可以利用廣義ARPS遞減方程（式5）進行擬合計算預測。從圖4、圖5可以看出擬合很好，相關系數達到0.8以上，隨后同樣利用文獻[10]中兩個油田實際數據進行了驗證，發現其擬合效果很好，相關性很好，從而證明利用廣義ARPS遞減方程擬合預測儲采比是可行的。

1.2.4 含水率預測方法

針對海上油田的液處理能力，預測出將來的產液量是很有必要的。在預測出產油量的情況下，只需確定油田含水率變化，就可以預測出將來油田產液量。針對渤海大部分主力油田歷年含水率的分析，發現含水率與時間的半對數有很好的線性關系，這里列舉兩個油田，見圖6、圖7。實例表明，可以根據含水率與時間的匹配關系進行未來各年度含水率預測，求得產液量。

圖4 渤海JZ油田儲采比變化及預測

圖5 渤海SZ油田儲采比變化及預測

圖6 渤海JZ油田含水率擬合

圖7 渤海SZ油田含水率擬合

2 實際油田應用

QHD油田位于渤中海域石臼坨凸起中部，平均水深為20 m，屬于河流相沉積，巖性為中～細砂巖及粉砂巖，具有高孔、高滲特征，地層原油黏度為30~260 mPa·s。QHD油田于2002年投產，截至目前，油田綜合含水率為86.7%，采油速度為1.55%，累計產油量為2 649×104m3，采出程度為12.91%，技術采收率為29.5%。

2.1 產油量預測

根據QHD油田歷年的自然遞減率和儲采比數值, 利用廣義ARPS遞減方程進行回歸擬合預測，回歸出自然遞減率、儲采比與時間的關系式（式6、式7），預測未來各年度自然遞減率、儲采比（見圖8和圖9）；根據自然遞減率與綜合遞減率數值, 回歸出自然遞減率與綜合遞減率的線性關系式（式8、圖10）；已知自然遞減率，便可計算出綜合遞減（圖11）。根據2004年至 2015年的實際開發指標數據, 預測自然遞減率、綜合遞減率及儲采比，從而確定出基礎產量、綜合產量及總產量（圖12）。

2.2 措施產量、調整井產量及工作量

根據預測的歷年的基礎產量、綜合產量及總產量，確定出歷年所需的措施產量和調整井產量（圖13），依據油田2004年至2015年實際措施產量和調整井產量與預測數據進行比較，年度產量誤差為10%，累積產量誤差為3%，從而證明預測結果的可靠性。

根據“十二五”以來QHD油田措施單井次年增油遞減趨勢和平均新井單井年增油量, 確定2016至2021年“十三五”新井單井年增油量和措施單井次年增油量, 確定新鉆井數和措施井次（表1）。

2.3 含水率及產液量預測

利用QHD油田含水率數據，建立含水率與時間的半對數擬合關系（圖14），根據擬合關系式預測未來各年度含水率數值，進而依據含水率定義式反算出油田總產液量（見圖15），由圖15可以看出，QHD油田在目前開發方式及開發規模下，最大日產液量為1 800×104m3左右，相對平臺2 500×104m3的液處理能力，目前開發方式及規?？梢岳^續維持，無需進行液量限制。

圖8 渤海QHD油田自然遞減率變化及預測

圖9 渤海QHD油田儲采比變化及預測

圖10 渤海QHD油田綜合遞減與自然遞減率關系

圖11 渤海QHD油田綜合遞減預測

圖12 渤海QHD油田預測產油量

圖13 渤海QHD油田預測措施、調整井產量

圖14 渤海QHD油田含水率與時間半對數關系

圖15 渤海QHD油田含水率及年產液量

表1 QHD油田“十三五”產油量構成與工作量預測 104 m3/a

3 結論

研究表明，渤海大部分主力油田歷年統計的自然遞減率、綜合遞減率、儲采比及含水率開發指標數據具有很強的規律性，自然遞減率和儲采比可以利用廣義的ARPS遞減方程進行擬合計算，綜合遞減率與自然遞減率及含水率與時間半對數都呈線性關系式。依據預測自然遞減率、綜合遞減率、儲采比及含水率可以預測未來各年度基礎產油量、綜合產油量、總產油量及總產液量，并可計算出措施產量、調整井產量；結合實際油田歷年措施單井次年增油和新井單井年增油變化趨勢，預測出措施工作量及新井工作量。實際油田應用結果表明，本文研究思路及方法簡單、可靠，可用于油田開發規劃指標預測，預測結果對油田中長期規劃具有指導作用。

符號注釋

[1] 俞啟泰，陳素珍，李文興．水驅油田的Arps 遞減規律[J]．新疆石油地質，1998，19（2）：150–153.

[2] 湯志，朱嬋，邢淑霞，等．遼河油田不同類型油藏產量遞減規律研究[J]．新疆石油天然氣，2014，10（2）：46–49.

[3] 俞啟泰．廣義遞減曲線標準圖版的制作與應用[J]．石油勘探與開發，1990，37（2）：84–87.

[4] 殷世榮，宮健，劉風喜，等．基礎油的預測方法及應用[J]．油氣地質與采收率，2001，8（3）：40–42.

[5] 張鳳蓮，李治平，鄒存友，等．一種Arps 遞減自動擬合方法及應用[J]．中外能源，2009，14（8）：51–54.

[6] 畢研斌．對廣義遞減曲線圖版的補充[J]．新疆石油地質，1998，19（3）：241–243.

[7] 劉玉忠，尚明忠，朱海燕，等．自然遞減率與綜合遞減率關系研究[J]. 油氣地質與采收率，2002，9（4）：51–52.

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[9] 王天智, 田曉東．不同遞減條件下儲采比變化分析[J]．大慶石油地質與開發，2004，23（1）：31–32.

[10] 金佩強，張克友．美國的儲采比[J]．大慶石油地質與開發，1991，10（1）：71–74.

編輯：王金旗

1673–8217（2017）05–0066–05

TE341

A

2017–02–04

繆飛飛，高級工程師，碩士，1983年生， 2009年畢業于西安石油大學油氣田開發專業，現主要從事油氣田開發與油藏研究工作。

國家科技重大專項課題“海上油田叢式井網整體加密及綜合調整油藏工程技術示范(2011ZX05057-001)”部分研究成果。