Q油田底水油藏水平井遞減規律研究

楊 磊，劉博偉，許亞南，于登飛，周焱斌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

國內外專家關于油田遞減規律研究的成果豐富[1-15]，但大多數結論沒有具體到特定的油藏類型。Q油田西區底水油藏水平井的初期年遞減率從21%到39%不等，為了明確底水油藏水平井的遞減規律，本文對底水油藏水平井自然遞減率的影響因素及遞減規律展開研究，對影響水平井遞減規律的各種因素進行分析，確定了主要影響因素，明確了遞減率與影響因素之間的理論圖版。

1 油田概況

Q 油田位于渤中石臼坨凸起西部，發育于前第三系古潛山，是被斷層復雜化的大型低幅度披覆構造，儲層為正韻律和復合韻律河道沉積砂體。主要含油目的層為明化鎮組下段和館陶組上段，油層埋藏淺、成巖作用弱、儲層物性好，為高孔、高滲儲層；孔隙度25%～45%，滲透率（100～18 443）×10-3μm2。研究區分為北區、南區和西區，西區主要為底水油藏，水體倍數20～50倍，具備一定的底水能量。

2 影響水平井自然遞減率的因素

產量遞減率就是單位時間的產量變化量，或單位時間內產量遞減百分數，其方程為

式中，D為自然遞減率，%；dQ&為階段初到階段末產油量，104m3；dt為階段末到階段初時間間隔，a。

研究表明，在開井數保持相對穩定的前提下，單井自然遞減率主要受到兩個方面的影響，一是產液量下降，二是含水率上升[16-17]。影響單井產液量的因素有生產時率、井網完善程度、地層壓力狀況，而含水率上升與地層非均質性、驅替方式、油藏類型、油水黏度比及相滲曲線形式有關。具體到單水平井開采，從水平井產能公式[18]和遞減率定義可知，影響產量遞減（Q&）的主要因素有：油柱高度、水平段長度、原油黏度、水體倍數、采液速度及生產壓差。

式中，kC為水平滲透率，10-3μm2；?為油層有效厚度，m；ΔE為生產壓差，MPa；F&為地層原油黏度，mPa·s；B&為原油體積系數；H為水平井段長度，m；IJ為水平井井筒半徑，m；K為橢圓形長軸半長，m。

3 油藏開采機理模型的建立

根據西區底水油藏特點，抽象出滿足研究需要的數值機理模型，油層物性參數參考油田實際參數，建立底水油藏水平井開采機理模型，模型網格80×80×18，平面上網格步長10 m，縱向上網格步長1 m，滲透率（2 000～3 500）×10-3μm2，油層均質，孔隙度34%。各影響因素設計方案如表1。

表1 數值模型影響因素方案

（1）水體倍數：為了明確水體能量大小對遞減率是否有影響，模型取不同水體倍數，其他影響因素保持一致：油柱高度為12 m，水平井長度均為300 m，相對滲透曲線選取kr2（260 mPa·s），產液速度為200 m3/d，生產壓差為5.0 MPa。

（2）原油黏度：不同黏度相滲曲線中油相的相對滲透率隨含水率的變化不同，含水上升速度也不同；數值模型取原油黏度為74 mPa·s和260 mPa·s的取樣相滲曲線（圖 1），其他影響因素保持一致：油柱高度均為12 m，水平段長度為300 m，產液量為200 m3/d，生產壓差為5.0 MPa，水體倍數為60倍。

圖1 相滲曲線

（3）油柱高度：油柱高度不同，同一生產制度下水脊通過路程不同，導致含水上升速度不同；根據實際水平井油柱高度，模型中設置了5種油柱高度，其他影響因素保持一致：水平井長度均為300 m，相對滲透曲線選取kr2（260 mPa·s），產液速度為200 m3/d，水體倍數均為60倍，生產壓差為5.0 MPa。

（4）水平段長度：水平井水平段越長，產能越大，為研究水平井長度對遞減率的大小的影響，其他參數依舊保持不變：水平井油柱高度均為 12 m，產液量為200 m3/d，生產壓差為5.0 MPa，水體倍數為60倍，相對滲透曲線選取kr2（260 mPa·s）。

（5）動態影響因素：不同產液速度和生產壓差對遞減率的影響也不同，研究兩種不同工作制度對遞減率的影響。

4 自然遞減率影響因素敏感性分析

4.1 靜態地質因素

4.1.1 水體倍數對遞減率影響

相同水體倍數下，遞減率隨著含水率先增大再減小，遞減率峰值出現在含水40%，含水40%后遞減率有微小差異。不同的水體倍數下，相同采出程度下，遞減率也一樣。水體倍數不同，油井的含水上升規律一致。認為水體倍數大小對遞減率影響不大（圖2）。

4.1.2 原油黏度對遞減率的影響

原油黏度越大，含水上升越快。同一原油黏度，隨著含水率上升，遞減率均表現為先增大后減小的趨勢。由圖3可以看出，不同黏度遞減率在中低含水階段差異大，隨著含水升高，差值減小，含水率超過90%后，遞減率接近一致。總的來說，原油黏度越大，波及越差，含水上升速度越快，相同含水率下自然遞減率也大。

圖2 水體倍數對遞減率的影響

4.1.3 油柱高度對遞減率影響

①水平段長度不變，油柱高度越高，水脊通過路程越長，含水上升率越慢；②相同油柱高度下，隨著含水率上升，遞減率先增大后減小；③含水率相同，油柱高度越低，遞減率峰值越高，隨著油柱高度逐漸增加，遞減率峰值減小；④ 油柱高度為14 m和16 m時，含水率為80%左右，年遞減率降低至20%，8 m油柱高度水平井含水接近90%時年遞減才可能降到20%；含水率為94%時，年遞減率才降至10%；⑤對于16 m油柱高度來說，當水平井控制儲量采出程度達到10%后年遞減率能維持在10%以內（圖4）。

圖3 原油參數對遞減率的影響

圖4 油柱高度對遞減率的影響

4.1.4 水平段長度對遞減率影響

水平段越短，則含水上升越快。水平段長度增加，相同含水率下遞減率減小，含水80%后，遞減率基本重合。相比油柱高度對遞減率的影響，水平段長度對遞減率的影響較小（圖5）。

4.2 動態影響因素

靜態條件相同的情況下，在開采過程中，水平井的生產條件也會對自然遞減率產生不同程度的影響，從而增加或者減緩遞減率。本文主要從定液量生產和定壓差生產這兩種不同的工作制度來進行分析。

4.2.1 定液量生產

液量不變，遞減率隨含水率先增加后降低。采液速度越高，則遞減率越大；采液速度越低，則自然遞減率越慢。不論在開發的任何一個階段，高采液速度下的遞減率都明顯高于低采液速度下的遞減率。在高含水期后，對于同一條采液速度曲線，遞減率逐漸減小。中低含水時期，同一含水率下不同采液速度之間差異較明顯，到高含水后期，差異減小。這種影響在含水到90%后會削弱（圖6）。

圖5 水平段長度對遞減率的影響

圖6 采液速度對遞減率的影響

4.2.2 定壓差生產

同樣的生產壓差下，遞減率隨含水率增加而降低；隨著壓差增加，相同含水條件下，遞減率也隨之增大；壓差越大，相同采出程度下， 遞減率也越大，遞減到達峰值后，隨著采出程度增大，遞減迅速降低（圖7）。

圖7 生產壓差對遞減率的影響

5 實例驗證

以研究區NmII1砂體上的水平井為例，根據理論圖版可知，NmII1現階段自然遞減為 25%～30%，實際28.8%，與之相符。其中I12H井含水率94%，600 m3液量下遞減率29.7%；I20H井含水率95%，800 m3液量下遞減率31.7%，與理論圖版符合。

6 結論

（1）影響Q油田底水油藏水平井自然遞減率的主要因素有油柱高度、原油黏度和產液量。水平段長度也有一定影響，但不是最主要影響因素，而水體倍數對遞減率沒有影響。

（2）Q油田底水油藏水平井開發，含水率到80%后，遞減率才能降至20%，當水平井控制儲量采出程度達到10%后，遞減率能維持在10%～20%。因此，開采初期建議控水生產、降低遞減，后期含水80%以后考慮提液生產。