張 偉,劉 斌,周海燕,別夢君,王永平
(中海石油(中國)有限公司 天津分公司,天津 300459)
油田產量規(guī)劃是油田開發(fā)工作中重要的一環(huán),其對于油田開發(fā)方案的部署與調整有著深遠的影響[1-2]。尤其海上油田存在資料少、井距大等客觀因素,地質油藏認識有一定的不確定性,因此對產量進行準確預測難度大,開展研究十分必要。遞減曲線分析法[3-6]、水驅曲線法[7-10]和數值模擬法[11]等是目前常規(guī)產量預測方法,但均未考慮開發(fā)時間參數,鑒于海上油田的特殊性,并無前人經驗可循。本文在建立數學模型的基礎上,引入時間參數對油田全壽命產量進行預測,其預測結果較為準確可靠。
本模型是從產量衰減擴展而來的,符合油田開發(fā)規(guī)律。油田投入開發(fā)以后,隨著開發(fā)時間的推移,油田累積產油量增長率隨油田剩余可采儲量采出程度的增加而增加,隨著油田開發(fā)時間的增加而減少,于是:
(1)
式中,t為從投產算起的時間,a;Np為對應于t時刻的累積產量,104m3;NR為油田可采儲量,104m3;c為時間修正常數,a;k為模型比例系數,f。
將(1)式分離變量,可得:
(2)
式中,Np0為累積產油量初值,104m3。
積分(2)式后得到Np與NR的關系式:
(3)
(4)
a=(NR-Np0)/Np0
(5)
將(3)式兩端取對數,變換得產量預測模型:
(6)
(6)式表明,隨著油田開發(fā)時間的增加,油田剩余可采儲量與開發(fā)時間在雙對數坐標系中呈直線關系。
渤海L油田位于遼東灣下遼河坳陷、遼西低凸起中段,構造形態(tài)為北東走向的斷裂背斜,油田主力含油層系為古近系東營組東二下段,儲層埋深海拔-1 300~-1 600 m,為湖相三角洲沉積。油藏類型為受巖性影響的在縱向上、橫向上存在多個油氣水系統(tǒng)的構造層狀砂巖油氣藏。油田儲層發(fā)育,物性較好。孔隙度平均為31.0%;滲透率平均為2 000×10-3μm2,具有高孔、高滲的特征。油層分布相對穩(wěn)定,但小層縱向非均質性較嚴重。油田原油屬重質稠油,具有密度大、黏度高、膠質瀝青質含量高、含硫量低和凝固點低等特點。該油田自2006年投產,不同開發(fā)時間的年產油量、累積產油量與累積產液量見表1。

表1 渤海L油田產量數據表
利用水驅特征曲線法計算技術可采儲量,繪制累積產液量與累積產油量關系曲線如圖1所示,判別、選定直線段及對應數據點,求得油田技術可采儲量為1 000.84×104m3,采收率為31.6%。

在計算可采儲量的基礎上,根據公式(6),利用累產油與時間關系數據,通過擬合求得A=81.16,B=17.47,C=100,因此該油田產量預測模型為:
(7)
通過公式(7)計算預測累產油,并與實際累產油進行對比(見圖2)。從圖2可以看出,模型預測結果較好,滿足產量預測精度要求。因此,在預測累產油的基礎上,進而可以預測年產油,如圖3所示。通過該產量預測模型,指導了油田“十三五”產量規(guī)劃編制,預測到開發(fā)期末,油田累產油為1 015.04×104m3,采收率為32.0%,與水驅曲線法計算采收率基本一致,進一步驗證了該產量預測模型的可靠性。


1)隨著開發(fā)時間的推移,油田累積產油量增長率隨油田剩余可采儲量采出程度的增加而增加,隨油田開發(fā)時間的增加而減少,引入時間參數建立產量預測數學模型。
2)將該方法應用于渤海L油田的產量預測中,并利用實際產量進行驗證,認為該方法具有一定的科學合理性。
3)該方法簡單實用,具有一定的推廣價值,為油田中長期規(guī)劃提供技術支持。