渤海Q油田特高含水期自然遞減率與提液效果影響因素分析

高智梁，周日，歐陽雨薇，張艷英，李權，趙云斌，王鳳剛

1.中海石油（中國）有限公司秦皇島32-6作業公司（天津 300450）

2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司（天津 300450）

渤海Q 油田屬于河流相疏松砂巖稠油油藏，儲層具有高孔、高滲特征。Q 油田自2001 年投產，在2014 年綜合調整進入水平井分層系開發階段，投產至今已開發22 年，目前綜合含水96%~97%，處于特高含水期，平均單井日產液748 m3，平均單井日注水1 138 m3，注采強度較大。基于稠油油藏開發規律，大部分可采儲量在高含水期、特高含水期采出，因此油田在2019 年、2021 年先后實施了J 中心處理平臺擴容、油田整體擴容，為油田提液釋放產能創造條件。根據前期生產實踐，油井提液后會出現含水率上升、遞減加大等不利因素，但在不同油藏類型、不同提液幅度下含水變化和遞減率變化有所不同。為進一步提高提液選井合理性、保障高效提液，有必要結合油田近年生產實際進行油田提液影響因素分析。

1 油田自然遞減率影響因素理論分析

油田開發過程中，產油量遞減率變化規律認識是油田開發生產管理重要內容，有助于合理規劃部署后期產量及工作量。由水驅油田開發生產規律可知，產油量遞減率（D）與油田含水上升率（F'w）及產液量（QL）密切相關[1-3]：

由遞減率定義可知，階段遞減率（D）與本階段產油量（Qot+1）、上階段產油量（Qot）之間的關系為：

由產液量(QL)與產油量（Qo）、含水率（fw）關系可知：

即在階段產液量（QL）恒定的生產條件下，本階段產油量（Qot+1）與含水率（fwt+1）及上階段產油量（Qot）與含水率（fwt）之間的關系分別為：

將式（3）、式（4）代入式（1），得：

對式（5）進行化簡得：

將油田原油儲量（N）引入式（6）分母：

引入本階段產油量（Qot+1），將式（7）變形：

由式（1）變形可得：

將式（10）代入式（9）等，變形可得：

式中：D為階段遞減率；Qot+1為本階段產油量，104m3；Qot為上階段產油量，104m3；QL為階段產液量，104m3；fwt+1、fwt分別為本階段、上階段含水率，%；N為原油儲量，104m3；F'w為含水上升率，%。

式（11）中，等號右側第一項分母中，由于地質儲量遠遠大于階段產液量與含水上升率之積，因此等號右側第一項的主要控制因素為地質儲量大小。考慮油田地質儲量值在一定階段內較為穩定，因此階段遞減率（D）可以視為與該階段的含水上升率（F'w）及階段產液量（QL）呈正相關的關系，即油田產液量增加則遞減率加大，油田含水上升率加大則遞減率加大。反之，油田產液量減少則遞減率下降，油田含水上升率減小則遞減率下降。

理想狀態下，某油田在某一時間點上，其含水上升率只與油田采出程度有關[4]，為客觀值[1]。因此，該油田提液前后的遞減率變化主要與提液幅度大小有關，提液幅度大，產液量增加幅度大，遞減率加大幅度亦大。為驗證上述理論分析認識在渤海Q 油田是否適用，以油田2019 年擴容提液后生產實際為基礎，對特高含水期階段內產量自然遞減率、提液與含水變化關系進行分析。

2 油田近年提液概況

渤海Q 油田自2019 年12 月J 中心處理平臺擴容開始至2022 年7 月，油田日產液由11.3×104m3增加至17.0×104m3，期間全油田共實施換泵提液53 井次，提液井數量占總井數22%，提液井日產液增加3.66×104m3，占油田總增液量的64%，提液增油是油田主要增產措施。提液井中以天然水驅為主的區塊提液量2.55×104m3/d，占提液井增液量70%，注水區塊提液量1.11×104m3/d，占提液井增液量30%，可見Q 油田提液以天然水驅油藏提液為主（表1）。

表1 渤海Q油田近年提液概況

3 油田含水變化因素分析

渤海Q 油田屬于河流相疏松砂巖稠油油藏，受儲層非均質性、注采井間高滲通道發育、邊底水突破等影響，油田含水上升較快，特別是含水率95%以后仍在持續上升，導致油田產油遞減一直較大，因此有必要基于油田生產實際，結合不同油藏類型、不同提液幅度等因素進行油田含水上升因素分析，明確油田含水變化的主要影響因素，以指導后期提液井選取，保障高效提液[5-8]。

3.1 提液影響含水變化

對Q油田提液井和未提液井生產數據進行統計（表2），可以看出提液井自2020 年1 月至2022 年7月提液幅度在117%左右，含水率由94.9%上升至97.1%，上升了2.2%。同期，油田未提液井自2020年1 月至2022 年7 月產液量小幅降低4.7%左右，含水率由94.5%上升至97.1%，上升了2.5%。可以看出整體上油田內提液井與未提液井在同一生產階段內含水上升幅度基本一致。

表2 Q油田提液井、未提液井月產量變化對比

3.2 不同水驅類型提液影響含水變化

對Q油田內天然水驅區塊提液井和未提液井月產情況進行統計（表3），可以看出Q 油田天然水驅提液井自2020 年1 月至2022 年7 月產液量增加124.6%，含水率由95.9%上升至97.4%，上升1.5%。同期，油田天然水驅未提液井自2020 年1 月至2022年7 月產液量小幅降低4.4%左右，含水率由95.3%上升至97.3%，上升了2.0%。可以看出天然水驅區塊提液井產液量增加幅度較大的情況下，同期內含水上升幅度反而低于未提液井，分析原因，與階段初提液井的含水率較未提液井的含水率偏高有關：在高含水階段，含水上升率會隨含水升高而降低[4]，階段初提液井含水率較高，其對應的含水上升率較低，因此其階段內整體含水率上升幅度較小。可以得出對于天然水驅區塊，即使油井不提液，含水上升幅度也較大。

表3 Q油田天然水驅提液井、未提液井月產量變化對比

對Q油田內注水區塊提液井和未提液井月產量情況進行統計（表4），可以看出油田注水區塊提液井自2020 年1 月至2022 年7 月產液量增加約102.4%，含水率由93.0% 上升至96.5%，上升了3.5%。同期，油田注水區塊未提液井自2020 年1 月至2022年7月產液量小幅降低5.1%左右，含水率由93.6%上升至96.8%，上升3.2%。可以看出注水區塊提液井產液量增加幅度較大的情況下，同期內含水上升幅度也大于未提液井。分析原因：雖然注水區塊提液井選取也以含水率較低的井為主，但受油水井間大孔道發育、注水受效不均、提液后相鄰注水井增注等影響，注水井的低效注水、無效注水問題更加突出，水驅效果變差，導致油井含水上升加快，同期含水率上升也較大[6-7]。也可以得出類似于天然水驅區塊特征，注水區塊即使油井不提液，含水上升幅度也較大。

表4 Q油田注水區塊提液井、未提液井月產量變化對比

3.3 不同提液幅度影響含水變化

對Q油田內天然水驅不同提液幅度井月產量情況進行統計（表5），可以看出Q 油田天然水驅提液幅度≥1 倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月產液量增加約213.7%，含水率由95.6%上升至97.4%，上升了1.8%。同期，油田天然水驅提液＜1倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月提液幅度在58.2%左右，含水率由96.1%上升至97.3%，上升1.2%。可以看出天然水驅提液幅度≥1 倍的油井同期內含水上升幅度大于提液幅度＜1 倍的油井，分析原因是提液幅度大的井，同期內產油量更大、采油速度更高，從而導致其含水上升幅度更大。

表5 Q油田天然水驅不同提液幅度月產量變化對比

對Q 油田內注水區塊不同提液幅度井月產量情況進行統計（表6），可以看出Q 油田注水區塊提液幅度≥1 倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月產液量增加幅度在143.0%左右，含水率由93.7%上升至96.6%，上升了2.9%。同期，油田注水區塊提液＜1 倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月提液幅度在42.83%左右，含水率由92.1%上升至96.2%，上升了4.1%。可以看出注水區塊提液幅度≥1 倍的油井同期內含水上升幅度小于提液幅度＜1 倍的油井，分析原因與提液幅度＜1 倍油井在期初含水率較低有關，此時含水上升率較大，導致同期含水上升幅度也較大。

表6 Q油田注水區塊不同提液幅度月產量變化對比

對比同期內天然水驅提液幅度≥1 倍的及提液幅度＜1 倍的油井含水上升幅度，注水區塊無論是提液幅度≥1 倍的油井或提液幅度＜1 倍的油井的含水上升幅度均較大，分析原因與天然水驅初期含水率較高有關，也與注水區塊內大孔道發育、注水受效不均、提液后相鄰注水井增注等因素有關[6-7]。

綜上所述，Q 油田自2019 年底擴容提液以來，提液井、未提液井含水上升幅度均較大，且相比天然水驅區塊，雖然注水區塊期初含水率較低，但受含水率低時含水上升率較高、提液配合增注后油水井間大孔道發育、注水受效不均等因素影響，經提液生產后注水區塊含水上升幅度明顯高于天然水驅區塊。天然水驅提液幅度大則同期內含水上升幅度亦大，注水區塊含水上升幅度受油水井間大孔道發育、注水不均等影響更大[8-11]，提液幅度對含水上升幅度影響次之。

4 實際自然遞減率與產液及含水變化關系

從Q 油田實際生產統計數據（表7）中可以看出，隨著2020 年提液以來，油田自然遞減率相應增加，與上述理論認識基本一致。但受油田注采井間大孔道發育、注水受效不均、邊底水突破等影響，油田實際自然遞減率變化并不與上述理論公式中的產液量變化完全一致。考慮擴容后產液量較2019年大幅增加及注采井間大孔道愈加發育、邊底水突破及增注后受效不均、無效注水更加嚴重等不利因素影響[6-11]，預測2023 年和2024 年自然遞減率仍會比較高。

表7 Q油田近年產液量、含水率及自然遞減率統計表

5 結論

1）通過公式推導，確認油田某一開發階段遞減率與含水上升率及產液量為正相關關系，即油田產液量增加則遞減率加大，油田含水上升率加大則遞減率加大，反之亦然。

2）油田遞減率除受產液量影響外，還受注采井間大孔道發育、受效不均、邊底水突破等影響較大，因此實際生產中，油田遞減率與產液量大小之間不是嚴格的正相關關系。

3）油田提液井、未提液井含水上升幅度均較大，說明油田大規模提液時，油井之間存在相互影響，一口井提液對相鄰井的含水上升率和遞減率都會產生影響。

4）油田天然水驅提液幅度大則同期內含水上升幅度大，而注水區塊含水上升幅度受注采井間大孔道發育、受效不均等問題影響更大，因此應優先選擇天然水驅井進行提液。

5）Q 油田2020 年開始提液后自然遞減率相應增加，同時實際自然遞減率也受注采井間大孔道發育、受效不均、邊底水突破等影響較大，考慮油田產液量大幅增加及邊底水突破、注水受效不均等不利因素愈加嚴重，預測2023 年和2024 年自然遞減率仍較高。