魯瑞彬，胡琳，湯明光，李鳳穎，王世朝

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江　524057）

南海西部油田調(diào)整井產(chǎn)量規(guī)劃預(yù)測新方法

魯瑞彬，胡琳，湯明光，李鳳穎，王世朝

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

為了更加準(zhǔn)確合理的預(yù)測南海西部油田調(diào)整井產(chǎn)量，對調(diào)整井產(chǎn)量預(yù)測方法進行研究。在油田分類的基礎(chǔ)上，首先利用水驅(qū)曲線法確定調(diào)整井的可采儲量，利用統(tǒng)計分析的方法得到調(diào)整井可采儲量隨調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔關(guān)系模型，用于對未實施調(diào)整井可采儲量進行預(yù)測。由于井間干擾的存在，利用數(shù)值模擬的方法確定調(diào)整井的增油量-可采儲量關(guān)系模型，進而確定調(diào)整井的投產(chǎn)時機及調(diào)整井的增油量。結(jié)合改進的中石油勘探開發(fā)研究院經(jīng)驗公式，得到油田調(diào)整井井?dāng)?shù)，確定油田采收率，并利用已實施調(diào)整井開發(fā)特征指標(biāo)統(tǒng)計規(guī)律，對未實施調(diào)整井進行規(guī)劃排產(chǎn)。實踐應(yīng)用表明，該方法對油田采收率預(yù)測結(jié)果較為準(zhǔn)確，對油田調(diào)整井產(chǎn)量規(guī)劃結(jié)果較為合理，應(yīng)用效果較好。

調(diào)整井；增油量；產(chǎn)量規(guī)劃；開發(fā)指標(biāo)；采收率

調(diào)整井產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果，直接關(guān)系到調(diào)整井是否具備實施價值，調(diào)整井產(chǎn)量評價作為調(diào)整方案研究的關(guān)鍵部分，科學(xué)準(zhǔn)確的預(yù)測調(diào)整井產(chǎn)量，一直是廣大油藏研究人員追求的目標(biāo)［1］。

常規(guī)的調(diào)整井產(chǎn)量預(yù)測及排產(chǎn)規(guī)劃多采用數(shù)值模擬的方法［2］，該方法對于開采時間相對較短，油田動、靜態(tài)資料不夠豐富的油藏來說預(yù)測結(jié)果有較大誤差，且南海西部油藏井網(wǎng)不規(guī)則、井型復(fù)雜、水平井水平段長度差異大，研究人員對油藏的認識程度對數(shù)模結(jié)果影響較大［3］。

海上開發(fā)油田受高投入、高風(fēng)險等開發(fā)條件限制，投產(chǎn)初期多采用少井高產(chǎn)的開發(fā)策略，待構(gòu)造落實、地質(zhì)認識清楚后，通常會有兩次大的井網(wǎng)調(diào)整。因此對于海上開發(fā)的油田，調(diào)整井的產(chǎn)量規(guī)劃預(yù)測對整個油田開發(fā)起著至關(guān)重要的作用。如何科學(xué)簡單的預(yù)測調(diào)整井增油量、合理規(guī)劃調(diào)整井各生產(chǎn)階段產(chǎn)油量成為油田綜合調(diào)整階段工作的重點。

該文基于這一問題展開研究，在油田分類的基礎(chǔ)上，對同類油田不同階段實施的調(diào)整井的開發(fā)指標(biāo)進行統(tǒng)計分析；利用水驅(qū)曲線法確定不同階段實施調(diào)整井的可采儲量；利用數(shù)值模擬的方法確定調(diào)整井的增油量和可采儲量關(guān)系模型，結(jié)合目標(biāo)采收率研究，確定油田調(diào)整井的井?dāng)?shù)，最終對油田不同開發(fā)階段實施的調(diào)整井進行規(guī)劃排產(chǎn)。

1　油田分類

不同類型油田調(diào)整井各階段開發(fā)特征、開發(fā)指標(biāo)及增油量和可采儲量關(guān)系模型有較大不同。本文以油田分類為基礎(chǔ)，對同類油田各階段調(diào)整井開發(fā)特征進行統(tǒng)計分析，并對未實施調(diào)整井產(chǎn)量進行規(guī)劃預(yù)測。

通過對油田開發(fā)特征分析、生產(chǎn)規(guī)律研究總結(jié)，以地質(zhì)因素、油藏因素、開發(fā)方案因素和生產(chǎn)特征因素為主要考慮內(nèi)容［4］，將南海西部油田細分為Ⅰ類油藏、Ⅱ1類、Ⅱ2類油藏、Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ3類油藏以及Ⅳ類油藏等七類，以天然水驅(qū)海相砂巖油藏（Ⅰ類油藏）為例，通過對該類油田不同階段實施的調(diào)整井開發(fā)特征的統(tǒng)計分析，預(yù)測未實施的調(diào)整井的增油量。

2　調(diào)整井可采儲量關(guān)系模型

調(diào)整井可采儲量的大小對調(diào)整井的增油效果評價至關(guān)重要。運用水驅(qū)曲線法［5-8］對天然水驅(qū)海相砂巖油田已實施的調(diào)整井進行可采儲量標(biāo)定，確定已實施調(diào)整井可采儲量。調(diào)整井可采儲量與調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔（調(diào)整井投產(chǎn)時間減去油田投產(chǎn)時間）呈指數(shù)相關(guān)關(guān)系，且相關(guān)性較好（見圖1～圖4）。

圖1　A油田可采儲量與調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.1 The recoverable reserves and the adjustment wells production time interval diagram of A oilfield

圖2　B油田可采儲量與調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.2 The recoverable reserves and the adjustment wells production time interval diagram of B oilfield

圖3　C油田可采儲量與調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.3 The recoverable reserves and the adjustment wells production time interval diagram of C oilfield

圖4　D油田可采儲量與調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.4 The recoverable reserves and the adjustment wells production time interval diagram of D oilfield

因此，對于已有調(diào)整井實施的油田，在實施調(diào)整井時，可以運用該油田已有調(diào)整井可采儲量關(guān)系模型，預(yù)測未來某時間實施的調(diào)整井的可采儲量；對于沒有調(diào)整井實施的油田，可以借鑒同類油藏調(diào)整井可采儲量關(guān)系模型。

3　調(diào)整井增油量關(guān)系模型

由于井間干擾的存在，調(diào)整井的增油量和產(chǎn)油量并不相等，對油田調(diào)整井效果評價時調(diào)整井的增油量是措施評價的重要指標(biāo)，同時也是油田未來采收率確定的重要參數(shù)。運用數(shù)值模擬的方法對C油田已實施調(diào)整井的增油量和產(chǎn)油量關(guān)系模型進行研究，確定不同時期實施的調(diào)整井的增油量和產(chǎn)油量關(guān)系模型，用于預(yù)測未來某一時期實施的調(diào)整井的增油量。

其中為了使預(yù)測結(jié)果更為科學(xué)合理，在做數(shù)值模擬確定某口調(diào)整井增油量時，歷史擬合截至到該調(diào)整井實施日期，之后的時間采用預(yù)測的方法確定調(diào)整井的增油量（見圖5）。

從圖5可以看出，調(diào)整井的增油量和產(chǎn)油量為二項式關(guān)系，且相關(guān)性較好。在調(diào)整井的生產(chǎn)過程中，隨著累產(chǎn)油的增加調(diào)整井的增油量有一個峰值。通過調(diào)整井產(chǎn)油量及增油量關(guān)系模型，可以預(yù)測未來某一時期實施調(diào)整井的產(chǎn)油量和增油量，進而對調(diào)整井產(chǎn)量進行規(guī)劃預(yù)測，對油田目標(biāo)采收率進行計算。

4　調(diào)整井主要開發(fā)指標(biāo)分布規(guī)律

通過調(diào)整井可采儲量關(guān)系模型可以得到調(diào)整井的可采儲量，在對調(diào)整井進行規(guī)劃排產(chǎn)時，調(diào)整井的初產(chǎn)、遞減率、含水率等主要開發(fā)指標(biāo)也至關(guān)重要，需要對其變化規(guī)律進行研究。

4.1調(diào)整井初產(chǎn)模型確定

通過對已實施調(diào)整井初產(chǎn)的統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)調(diào)整井的初產(chǎn)與調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔呈指數(shù)相關(guān)關(guān)系，相關(guān)性較好（見圖6～圖9）。

圖5　C油田不同投產(chǎn)時間調(diào)整井單井累產(chǎn)油-累增油關(guān)系圖Fig.5 Adjustment well cumulative production and cumulative incremental oil diagram in different production time

圖6　A油田調(diào)整井初產(chǎn)與投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.6 The initial production and the adjustment wells production time interval diagram of A oilfield

圖7　B油田調(diào)整井初產(chǎn)與投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.7 The initial production and the adjustment wells production time interval diagram of B oilfield

圖8　C油田調(diào)整井初產(chǎn)與投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.8 The initial production and the adjustment wells production time interval diagram of C oilfield

圖9　D油田調(diào)整井初產(chǎn)與投產(chǎn)時間間隔關(guān)系圖Fig.9 The initial production and the adjustment wells production time interval diagram of D oilfield

利用已有調(diào)整井初產(chǎn)與投產(chǎn)時間間隔關(guān)系模型，可以預(yù)測未實施調(diào)整井初產(chǎn)，進而對未實施調(diào)整井進行規(guī)劃排產(chǎn)。

4.2調(diào)整井含水率、含水上升率關(guān)系模型

A、B、C、D四個天然水驅(qū)海相砂巖油田含水率-采出程度關(guān)系曲線呈現(xiàn)S型上升，設(shè)含水率fw可以用如下關(guān)系式表示［9-12］：

式中各參數(shù)物理意義及單位如下：fw-含水率，小數(shù)；R-可采儲量采出程度，小數(shù)；p1、p2、p3、p4-擬合參數(shù)。

通過曲線回歸分析（見圖10），得出各參數(shù)p1= 1.05、p2=10、p3=-14、p4=3.2。因此得到含水率fw與可采儲量采出程度關(guān)系式如下：

對（2）式求導(dǎo)，得到含水上升率與可采儲量采出程度關(guān)系式如下：

（2）式和（3）式中各參數(shù)物理意義及單位同前。

通過含水率和含水上升率隨可采儲量采出程度關(guān)系式（2式和3式）可對未實施調(diào)整井含水率進行科學(xué)合理的預(yù)測，對未實施調(diào)整井的規(guī)劃排產(chǎn)提供依據(jù)。

圖10　天然水驅(qū)海相砂巖油田可采儲量采出程度與含水率及含水上升率關(guān)系圖Fig.10 Recovery percent of recoverable reserves and water cut，the increased rate of water cut diagram of marine natural water folding sandstone oilfield

4.3調(diào)整井遞減率確定

調(diào)整井生產(chǎn)時間較開發(fā)井短，可以用調(diào)整井月產(chǎn)油量與月生產(chǎn)時間做圖，得到調(diào)整井的月遞減率，進而折算調(diào)整井的年遞減率。以天然水驅(qū)海相砂巖油田（C油田）為例，得到C油田調(diào)整井的平均折算年遞減率為24％?？捎糜趯ξ磳嵤┱{(diào)整井的規(guī)劃排產(chǎn)。

5　成果應(yīng)用

以C油田為例，對以上研究成果進行應(yīng)用。C油田為海相砂巖油田，天然水驅(qū)能力充足，該油田于2008 年6月投產(chǎn)，分別于2009年（1口）、2012年（3口）、2014年（1口）共實施調(diào)整井5口。油田可采儲量、增油量關(guān)系模型及初產(chǎn)、含水率、遞減率等開發(fā)指標(biāo)的統(tǒng)計，均基于這5口已實施的調(diào)整井。未來仍有實施調(diào)整井潛力，通過以上方法對未來實施的調(diào)整井進行規(guī)劃排產(chǎn)。

5.1調(diào)整井投產(chǎn)時機確定

（1）通過對天然水驅(qū)海相砂巖油田調(diào)整井實施階段的統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)中高含水階段是實施調(diào)整井的有利時期，而C油田目前正處于高含水階段，是實施調(diào)整井的有利時機。

（2）C油田調(diào)整井可采儲量關(guān)系模型為：

式中：Q-C油田調(diào)整井可采儲量，104m3；t-調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔（調(diào)整井投產(chǎn)時間-油田投產(chǎn)時間）。

由圖5可知調(diào)整井增油量和可采儲量關(guān)系模型為：

式中：Q1-C油田調(diào)整井增油量，104m3；Q-C油田調(diào)整井可采儲量，104m3。

通過調(diào)整井增油量、可采儲量關(guān)系模型可以看出，調(diào)整井的增油量存在最大值。因此可以用調(diào)整井達到最大增油量時的可采儲量來確定具體實施時間（見表1）。

表1　調(diào)整井投產(chǎn)時間預(yù)測表Tab.1 The adjustment wells production time prediction table

由于調(diào)整井的投產(chǎn)時間受施工條件等影響較大，因此給出的調(diào)整井實施時間為一估算值，假設(shè)后續(xù)調(diào)整井在2016年實施，其排產(chǎn)規(guī)劃預(yù)測如下文。

5.2調(diào)整井井?dāng)?shù)預(yù)測

《一種改進的合理井控儲量與采收率確定方法》一文提出了一種改進較為實用的計算南海西部油田合理井控儲量的計算方法，其公式（見表2）［3，13-15］。

表2　改進的中石油勘探開發(fā)研究院經(jīng)驗公式Tab.2 The improved empirical formula of exploration and development research institute of PetroChina

利用改進的中石油勘探開發(fā)研究院經(jīng)驗公式對C油田的井控儲量進行計算，得到油田合理井控儲量，通過與目前井控儲量的對比分析，得到該油田仍需加密調(diào)整井井?dāng)?shù)為5口，目標(biāo)采收率為48.6％。以該井?dāng)?shù)為基礎(chǔ)，對油田調(diào)整井進行排產(chǎn)。

5.3調(diào)整井增油量及油田采收率預(yù)測

有了調(diào)整井投產(chǎn)時機、調(diào)整井可采儲量關(guān)系模型（4式）和調(diào)整井井?dāng)?shù)，對調(diào)整井可采儲量預(yù)測（見表3）。

表3　C油田調(diào)整井可采儲量預(yù)測Tab.3 The prediction of oil production in C oilfield adjustment wells

由（5）式，對調(diào)整井增油量預(yù)測（見表4）。

表4　C油田調(diào)整井增油量預(yù)測Tab.4 The prediction of increase oil production in C oilfield adjustment wells

C油田地質(zhì)儲量1 137.5×104m3，2015年標(biāo)定采收率為45.6％，通過對調(diào)整井增油量的預(yù)測，可以得到該油田調(diào)整井實施后增加采收率為2.61％，油田目標(biāo)采收率為48.21％。與改進的公式法計算結(jié)果（改進中石油公式計算結(jié)果：48.6％）較為一致。

5.4調(diào)整井排產(chǎn)結(jié)果

由圖8可知C油田初產(chǎn)關(guān)系模型為：

式中：q-C油田調(diào)整井初產(chǎn)，m3；t-調(diào)整井投產(chǎn)時間間隔（調(diào)整井投產(chǎn)時間-油田投產(chǎn)時間）。

由油田調(diào)整井初產(chǎn)（6式）、可采儲量（見表3）、平均年遞減率（24％）、含水率（2式）及含水上升率（3式）關(guān)系模型，對油田2016年實施的調(diào)整井未來6年排產(chǎn)結(jié)果（見表5）。

6　結(jié)論

（1）提出了南海西部油田分類主要考慮因素，將南海西部油田分為七類，并對每類油田主要開發(fā)指標(biāo)分布規(guī)律進行研究。

表5　C油田調(diào)整井排產(chǎn)結(jié)果表Tab.5 The adjustment wells production scheduling table of C oilfield

（2）得到了南海西部C油田目標(biāo)采收率、調(diào)整井井?dāng)?shù)及調(diào)整井排產(chǎn)規(guī)劃。

（3）確定了南海西部海相砂巖油田調(diào)整井增油量、可采儲量關(guān)系模型，該方法對南海西部調(diào)整井產(chǎn)量規(guī)劃應(yīng)用效果較好。

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A new production predict method of adjustment wells in the western south China sea

LU Ruibin，HU Lin，TANG Mingguang，LI Fengying，WANG Shichao
（Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Zhanjiang Guangdong 524057，China）

In order to predict the production of the adjustment well in the western south China sea，study the production predict method.Based on the western south China sea oilfield classification，use the method of water drive curve to determine the recoverable reserves of adjustment wells.Using the statistical analysis method get the relations model of recoverable reserves with the production time interval for adjustment wells，used to predict oil production without the implementation of adjustment wells.Due to the existence of interference between wells，to determine the relationship between the increase oil and production oil，and then determine the increase of oil production and the implementation date of adjustment wells.With the development of research institute of petroleum exploration and experience of the improved formula，get the number of adjustment wells，and then determine the oil recovery. Use the statistical law of the development characteristics to plane and schedule the production of the adjustment wells，which have not implementation.Practical application shows thatthe forecasting result of recovery factor is more accurate using this method，result of planning to the production of adjustment wells is reasonable.In short，the application effect is good.

adjustment well；incremental oil production；production planning；development index；recovery factor

TE327

A

1673-5285（2016）08-0010-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.08.003

2016-07-05

中海石油（中國）有限公司綜合科研“南海西部海域水淹層動態(tài)評價技術(shù)及開發(fā)潛力研究”，項目編號：YXKY-2014-ZJ-01。

魯瑞彬，男，碩士，助理工程師，畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）石油與天然氣工程專業(yè)，主要從事油氣田開發(fā)及規(guī)劃方面的研究工作，郵箱：lurb4@cnooc.com.cn。