高智梁，周日，歐陽(yáng)雨薇，張艷英，李權(quán)，趙云斌，王鳳剛

1.中海石油（中國(guó)）有限公司秦皇島32-6作業(yè)公司（天津 300450）

2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)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(chǔ)層具有高孔、高滲特征。Q 油田自2001 年投產(chǎn)，在2014 年綜合調(diào)整進(jìn)入水平井分層系開(kāi)發(fā)階段，投產(chǎn)至今已開(kāi)發(fā)22 年，目前綜合含水96%~97%，處于特高含水期，平均單井日產(chǎn)液748 m3，平均單井日注水1 138 m3，注采強(qiáng)度較大。基于稠油油藏開(kāi)發(fā)規(guī)律，大部分可采儲(chǔ)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(shí)施了J 中心處理平臺(tái)擴(kuò)容、油田整體擴(kuò)容，為油田提液釋放產(chǎn)能創(chuàng)造條件。根據(jù)前期生產(chǎn)實(shí)踐，油井提液后會(huì)出現(xiàn)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(jìn)一步提高提液選井合理性、保障高效提液，有必要結(jié)合油田近年生產(chǎn)實(shí)際進(jìn)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(kāi)發(fā)過(guò)程中，產(chǎn)油量遞減率變化規(guī)律認(rèn)識(shí)是油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)管理重要內(nèi)容，有助于合理規(guī)劃部署后期產(chǎn)量及工作量。由水驅(qū)油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)規(guī)律可知，產(chǎn)油量遞減率（D）與油田含水上升率（F'w）及產(chǎn)液量（QL）密切相關(guān)[1-3]：

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

由產(chǎn)液量(QL)與產(chǎn)油量（Qo）、含水率（fw）關(guān)系可知：

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

將式（3）、式（4）代入式（1），得：

對(duì)式（5）進(jìn)行化簡(jiǎn)得：

將油田原油儲(chǔ)量（N）引入式（6）分母：

引入本階段產(chǎn)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(chǎn)油量，104m3；Qot為上階段產(chǎn)油量，104m3；QL為階段產(chǎn)液量，104m3；fwt+1、fwt分別為本階段、上階段含水率，%；N為原油儲(chǔ)量，104m3；F'w為含水上升率，%。

式（11）中，等號(hào)右側(cè)第一項(xiàng)分母中，由于地質(zhì)儲(chǔ)量遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于階段產(chǎn)液量與含水上升率之積，因此等號(hào)右側(cè)第一項(xiàng)的主要控制因素為地質(zhì)儲(chǔ)量大小?？紤]油田地質(zhì)儲(chǔ)量值在一定階段內(nèi)較為穩(wěn)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(chǎn)液量（QL）呈正相關(guān)的關(guān)系，即油田產(chǎn)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(chǎn)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(tài)下，某油田在某一時(shí)間點(diǎn)上，其含水上升率只與油田采出程度有關(guān)[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(guān)，提液幅度大，產(chǎn)液量增加幅度大，遞減率加大幅度亦大。為驗(yàn)證上述理論分析認(rèn)識(shí)在渤海Q 油田是否適用，以油田2019 年擴(kuò)容提液后生產(chǎn)實(shí)際為基礎(chǔ)，對(duì)特高含水期階段內(nèi)產(chǎn)量自然遞減率、提液與含水變化關(guān)系進(jìn)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(tái)擴(kuò)容開(kāi)始至2022 年7 月，油田日產(chǎn)液由11.3×104m3增加至17.0×104m3，期間全油田共實(shí)施換泵提液53 井次，提液井?dāng)?shù)量占總井?dāng)?shù)22%，提液井日產(chǎn)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(chǎn)措施。提液井中以天然水驅(qū)為主的區(qū)塊提液量2.55×104m3/d，占提液井增液量70%，注水區(qū)塊提液量1.11×104m3/d，占提液井增液量30%，可見(jiàn)Q 油田提液以天然水驅(qū)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(chǔ)層非均質(zhì)性、注采井間高滲通道發(fā)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(xù)上升，導(dǎo)致油田產(chǎn)油遞減一直較大，因此有必要基于油田生產(chǎn)實(shí)際，結(jié)合不同油藏類型、不同提液幅度等因素進(jìn)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(dǎo)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(duì)Q油田提液井和未提液井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（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(chǎn)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(nèi)提液井與未提液井在同一生產(chǎn)階段內(nèi)含水上升幅度基本一致。

表2 Q油田提液井、未提液井月產(chǎn)量變化對(duì)比

3.2 不同水驅(qū)類型提液影響含水變化

對(duì)Q油田內(nèi)天然水驅(qū)區(qū)塊提液井和未提液井月產(chǎn)情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（表3），可以看出Q 油田天然水驅(qū)提液井自2020 年1 月至2022 年7 月產(chǎn)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(qū)未提液井自2020 年1 月至2022年7 月產(chǎn)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%?？梢钥闯鎏烊凰?qū)區(qū)塊提液井產(chǎn)液量增加幅度較大的情況下，同期內(nèi)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(guān)：在高含水階段，含水上升率會(huì)隨含水升高而降低[4]，階段初提液井含水率較高，其對(duì)應(yīng)的含水上升率較低，因此其階段內(nèi)整體含水率上升幅度較小?？梢缘贸鰧?duì)于天然水驅(qū)區(qū)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(qū)提液井、未提液井月產(chǎn)量變化對(duì)比

對(duì)Q油田內(nèi)注水區(qū)塊提液井和未提液井月產(chǎn)量情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（表4），可以看出油田注水區(qū)塊提液井自2020 年1 月至2022 年7 月產(chǎn)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(qū)塊未提液井自2020 年1 月至2022年7月產(chǎn)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%?？梢钥闯鲎⑺畢^(qū)塊提液井產(chǎn)液量增加幅度較大的情況下，同期內(nèi)含水上升幅度也大于未提液井。分析原因：雖然注水區(qū)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(fā)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(wú)效注水問(wèn)題更加突出，水驅(qū)效果變差，導(dǎo)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(qū)區(qū)塊特征，注水區(qū)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(qū)塊提液井、未提液井月產(chǎn)量變化對(duì)比

3.3 不同提液幅度影響含水變化

對(duì)Q油田內(nèi)天然水驅(qū)不同提液幅度井月產(chǎn)量情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（表5），可以看出Q 油田天然水驅(qū)提液幅度≥1 倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月產(chǎn)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(qū)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(qū)提液幅度≥1 倍的油井同期內(nèi)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(nèi)產(chǎn)油量更大、采油速度更高，從而導(dǎo)致其含水上升幅度更大。

表5 Q油田天然水驅(qū)不同提液幅度月產(chǎn)量變化對(duì)比

對(duì)Q 油田內(nèi)注水區(qū)塊不同提液幅度井月產(chǎn)量情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（表6），可以看出Q 油田注水區(qū)塊提液幅度≥1 倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月產(chǎn)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(qū)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%?？梢钥闯鲎⑺畢^(qū)塊提液幅度≥1 倍的油井同期內(nèi)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(guān)，此時(shí)含水上升率較大，導(dǎo)致同期含水上升幅度也較大。

表6 Q油田注水區(qū)塊不同提液幅度月產(chǎn)量變化對(duì)比

對(duì)比同期內(nèi)天然水驅(qū)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(qū)塊無(wú)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(qū)初期含水率較高有關(guān)，也與注水區(qū)塊內(nèi)大孔道發(fā)育、注水受效不均、提液后相鄰注水井增注等因素有關(guān)[6-7]。

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

4 實(shí)際自然遞減率與產(chǎn)液及含水變化關(guān)系

從Q 油田實(shí)際生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)（表7）中可以看出，隨著2020 年提液以來(lái)，油田自然遞減率相應(yīng)增加，與上述理論認(rèn)識(shí)基本一致。但受油田注采井間大孔道發(fā)育、注水受效不均、邊底水突破等影響，油田實(shí)際自然遞減率變化并不與上述理論公式中的產(chǎn)液量變化完全一致?？紤]擴(kuò)容后產(chǎn)液量較2019年大幅增加及注采井間大孔道愈加發(fā)育、邊底水突破及增注后受效不均、無(wú)效注水更加嚴(yán)重等不利因素影響[6-11]，預(yù)測(cè)2023 年和2024 年自然遞減率仍會(huì)比較高。

表7 Q油田近年產(chǎn)液量、含水率及自然遞減率統(tǒng)計(jì)表

5 結(jié)論

1）通過(guò)公式推導(dǎo)，確認(rèn)油田某一開(kāi)發(fā)階段遞減率與含水上升率及產(chǎn)液量為正相關(guān)關(guān)系，即油田產(chǎn)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(chǎn)液量影響外，還受注采井間大孔道發(fā)育、受效不均、邊底水突破等影響較大，因此實(shí)際生產(chǎn)中，油田遞減率與產(chǎn)液量大小之間不是嚴(yán)格的正相關(guān)關(guān)系。

3）油田提液井、未提液井含水上升幅度均較大，說(shuō)明油田大規(guī)模提液時(shí)，油井之間存在相互影響，一口井提液對(duì)相鄰井的含水上升率和遞減率都會(huì)產(chǎn)生影響。

4）油田天然水驅(qū)提液幅度大則同期內(nèi)含水上升幅度大，而注水區(qū)塊含水上升幅度受注采井間大孔道發(fā)育、受效不均等問(wèn)題影響更大，因此應(yīng)優(yōu)先選擇天然水驅(qū)井進(jìn)行提液。

5）Q 油田2020 年開(kāi)始提液后自然遞減率相應(yīng)增加，同時(shí)實(shí)際自然遞減率也受注采井間大孔道發(fā)育、受效不均、邊底水突破等影響較大，考慮油田產(chǎn)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(yán)重，預(yù)測(cè)2023 年和2024 年自然遞減率仍較高。