魯瑞彬，胡琳，湯明光，李鳳穎，王世朝

（中海石油（中國(guó)）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(cè)新方法

魯瑞彬，胡琳，湯明光，李鳳穎，王世朝

（中海石油（中國(guó)）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(cè)南海西部油田調(diào)整井產(chǎn)量，對(duì)調(diào)整井產(chǎn)量預(yù)測(cè)方法進(jìn)行研究。在油田分類(lèi)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(chǔ)量，利用統(tǒng)計(jì)分析的方法得到調(diào)整井可采儲(chǔ)量隨調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間間隔關(guān)系模型，用于對(duì)未實(shí)施調(diào)整井可采儲(chǔ)量進(jìn)行預(yù)測(cè)。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(chǔ)量關(guān)系模型，進(jìn)而確定調(diào)整井的投產(chǎn)時(shí)機(jī)及調(diào)整井的增油量。結(jié)合改進(jìn)的中石油勘探開(kāi)發(fā)研究院經(jīng)驗(yàn)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(shí)施調(diào)整井開(kāi)發(fā)特征指標(biāo)統(tǒng)計(jì)規(guī)律，對(duì)未實(shí)施調(diào)整井進(jìn)行規(guī)劃排產(chǎn)。實(shí)踐應(yīng)用表明，該方法對(duì)油田采收率預(yù)測(cè)結(jié)果較為準(zhǔn)確，對(duì)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(kāi)發(fā)指標(biāo)；采收率

調(diào)整井產(chǎn)量預(yù)測(cè)結(jié)果，直接關(guān)系到調(diào)整井是否具備實(shí)施價(jià)值，調(diào)整井產(chǎn)量評(píng)價(jià)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(cè)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(cè)及排產(chǎn)規(guī)劃多采用數(shù)值模擬的方法［2］，該方法對(duì)于開(kāi)采時(shí)間相對(duì)較短，油田動(dòng)、靜態(tài)資料不夠豐富的油藏來(lái)說(shuō)預(yù)測(cè)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(zhǎng)度差異大，研究人員對(duì)油藏的認(rèn)識(shí)程度對(duì)數(shù)模結(jié)果影響較大［3］。

海上開(kāi)發(fā)油田受高投入、高風(fēng)險(xiǎn)等開(kāi)發(fā)條件限制，投產(chǎn)初期多采用少井高產(chǎn)的開(kāi)發(fā)策略，待構(gòu)造落實(shí)、地質(zhì)認(rèn)識(shí)清楚后，通常會(huì)有兩次大的井網(wǎng)調(diào)整。因此對(duì)于海上開(kāi)發(fā)的油田，調(diào)整井的產(chǎn)量規(guī)劃預(yù)測(cè)對(duì)整個(gè)油田開(kāi)發(fā)起著至關(guān)重要的作用。如何科學(xué)簡(jiǎn)單的預(yù)測(cè)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(diǎn)。

該文基于這一問(wèn)題展開(kāi)研究，在油田分類(lèi)的基礎(chǔ)上，對(duì)同類(lèi)油田不同階段實(shí)施的調(diào)整井的開(kāi)發(fā)指標(biāo)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析；利用水驅(qū)曲線法確定不同階段實(shí)施調(diào)整井的可采儲(chǔ)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(chǔ)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(duì)油田不同開(kāi)發(fā)階段實(shí)施的調(diào)整井進(jìn)行規(guī)劃排產(chǎn)。

1　油田分類(lèi)

不同類(lèi)型油田調(diào)整井各階段開(kāi)發(fā)特征、開(kāi)發(fā)指標(biāo)及增油量和可采儲(chǔ)量關(guān)系模型有較大不同。本文以油田分類(lèi)為基礎(chǔ)，對(duì)同類(lèi)油田各階段調(diào)整井開(kāi)發(fā)特征進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，并對(duì)未實(shí)施調(diào)整井產(chǎn)量進(jìn)行規(guī)劃預(yù)測(cè)。

通過(guò)對(duì)油田開(kāi)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(kāi)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(xì)分為Ⅰ類(lèi)油藏、Ⅱ1類(lèi)、Ⅱ2類(lèi)油藏、Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ3類(lèi)油藏以及Ⅳ類(lèi)油藏等七類(lèi)，以天然水驅(qū)海相砂巖油藏（Ⅰ類(lèi)油藏）為例，通過(guò)對(duì)該類(lèi)油田不同階段實(shí)施的調(diào)整井開(kāi)發(fā)特征的統(tǒng)計(jì)分析，預(yù)測(cè)未實(shí)施的調(diào)整井的增油量。

2　調(diào)整井可采儲(chǔ)量關(guān)系模型

調(diào)整井可采儲(chǔ)量的大小對(duì)調(diào)整井的增油效果評(píng)價(jià)至關(guān)重要。運(yùn)用水驅(qū)曲線法［5-8］對(duì)天然水驅(qū)海相砂巖油田已實(shí)施的調(diào)整井進(jìn)行可采儲(chǔ)量標(biāo)定，確定已實(shí)施調(diào)整井可采儲(chǔ)量。調(diào)整井可采儲(chǔ)量與調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間間隔（調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間減去油田投產(chǎn)時(shí)間）呈指數(shù)相關(guān)關(guān)系，且相關(guān)性較好（見(jiàn)圖1～圖4）。

圖1　A油田可采儲(chǔ)量與調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)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(chǔ)量與調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)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(chǔ)量與調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)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(chǔ)量與調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)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(duì)于已有調(diào)整井實(shí)施的油田，在實(shí)施調(diào)整井時(shí)，可以運(yùn)用該油田已有調(diào)整井可采儲(chǔ)量關(guān)系模型，預(yù)測(cè)未來(lái)某時(shí)間實(shí)施的調(diào)整井的可采儲(chǔ)量；對(duì)于沒(méi)有調(diào)整井實(shí)施的油田，可以借鑒同類(lèi)油藏調(diào)整井可采儲(chǔ)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(duì)油田調(diào)整井效果評(píng)價(jià)時(shí)調(diào)整井的增油量是措施評(píng)價(jià)的重要指標(biāo)，同時(shí)也是油田未來(lái)采收率確定的重要參數(shù)。運(yùn)用數(shù)值模擬的方法對(duì)C油田已實(shí)施調(diào)整井的增油量和產(chǎn)油量關(guān)系模型進(jìn)行研究，確定不同時(shí)期實(shí)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(cè)未來(lái)某一時(shí)期實(shí)施的調(diào)整井的增油量。

其中為了使預(yù)測(cè)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(shí)，歷史擬合截至到該調(diào)整井實(shí)施日期，之后的時(shí)間采用預(yù)測(cè)的方法確定調(diào)整井的增油量（見(jiàn)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(xiàng)式關(guān)系，且相關(guān)性較好。在調(diào)整井的生產(chǎn)過(guò)程中，隨著累產(chǎn)油的增加調(diào)整井的增油量有一個(gè)峰值。通過(guò)調(diào)整井產(chǎn)油量及增油量關(guān)系模型，可以預(yù)測(cè)未來(lái)某一時(shí)期實(shí)施調(diào)整井的產(chǎn)油量和增油量，進(jìn)而對(duì)調(diào)整井產(chǎn)量進(jìn)行規(guī)劃預(yù)測(cè)，對(duì)油田目標(biāo)采收率進(jìn)行計(jì)算。

4　調(diào)整井主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)分布規(guī)律

通過(guò)調(diào)整井可采儲(chǔ)量關(guān)系模型可以得到調(diào)整井的可采儲(chǔ)量，在對(duì)調(diào)整井進(jìn)行規(guī)劃排產(chǎn)時(shí)，調(diào)整井的初產(chǎn)、遞減率、含水率等主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)也至關(guān)重要，需要對(duì)其變化規(guī)律進(jìn)行研究。

4.1調(diào)整井初產(chǎn)模型確定

通過(guò)對(duì)已實(shí)施調(diào)整井初產(chǎn)的統(tǒng)計(jì)分析，發(fā)現(xiàn)調(diào)整井的初產(chǎn)與調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間間隔呈指數(shù)相關(guān)關(guān)系，相關(guān)性較好（見(jiàn)圖6～圖9）。

圖5　C油田不同投產(chǎn)時(shí)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(shí)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(shí)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(shí)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(shí)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(shí)間間隔關(guān)系模型，可以預(yù)測(cè)未實(shí)施調(diào)整井初產(chǎn)，進(jìn)而對(duì)未實(shí)施調(diào)整井進(jìn)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(gè)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(chǔ)量采出程度，小數(shù)；p1、p2、p3、p4-擬合參數(shù)。

通過(guò)曲線回歸分析（見(jiàn)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(chǔ)量采出程度關(guān)系式如下：

對(duì)（2）式求導(dǎo)，得到含水上升率與可采儲(chǔ)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(guò)含水率和含水上升率隨可采儲(chǔ)量采出程度關(guān)系式（2式和3式）可對(duì)未實(shí)施調(diào)整井含水率進(jìn)行科學(xué)合理的預(yù)測(cè)，對(duì)未實(shí)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(chǔ)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(shí)間較開(kāi)發(fā)井短，可以用調(diào)整井月產(chǎn)油量與月生產(chǎn)時(shí)間做圖，得到調(diào)整井的月遞減率，進(jìn)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?duì)未實(shí)施調(diào)整井的規(guī)劃排產(chǎn)。

5　成果應(yīng)用

以C油田為例，對(duì)以上研究成果進(jìn)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(shí)施調(diào)整井5口。油田可采儲(chǔ)量、增油量關(guān)系模型及初產(chǎn)、含水率、遞減率等開(kāi)發(fā)指標(biāo)的統(tǒng)計(jì)，均基于這5口已實(shí)施的調(diào)整井。未來(lái)仍有實(shí)施調(diào)整井潛力，通過(guò)以上方法對(duì)未來(lái)實(shí)施的調(diào)整井進(jìn)行規(guī)劃排產(chǎn)。

5.1調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)機(jī)確定

（1）通過(guò)對(duì)天然水驅(qū)海相砂巖油田調(diào)整井實(shí)施階段的統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)中高含水階段是實(shí)施調(diào)整井的有利時(shí)期，而C油田目前正處于高含水階段，是實(shí)施調(diào)整井的有利時(shí)機(jī)。

（2）C油田調(diào)整井可采儲(chǔ)量關(guān)系模型為：

式中：Q-C油田調(diào)整井可采儲(chǔ)量，104m3；t-調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間間隔（調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間-油田投產(chǎn)時(shí)間）。

由圖5可知調(diào)整井增油量和可采儲(chǔ)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(chǔ)量，104m3。

通過(guò)調(diào)整井增油量、可采儲(chǔ)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(dá)到最大增油量時(shí)的可采儲(chǔ)量來(lái)確定具體實(shí)施時(shí)間（見(jiàn)表1）。

表1　調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間預(yù)測(cè)表Tab.1 The adjustment wells production time prediction table

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

5.2調(diào)整井井?dāng)?shù)預(yù)測(cè)

《一種改進(jìn)的合理井控儲(chǔ)量與采收率確定方法》一文提出了一種改進(jìn)較為實(shí)用的計(jì)算南海西部油田合理井控儲(chǔ)量的計(jì)算方法，其公式（見(jiàn)表2）［3，13-15］。

表2　改進(jìn)的中石油勘探開(kāi)發(fā)研究院經(jīng)驗(yàn)公式Tab.2 The improved empirical formula of exploration and development research institute of PetroChina

利用改進(jìn)的中石油勘探開(kāi)發(fā)研究院經(jīng)驗(yàn)公式對(duì)C油田的井控儲(chǔ)量進(jìn)行計(jì)算，得到油田合理井控儲(chǔ)量，通過(guò)與目前井控儲(chǔ)量的對(duì)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(duì)油田調(diào)整井進(jìn)行排產(chǎn)。

5.3調(diào)整井增油量及油田采收率預(yù)測(cè)

有了調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)機(jī)、調(diào)整井可采儲(chǔ)量關(guān)系模型（4式）和調(diào)整井井?dāng)?shù)，對(duì)調(diào)整井可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)（見(jiàn)表3）。

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

由（5）式，對(duì)調(diào)整井增油量預(yù)測(cè)（見(jiàn)表4）。

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

C油田地質(zhì)儲(chǔ)量1 137.5×104m3，2015年標(biāo)定采收率為45.6％，通過(guò)對(duì)調(diào)整井增油量的預(yù)測(cè)，可以得到該油田調(diào)整井實(shí)施后增加采收率為2.61％，油田目標(biāo)采收率為48.21％。與改進(jìn)的公式法計(jì)算結(jié)果（改進(jìn)中石油公式計(jì)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(shí)間間隔（調(diào)整井投產(chǎn)時(shí)間-油田投產(chǎn)時(shí)間）。

由油田調(diào)整井初產(chǎn)（6式）、可采儲(chǔ)量（見(jiàn)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(duì)油田2016年實(shí)施的調(diào)整井未來(lái)6年排產(chǎn)結(jié)果（見(jiàn)表5）。

6　結(jié)論

（1）提出了南海西部油田分類(lèi)主要考慮因素，將南海西部油田分為七類(lèi)，并對(duì)每類(lèi)油田主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)分布規(guī)律進(jìn)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(chǔ)量關(guān)系模型，該方法對(duì)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(guó)）有限公司綜合科研“南海西部海域水淹層動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)技術(shù)及開(kāi)發(fā)潛力研究”，項(xiàng)目編號(hào)：YXKY-2014-ZJ-01。

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