繆飛飛

?

開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律在渤海油田產(chǎn)量及工作量預(yù)測中的應(yīng)用

繆飛飛

（中國海洋石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海油區(qū)大部分主力油田都開采了10多年并且已進(jìn)入中高含水遞減階段，具有豐富的開發(fā)指標(biāo)統(tǒng)計規(guī)律。研究發(fā)現(xiàn)，自然遞減率和儲采比可以利用廣義的ARPS遞減方程擬合計算，綜合遞減率與自然遞減率及含水率與時間半對數(shù)都呈線性關(guān)系。依據(jù)預(yù)測自然遞減率、綜合遞減率、儲采比及含水率可以預(yù)測基礎(chǔ)產(chǎn)油量、綜合產(chǎn)油量、總產(chǎn)油量及總產(chǎn)液量，依據(jù)總產(chǎn)油量、綜合產(chǎn)油量及基礎(chǔ)產(chǎn)量之間關(guān)系可以計算出措施產(chǎn)量；根據(jù)措施單井次增油量和新井單井增油量變化規(guī)律, 即可確定措施和新井工作量。

渤海油田；開發(fā)指標(biāo)；油田產(chǎn)量；自然遞減率；綜合遞減率；工作量

渤海油區(qū)在生產(chǎn)的42個油田中，大部分主力油田都開采了10多年并且進(jìn)入中高含水遞減階段，具有豐富的開發(fā)指標(biāo)統(tǒng)計規(guī)律，自然遞減率、綜合遞減率、儲采比、含水率是反映油田開發(fā)狀況的重要指標(biāo)。如何根據(jù)實際油田的指標(biāo)變化規(guī)律進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測及規(guī)劃工作量預(yù)測，目前很少有學(xué)者進(jìn)行研究。本文針對渤海油田主要開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律進(jìn)行研究，將這些變化規(guī)律應(yīng)用于油田產(chǎn)量及工作量預(yù)測，指導(dǎo)油田開發(fā)規(guī)劃。

1 研究思路及方法

1.1 研究思路

油田開發(fā)規(guī)劃主要預(yù)測指標(biāo)包括產(chǎn)油量、產(chǎn)液量、措施及調(diào)整井工作量。研究發(fā)現(xiàn)，規(guī)劃指標(biāo)可以根據(jù)開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測。自然遞減率預(yù)測基礎(chǔ)產(chǎn)油量、綜合遞減率預(yù)測綜合產(chǎn)油量、儲采比預(yù)測總產(chǎn)油量，三種預(yù)測產(chǎn)量可以求解預(yù)測措施產(chǎn)油量及調(diào)整井產(chǎn)油量，根據(jù)措施單井次增油量和新井單井增油量變化規(guī)律, 即可確定措施和新井工作量。依據(jù)各油田含水率統(tǒng)計規(guī)律預(yù)測含水變化規(guī)律，計算油田產(chǎn)液量。詳細(xì)的研究思路及流程參見圖1。

圖1 研究思路及流程

1.2 研究方法

1.2.1 自然遞減率預(yù)測方法

自然遞減率是指上階段采油量與下階段自然采油量（下階段采油量扣除新井及各種增產(chǎn)措施增加的產(chǎn)量）的差值占上階段采油量的比率。通過對目前渤海大部分主力油田歷年自然遞減率指標(biāo)進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)其隨時間依遞減方式發(fā)生規(guī)律性變化。為了準(zhǔn)確預(yù)測后期自然遞減率，經(jīng)過文獻(xiàn)調(diào)研[1-6]及研究，發(fā)現(xiàn)廣義ARPS遞減方程（式1）可以很好擬合并進(jìn)行預(yù)測（圖2、圖3）。在EXCLE中實現(xiàn)了程序化，從而達(dá)到快速、簡捷擬合計算預(yù)測。為確保擬合相關(guān)性及后期預(yù)測的準(zhǔn)確性，通過建立擬合計算的最小誤差來控制，控制方程見式（2）。預(yù)測的自然遞減率可以針對油田歷年基礎(chǔ)產(chǎn)量計算，這對油田后期開發(fā)有很強(qiáng)的指導(dǎo)意義。

圖2 渤海JZ油田遞減率變化及預(yù)測

圖3 渤海SZ油田遞減率變化及預(yù)測

1.2.2 綜合遞減率預(yù)測方法

綜合遞減率是指上階段采油量減去下階段采油量扣除新井產(chǎn)量后的差值占上階段采油量的比率。依據(jù)自然遞減率與綜合遞減率的匹配關(guān)系，可以確定油田歷年的綜合遞減率，計算油田綜合產(chǎn)量（基礎(chǔ)產(chǎn)量+措施產(chǎn)量），進(jìn)而可計算油田歷年措施產(chǎn)油量。依據(jù)油田單井措施增油量的統(tǒng)計規(guī)律，可計算出油田措施工作量。文獻(xiàn)[7]研究成果已確定出自然遞減率與綜合遞減率的理論關(guān)系式（式3），在一定開發(fā)階段，自然遞減率和綜合遞減率呈線性關(guān)系。

1.2.3 儲采比預(yù)測方法

儲采比是指上年度剩余可采儲量與本年度產(chǎn)量的比值（式4）。如能預(yù)測下一年度的儲采比，利用公式4反算就可以計算出本年度的總產(chǎn)油量（基礎(chǔ)產(chǎn)量+措施產(chǎn)量+調(diào)整井產(chǎn)量），進(jìn)而可計算油田歷年調(diào)整井總產(chǎn)量。依據(jù)油田調(diào)整井單井產(chǎn)油量的統(tǒng)計規(guī)律，可計算出油田調(diào)整井的工作量。分析渤海各油田儲采比數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)其有很好的變化規(guī)律，通過對變化規(guī)律的研究和文獻(xiàn)調(diào)研[8-9]發(fā)現(xiàn)，油田儲采比變化同樣可以利用廣義ARPS遞減方程（式5）進(jìn)行擬合計算預(yù)測。從圖4、圖5可以看出擬合很好，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.8以上，隨后同樣利用文獻(xiàn)[10]中兩個油田實際數(shù)據(jù)進(jìn)行了驗證，發(fā)現(xiàn)其擬合效果很好，相關(guān)性很好，從而證明利用廣義ARPS遞減方程擬合預(yù)測儲采比是可行的。

1.2.4 含水率預(yù)測方法

針對海上油田的液處理能力，預(yù)測出將來的產(chǎn)液量是很有必要的。在預(yù)測出產(chǎn)油量的情況下，只需確定油田含水率變化，就可以預(yù)測出將來油田產(chǎn)液量。針對渤海大部分主力油田歷年含水率的分析，發(fā)現(xiàn)含水率與時間的半對數(shù)有很好的線性關(guān)系，這里列舉兩個油田，見圖6、圖7。實例表明，可以根據(jù)含水率與時間的匹配關(guān)系進(jìn)行未來各年度含水率預(yù)測，求得產(chǎn)液量。

圖4 渤海JZ油田儲采比變化及預(yù)測

圖5 渤海SZ油田儲采比變化及預(yù)測

圖6 渤海JZ油田含水率擬合

圖7 渤海SZ油田含水率擬合

2 實際油田應(yīng)用

QHD油田位于渤中海域石臼坨凸起中部，平均水深為20 m，屬于河流相沉積，巖性為中～細(xì)砂巖及粉砂巖，具有高孔、高滲特征，地層原油黏度為30~260 mPa·s。QHD油田于2002年投產(chǎn)，截至目前，油田綜合含水率為86.7%，采油速度為1.55%，累計產(chǎn)油量為2 649×104m3，采出程度為12.91%，技術(shù)采收率為29.5%。

2.1 產(chǎn)油量預(yù)測

根據(jù)QHD油田歷年的自然遞減率和儲采比數(shù)值, 利用廣義ARPS遞減方程進(jìn)行回歸擬合預(yù)測，回歸出自然遞減率、儲采比與時間的關(guān)系式（式6、式7），預(yù)測未來各年度自然遞減率、儲采比（見圖8和圖9）；根據(jù)自然遞減率與綜合遞減率數(shù)值, 回歸出自然遞減率與綜合遞減率的線性關(guān)系式（式8、圖10）；已知自然遞減率，便可計算出綜合遞減（圖11）。根據(jù)2004年至 2015年的實際開發(fā)指標(biāo)數(shù)據(jù), 預(yù)測自然遞減率、綜合遞減率及儲采比，從而確定出基礎(chǔ)產(chǎn)量、綜合產(chǎn)量及總產(chǎn)量（圖12）。

2.2 措施產(chǎn)量、調(diào)整井產(chǎn)量及工作量

根據(jù)預(yù)測的歷年的基礎(chǔ)產(chǎn)量、綜合產(chǎn)量及總產(chǎn)量，確定出歷年所需的措施產(chǎn)量和調(diào)整井產(chǎn)量（圖13），依據(jù)油田2004年至2015年實際措施產(chǎn)量和調(diào)整井產(chǎn)量與預(yù)測數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，年度產(chǎn)量誤差為10%，累積產(chǎn)量誤差為3%，從而證明預(yù)測結(jié)果的可靠性。

根據(jù)“十二五”以來QHD油田措施單井次年增油遞減趨勢和平均新井單井年增油量, 確定2016至2021年“十三五”新井單井年增油量和措施單井次年增油量, 確定新鉆井?dāng)?shù)和措施井次（表1）。

2.3 含水率及產(chǎn)液量預(yù)測

利用QHD油田含水率數(shù)據(jù)，建立含水率與時間的半對數(shù)擬合關(guān)系（圖14），根據(jù)擬合關(guān)系式預(yù)測未來各年度含水率數(shù)值，進(jìn)而依據(jù)含水率定義式反算出油田總產(chǎn)液量（見圖15），由圖15可以看出，QHD油田在目前開發(fā)方式及開發(fā)規(guī)模下，最大日產(chǎn)液量為1 800×104m3左右，相對平臺2 500×104m3的液處理能力，目前開發(fā)方式及規(guī)?？梢岳^續(xù)維持，無需進(jìn)行液量限制。

圖8 渤海QHD油田自然遞減率變化及預(yù)測

圖9 渤海QHD油田儲采比變化及預(yù)測

圖10 渤海QHD油田綜合遞減與自然遞減率關(guān)系

圖11 渤海QHD油田綜合遞減預(yù)測

圖12 渤海QHD油田預(yù)測產(chǎn)油量

圖13 渤海QHD油田預(yù)測措施、調(diào)整井產(chǎn)量

圖14 渤海QHD油田含水率與時間半對數(shù)關(guān)系

圖15 渤海QHD油田含水率及年產(chǎn)液量

表1 QHD油田“十三五”產(chǎn)油量構(gòu)成與工作量預(yù)測 104 m3/a

3 結(jié)論

研究表明，渤海大部分主力油田歷年統(tǒng)計的自然遞減率、綜合遞減率、儲采比及含水率開發(fā)指標(biāo)數(shù)據(jù)具有很強(qiáng)的規(guī)律性，自然遞減率和儲采比可以利用廣義的ARPS遞減方程進(jìn)行擬合計算，綜合遞減率與自然遞減率及含水率與時間半對數(shù)都呈線性關(guān)系式。依據(jù)預(yù)測自然遞減率、綜合遞減率、儲采比及含水率可以預(yù)測未來各年度基礎(chǔ)產(chǎn)油量、綜合產(chǎn)油量、總產(chǎn)油量及總產(chǎn)液量，并可計算出措施產(chǎn)量、調(diào)整井產(chǎn)量；結(jié)合實際油田歷年措施單井次年增油和新井單井年增油變化趨勢，預(yù)測出措施工作量及新井工作量。實際油田應(yīng)用結(jié)果表明，本文研究思路及方法簡單、可靠，可用于油田開發(fā)規(guī)劃指標(biāo)預(yù)測，預(yù)測結(jié)果對油田中長期規(guī)劃具有指導(dǎo)作用。

符號注釋

[1] 俞啟泰，陳素珍，李文興．水驅(qū)油田的Arps 遞減規(guī)律[J]．新疆石油地質(zhì)，1998，19（2）：150–153.

[2] 湯志，朱嬋，邢淑霞，等．遼河油田不同類型油藏產(chǎn)量遞減規(guī)律研究[J]．新疆石油天然氣，2014，10（2）：46–49.

[3] 俞啟泰．廣義遞減曲線標(biāo)準(zhǔn)圖版的制作與應(yīng)用[J]．石油勘探與開發(fā)，1990，37（2）：84–87.

[4] 殷世榮，宮健，劉風(fēng)喜，等．基礎(chǔ)油的預(yù)測方法及應(yīng)用[J]．油氣地質(zhì)與采收率，2001，8（3）：40–42.

[5] 張鳳蓮，李治平，鄒存友，等．一種Arps 遞減自動擬合方法及應(yīng)用[J]．中外能源，2009，14（8）：51–54.

[6] 畢研斌．對廣義遞減曲線圖版的補(bǔ)充[J]．新疆石油地質(zhì)，1998，19（3）：241–243.

[7] 劉玉忠，尚明忠，朱海燕，等．自然遞減率與綜合遞減率關(guān)系研究[J]. 油氣地質(zhì)與采收率，2002，9（4）：51–52.

[8] 胡丹丹，唐瑋, 白喜俊，等．儲采比變化規(guī)律及其在中長期規(guī)劃中的應(yīng)用[J]．石油天然氣學(xué)報( 江漢石油學(xué)院學(xué)報)，2007，29（5）：125–128.

[9] 王天智, 田曉東．不同遞減條件下儲采比變化分析[J]．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2004，23（1）：31–32.

[10] 金佩強(qiáng)，張克友．美國的儲采比[J]．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1991，10（1）：71–74.

編輯：王金旗

1673–8217（2017）05–0066–05

TE341

A

2017–02–04

繆飛飛，高級工程師，碩士，1983年生， 2009年畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)與油藏研究工作。

國家科技重大專項課題“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整油藏工程技術(shù)示范(2011ZX05057-001)”部分研究成果。