楊 磊，劉博偉，許亞南，于登飛，周焱斌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

國內(nèi)外專家關(guān)于油田遞減規(guī)律研究的成果豐富[1-15]，但大多數(shù)結(jié)論沒有具體到特定的油藏類型。Q油田西區(qū)底水油藏水平井的初期年遞減率從21%到39%不等，為了明確底水油藏水平井的遞減規(guī)律，本文對(duì)底水油藏水平井自然遞減率的影響因素及遞減規(guī)律展開研究，對(duì)影響水平井遞減規(guī)律的各種因素進(jìn)行分析，確定了主要影響因素，明確了遞減率與影響因素之間的理論圖版。

1 油田概況

Q 油田位于渤中石臼坨凸起西部，發(fā)育于前第三系古潛山，是被斷層復(fù)雜化的大型低幅度披覆構(gòu)造，儲(chǔ)層為正韻律和復(fù)合韻律河道沉積砂體。主要含油目的層為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組上段，油層埋藏淺、成巖作用弱、儲(chǔ)層物性好，為高孔、高滲儲(chǔ)層；孔隙度25%～45%，滲透率（100～18 443）×10-3μm2。研究區(qū)分為北區(qū)、南區(qū)和西區(qū)，西區(qū)主要為底水油藏，水體倍數(shù)20～50倍，具備一定的底水能量。

2 影響水平井自然遞減率的因素

產(chǎn)量遞減率就是單位時(shí)間的產(chǎn)量變化量，或單位時(shí)間內(nèi)產(chǎn)量遞減百分?jǐn)?shù)，其方程為

式中，D為自然遞減率，%；dQ&為階段初到階段末產(chǎn)油量，104m3；dt為階段末到階段初時(shí)間間隔，a。

研究表明，在開井?dāng)?shù)保持相對(duì)穩(wěn)定的前提下，單井自然遞減率主要受到兩個(gè)方面的影響，一是產(chǎn)液量下降，二是含水率上升[16-17]。影響單井產(chǎn)液量的因素有生產(chǎn)時(shí)率、井網(wǎng)完善程度、地層壓力狀況，而含水率上升與地層非均質(zhì)性、驅(qū)替方式、油藏類型、油水黏度比及相滲曲線形式有關(guān)。具體到單水平井開采，從水平井產(chǎn)能公式[18]和遞減率定義可知，影響產(chǎn)量遞減（Q&）的主要因素有：油柱高度、水平段長度、原油黏度、水體倍數(shù)、采液速度及生產(chǎn)壓差。

式中，kC為水平滲透率，10-3μm2；?為油層有效厚度，m；ΔE為生產(chǎn)壓差，MPa；F&為地層原油黏度，mPa·s；B&為原油體積系數(shù)；H為水平井段長度，m；IJ為水平井井筒半徑，m；K為橢圓形長軸半長，m。

3 油藏開采機(jī)理模型的建立

根據(jù)西區(qū)底水油藏特點(diǎn)，抽象出滿足研究需要的數(shù)值機(jī)理模型，油層物性參數(shù)參考油田實(shí)際參數(shù)，建立底水油藏水平井開采機(jī)理模型，模型網(wǎng)格80×80×18，平面上網(wǎng)格步長10 m，縱向上網(wǎng)格步長1 m，滲透率（2 000～3 500）×10-3μm2，油層均質(zhì)，孔隙度34%。各影響因素設(shè)計(jì)方案如表1。

表1 數(shù)值模型影響因素方案

（1）水體倍數(shù)：為了明確水體能量大小對(duì)遞減率是否有影響，模型取不同水體倍數(shù)，其他影響因素保持一致：油柱高度為12 m，水平井長度均為300 m，相對(duì)滲透曲線選取kr2（260 mPa·s），產(chǎn)液速度為200 m3/d，生產(chǎn)壓差為5.0 MPa。

（2）原油黏度：不同黏度相滲曲線中油相的相對(duì)滲透率隨含水率的變化不同，含水上升速度也不同；數(shù)值模型取原油黏度為74 mPa·s和260 mPa·s的取樣相滲曲線（圖 1），其他影響因素保持一致：油柱高度均為12 m，水平段長度為300 m，產(chǎn)液量為200 m3/d，生產(chǎn)壓差為5.0 MPa，水體倍數(shù)為60倍。

圖1 相滲曲線

（3）油柱高度：油柱高度不同，同一生產(chǎn)制度下水脊通過路程不同，導(dǎo)致含水上升速度不同；根據(jù)實(shí)際水平井油柱高度，模型中設(shè)置了5種油柱高度，其他影響因素保持一致：水平井長度均為300 m，相對(duì)滲透曲線選取kr2（260 mPa·s），產(chǎn)液速度為200 m3/d，水體倍數(shù)均為60倍，生產(chǎn)壓差為5.0 MPa。

（4）水平段長度：水平井水平段越長，產(chǎn)能越大，為研究水平井長度對(duì)遞減率的大小的影響，其他參數(shù)依舊保持不變：水平井油柱高度均為 12 m，產(chǎn)液量為200 m3/d，生產(chǎn)壓差為5.0 MPa，水體倍數(shù)為60倍，相對(duì)滲透曲線選取kr2（260 mPa·s）。

（5）動(dòng)態(tài)影響因素：不同產(chǎn)液速度和生產(chǎn)壓差對(duì)遞減率的影響也不同，研究兩種不同工作制度對(duì)遞減率的影響。

4 自然遞減率影響因素敏感性分析

4.1 靜態(tài)地質(zhì)因素

4.1.1 水體倍數(shù)對(duì)遞減率影響

相同水體倍數(shù)下，遞減率隨著含水率先增大再減小，遞減率峰值出現(xiàn)在含水40%，含水40%后遞減率有微小差異。不同的水體倍數(shù)下，相同采出程度下，遞減率也一樣。水體倍數(shù)不同，油井的含水上升規(guī)律一致。認(rèn)為水體倍數(shù)大小對(duì)遞減率影響不大（圖2）。

4.1.2 原油黏度對(duì)遞減率的影響

原油黏度越大，含水上升越快。同一原油黏度，隨著含水率上升，遞減率均表現(xiàn)為先增大后減小的趨勢。由圖3可以看出，不同黏度遞減率在中低含水階段差異大，隨著含水升高，差值減小，含水率超過90%后，遞減率接近一致?？偟膩碚f，原油黏度越大，波及越差，含水上升速度越快，相同含水率下自然遞減率也大。

圖2 水體倍數(shù)對(duì)遞減率的影響

4.1.3 油柱高度對(duì)遞減率影響

①水平段長度不變，油柱高度越高，水脊通過路程越長，含水上升率越慢；②相同油柱高度下，隨著含水率上升，遞減率先增大后減??；③含水率相同，油柱高度越低，遞減率峰值越高，隨著油柱高度逐漸增加，遞減率峰值減??；④ 油柱高度為14 m和16 m時(shí)，含水率為80%左右，年遞減率降低至20%，8 m油柱高度水平井含水接近90%時(shí)年遞減才可能降到20%；含水率為94%時(shí)，年遞減率才降至10%；⑤對(duì)于16 m油柱高度來說，當(dāng)水平井控制儲(chǔ)量采出程度達(dá)到10%后年遞減率能維持在10%以內(nèi)（圖4）。

圖3 原油參數(shù)對(duì)遞減率的影響

圖4 油柱高度對(duì)遞減率的影響

4.1.4 水平段長度對(duì)遞減率影響

水平段越短，則含水上升越快。水平段長度增加，相同含水率下遞減率減小，含水80%后，遞減率基本重合。相比油柱高度對(duì)遞減率的影響，水平段長度對(duì)遞減率的影響較?。▓D5）。

4.2 動(dòng)態(tài)影響因素

靜態(tài)條件相同的情況下，在開采過程中，水平井的生產(chǎn)條件也會(huì)對(duì)自然遞減率產(chǎn)生不同程度的影響，從而增加或者減緩遞減率。本文主要從定液量生產(chǎn)和定壓差生產(chǎn)這兩種不同的工作制度來進(jìn)行分析。

4.2.1 定液量生產(chǎn)

液量不變，遞減率隨含水率先增加后降低。采液速度越高，則遞減率越大；采液速度越低，則自然遞減率越慢。不論在開發(fā)的任何一個(gè)階段，高采液速度下的遞減率都明顯高于低采液速度下的遞減率。在高含水期后，對(duì)于同一條采液速度曲線，遞減率逐漸減小。中低含水時(shí)期，同一含水率下不同采液速度之間差異較明顯，到高含水后期，差異減小。這種影響在含水到90%后會(huì)削弱（圖6）。

圖5 水平段長度對(duì)遞減率的影響

圖6 采液速度對(duì)遞減率的影響

4.2.2 定壓差生產(chǎn)

同樣的生產(chǎn)壓差下，遞減率隨含水率增加而降低；隨著壓差增加，相同含水條件下，遞減率也隨之增大；壓差越大，相同采出程度下， 遞減率也越大，遞減到達(dá)峰值后，隨著采出程度增大，遞減迅速降低（圖7）。

圖7 生產(chǎn)壓差對(duì)遞減率的影響

5 實(shí)例驗(yàn)證

以研究區(qū)NmII1砂體上的水平井為例，根據(jù)理論圖版可知，NmII1現(xiàn)階段自然遞減為 25%～30%，實(shí)際28.8%，與之相符。其中I12H井含水率94%，600 m3液量下遞減率29.7%；I20H井含水率95%，800 m3液量下遞減率31.7%，與理論圖版符合。

6 結(jié)論

（1）影響Q油田底水油藏水平井自然遞減率的主要因素有油柱高度、原油黏度和產(chǎn)液量。水平段長度也有一定影響，但不是最主要影響因素，而水體倍數(shù)對(duì)遞減率沒有影響。

（2）Q油田底水油藏水平井開發(fā)，含水率到80%后，遞減率才能降至20%，當(dāng)水平井控制儲(chǔ)量采出程度達(dá)到10%后，遞減率能維持在10%～20%。因此，開采初期建議控水生產(chǎn)、降低遞減，后期含水80%以后考慮提液生產(chǎn)。