渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析.pdf

2023年10 月第3 9 卷第10 期石油工业技术监督Technology Supervision in Petroleum IndustryOct.2023Vol.39 No.10渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析高智梁1,周日1,欧阳雨薇,张艳英1,李权1,赵云斌,王凤刚1.中海石油（中国)有限公司秦皇岛3 2-6 作业公司（天津3 0 0 4 5 0）2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津3 0 0 4 5 0）摘要渤海Q油田目前处于特高含水期，提液生产是油田增产挖潜的主要措施手段。通过对油田产量自然递减率定义及理论公式变形推导，明确油田递减率主要影响因素。基于油田生产实际，进行不同水驱类型油藏在扩容后提液、未提液及不同提液幅度下的油井含水上升幅度统计分析，确定渤海Q油田不同水驱类型及提液幅度下含水上升及产量递减影响因素，以此为指导开展扩容后提液井优选，取得良好增产效果。通过对比近年油田实际生产和自然递减率变化情况，预测了油田后期自然递减率变化，提高了油田配产的科学性与合理性。关键词特高含水期；自然递减率；提液效果D0I:10.20029/j.issn.1004-1346.2023.10.003Analyses of Factors Affecting Natural Decline Rate and Liquid Extraction Effectduring Ultra-high Water Cut Period in Q Oilfield of Bohai SeaGAO Zhiliang,ZHOU Ri,OUYANG Yuwei,ZHANG Yanying,LI Quan,ZHAO Yunbin,WANG Fenggang”1.Qinhuangdao 32-6 Operating Company,Cnooc(China)Co.,Ltd(Tianjin 300450,China)2.Branch Company of Engineering Technology,Cnooc Energy Development Co.Ltd(Tianjin 300450,China)Abstract Bohai Q Oilfield is in an extremely high water cut period,and liquid extraction production is the main measure to increaseproduction and tap potential in oil fields.Through the definition of natural decline rate of oil field production and the deformation der-ivation of theoretical formula,the main factors affecting the decline rate of oil field are clarified.At the same time,based on the actualproduction of the oilfield,the statistical analysis of the water cut rise amplitude of different water drive reservoirs under the conditionof liquid extraction,unextraction and different extraction amplitude after expansion is carried out to determine the influencing factorsof water cut rise and production decline under different water drive types and extraction amplitude in Bohai Q oilfield.According tothis,the selective preference of liquid extraction well after expansion is conducted,with a good production stimulation effect.By com-paring the changes of actual production and natural decline rate in recent years,the change of natural decline rate in the later periodof oilfield is predicted so as to improve the scientificalness and rationality of oil field production allocation.Key words ultra-high water cut period;natural decline rate;liquid extraction effect高智梁，周日，欧阳雨薇，等.渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析 J.石油工业技术监督,2 0 2 3,3 9(10):12-16.GAO Zhiliang,ZHOU Ri,OUYANG Yuwei,et al.Analyses of factors affecting natural decline rate and liquid extraction effect duringultra-high water cut period in Q oilfield of Bohai Sea JJ.Technology Supervision in Petroleum Industry,2023,39(10):12-16.渤海Q油田属于河流相疏松砂岩稠油油藏，储层具有高孔、高渗特征。Q油田自2 0 0 1年投产，在2014年综合调整进入水平井分层系开发阶段，投产至今已开发2 2 年，目前综合含水9 6%9 7%，处于特收稿日期：2 0 2 3-0 3-2 3；修回日期：2 0 2 3-0 6-2 1作者简介：高智梁(19 8 4 一)，男，高级工程师，现从事海洋油田油藏动态管理工作。E-mail:高含水期,平均单井日产液7 4 8 m,平均单井日注水1138m,注采强度较大。基于稠油油藏开发规律，大部分可采储量在高含水期、特高含水期采出，因此油田在2 0 19 年、2 0 2 1年先后实施了J中心处理平高智梁等：渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析台扩容、油田整体扩容，为油田提液释放产能创造Q.=1-D条件。根据前期生产实践，油井提液后会出现含水Q.将式(10)代入式(9)等,变形可得：率上升、递减加大等不利因素，但在不同油藏类型、D一1不同提液幅度下含水变化和递减率变化有所不XQLXFN+Q.F同。为进一步提高提液选井合理性、保障高效提式中：D为阶段递减率；Qa1为本阶段产油量，10 m；液，有必要结合油田近年生产实际进行油田提液影Q.为上阶段产油量，10 m；Q 为阶段产液量，10 m；响因素分析。fu1-fm分别为本阶段、上阶段含水率,%;N为原油储1油田自然递减率影响因素理论分析量，10 m；F 为含水上升率，%。式(11)中,等号右侧第一项分母中，由于地油田开发过程中，产油量递减率变化规律认识质储量远远大于阶段产液量与含水上升率之积，是油田开发生产管理重要内容，有助于合理规划部因此等号右侧第一项的主要控制因素为地质储署后期产量及工作量。由水驱油田开发生产规律量大小。考虑油田地质储量值在一定阶段内较可知,产油量递减率(D)与油田含水上升率(F)及为稳定,因此阶段递减率(D)可以视为与该阶段产液量(Q)密切相关I-3：的含水上升率（F）及阶段产液量（Q)呈正相关由递减率定义可知,阶段递减率(D)与本阶段的关系，即油田产液量增加则递减率加大，油田产油量（Qt+1）、上阶段产油量（Qt)之间的关系为：含水上升率加大则递减率加大。反之，油田产液D=(Qa-Qa1)/Qat(1)由产液量(Q)与产油量(Q)、含水率(f)关系可知：Q=QL-QLxf.(2)即在阶段产液量（Q)恒定的生产条件下，本阶段产油量（Qt1)与含水率(ft1)及上阶段产油量（Q.l)与含水率(fm)之间的关系分别为：Qat=Qi-Qlfu+1Qu=Qt-Q.fut将式(3)式(4)代人式(1),得：D=(QL-QL fm)-(QL-QL fu1)/Qot对式(5)进行化简得：D=QL(fu-fa)/Qa将油田原油储量(N)引人式(6)分母：D=QL(fI-fm)/(N Q/N)引人本阶段产油量(Qa1),将式(7)变形：D-NQ.Qo/N由F=,式(8)可整理为:Qo+/ND-NQ.由式(1)变形可得：油田总提液井油田日增液量/(10*m)提液井数/口5.753:13:(10)(11)量减少则递减率下降，油田含水上升率减小则递减率下降。理想状态下,某油田在某一时间点上，其含水上升率只与油田采出程度有关，为客观值。因此，该油田提液前后的递减率变化主要与提液幅度大小有关，提液幅度大，产液量增加幅度大，(3)递减率加大幅度亦大。为验证上述理论分析认(4)识在渤海Q油田是否适用，以油田2 0 19 年扩容提液后生产实际为基础，对特高含水期阶段内产量(5)自然递减率、提液与含水变化关系进行分析。2油田近年提液概况(6)渤海Q油田自2 0 19 年12 月J中心处理平台扩容开始至2 0 2 2 年7 月，油田日产液由11.3 10 m(7)增加至17.0 10 m，期间全油田共实施换泵提液53井次，提液井数量占总井数2 2%，提液井日产液(8)增加3.6 6 10 4 m，占油田总增液量的6 4%，提液增油是油田主要增产措施。提液井中以天然水驱为主的区块提液量2.5 5 10*m/d，占提液井增液量70%，注水区块提液量1.1110 m/d，占提液井增(9)X表1渤海Q油田近年提液概况天然水驱区块提液井日增液量/日增液量/占比/%(10m)3.66液量3 0%，可见Q油田提液以天然水驱油藏提液为主(表1)。占比/%(10m)642.55注水区块提液井日增液量/占比/%(10*m)701.1130:143油田含水变化因素分析渤海Q油田属于河流相疏松砂岩稠油油藏，受储层非均质性、注采井间高渗通道发育、边底水突破等影响，油田含水上升较快，特别是含水率9 5%以后仍在持续上升，导致油田产油递减一直较大，因此有必要基于油田生产实际，结合不同油藏类型、不同提液幅度等因素进行油田含水上升因素分析，明确油田含水变化的主要影响因素，以指导后期提液井选取，保障高效提液 5-8 。月产液/m2020年1月970.8052022年7 月2 105 613变化值1 134 8083.2不同水驱类型提液影响含水变化对Q油田内天然水驱区块提液井和未提液井月产情况进行统计（表3），可以看出Q油田天然水驱提液井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2 年7 月产液量增加124.6%，含水率由9 5.9%上升至9 7.4%，上升1.5%。同期，油田天然水驱未提液井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2年7 月产液量小幅降低4.4%左右，含水率由9 5.3%上升至9 7.3%，上升了2.0%。可以看出天然水驱区月产液/m2020年1月6345582022年7 月1 425 051变化值790 493对Q油田内注水区块提液井和未提液井月产量情况进行统计（表4），可以看出油田注水区块提液井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2 年7 月产液量增加约102.4%，含水率由9 3.0%上升至9 6.5%，上升了3.5%。同期，油田注水区块未提液井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2 年7 月产液量小幅降低5.1%左右，含水率由93.6%上升至9 6.8%，上升3.2%。可以看出注水区块提液井产液量增加幅度较大的情况下，同期内含月产液/m32020年1月3362472022年7 月680 562变化值344315石油工业技术监督3.1提液影响含水变化对Q油田提液井和未提液井生产数据进行统计（表2），可以看出提液井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2 年7月提液幅度在117%左右，含水率由9 4.9%上升至97.1%，上升了2.2%。同期，油田未提液井自2 0 2 0年1月至2 0 2 2 年7 月产液量小幅降低4.7%左右，含水率由9 4.5%上升至9 7.1%，上升了2.5%。可以看出整体上油田内提液井与未提液井在同一生产阶段内含水上升幅度基本一致。表2 Q油田提液井、未提液井月产量变化对比提液井月产油/m49 62561 82212 197表3 Q油田天然水驱提液井、未提液井月产量变化对比天然水驱区块提液井月产油/m含水率/%26 22295.8737 79297.3511 5701.48水上升幅度也大于未提液井。分析原因：虽然注水区块提液井选取也以含水率较低的井为主，但受油水井间大孔道发育、注水受效不均、提液后相邻注水井增注等影响，注水井的低效注水、无效注水问题更加突出，水驱效果变差，导致油井含水上升加快，同期含水率上升也较大 6-7。也可以得出类似于天然水驱区块特征，注水区块即使油井不提液，含水上升幅度也较大。表4 Q油田注水区块提液井、未提液井月产量变化对比注水区块提液井月产油/m含水率/%23 40393.0424 02996.476273.43未提液井含水率/%月产液/m94.891 897 96097.061 808 4252.17-89535块提液井产液量增加幅度较大的情况下，同期内含水上升幅度反而低于未提液井，分析原因，与阶段初提液井的含水率较未提液井的含水率偏高有关：在高含水阶段，含水上升率会随含水升高而降低，阶段初提液井含水率较高，其对应的含水上升率较低，因此其阶段内整体含水率上升幅度较小。可以得出对于天然水驱区块即使油井不提液，含水上升幅度也较大。天然水驱区块未提液井月产液/m月产油/m1 079.37651 1921 031 86928 166-47 507-23 026注水区块未提液井月产液/m月产油/m381858452.461776 55725 020-42.027-27 441月产油/m103 65353 186-50 467含水率/%94.5497.062.52含水率/%95.2697.272.01含水率/%93.5996.783.19高智梁等：渤海Q油田特高含水期自然递减率与提液效果影响因素分析3.3不同提液幅度影响含水变化对Q油田内天然水驱不同提液幅度井月产量情况进行统计（表5），可以看出Q油田天然水驱提液幅度1倍的油井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2 年7 月产液量增加约2 13.7%，含水率由9 5.6%上升至9 7.4%，上升了1.8%。同期,油田天然水驱提液 1倍的油井自天然水驱提液幅度1倍井月产液/m月产油/m2020年1月2709382022年7 月849 831变化值578893变化率213.66%对Q油田内注水区块不同提液幅度井月产量情况进行统计(表6),可以看出Q油田注水区块提液幅度1倍的油井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2 年7 月产液量增加幅度在14 3.0%左右，含水率由9 3.7%上升至9 6.6%，上升了2.9%。同期，油田注水区块提液1倍的油井自2 0 2 0 年1月至2 0 2 2 年7 月提液幅度注水区块提液幅度1倍井月产液/m3月产油/m2020年1月2000622022年7 月486 050变化值285988对比同期内天然水驱提液幅度1倍的及提液幅度 1倍的油井含水上升幅度，注水区块无论是提液幅度1倍的油井或提液幅度 1倍的油井的含水上升幅度均较大,分析原因与天然水驱初期含水率较高有关，也与注水区块内大孔道发育、注水受效不均、提液后相邻注水井增注等因素有关 6-7 。综上所述，Q油田自2 0 19 年底扩容提液以来，提液井、未提液井含水上升幅度均较大，且相比天然水驱区块，虽然注水区块期初含水率较低，但受含水率低时含水上升率较高、提液配合增注后油水井间大孔道发育、注水受效不均等因素影响，经提液生产后注水区块含水上升幅度明显高于天然水驱区块。天然水驱提液幅度大则同期内含水上升幅度亦大，注水区块含水上升幅度受油水井间大孔2020年年均日产液/(10 m）11.3综合含水率/%94.0自然递减率/%12.8:15:2020年1月至2 0 2 2 年7 月提液幅度在5 8.2%左右，含水率由9 6.1%上升至9 7.3%，上升1.2%。可以看出天然水驱提液幅度1倍的油井同期内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，同期内产油量更大、采油速度更高，从而导致其含水上升幅度更大。表5 Q油田天然水驱不同提液幅度月产量变化对比天然水驱提液幅度 1倍井含水率/%月产液/m1190095.6122.46197.36105611.7588.75%一在4 2.8 3%左右，含水率由9 2.1%上升至9 6.2%，上升了4.1%。可以看出注水区块提液幅度1倍的油井同期内含水上升幅度小于提液幅度 1倍的油井,分析原因与提液幅度 1倍油井在期初含水率较低有关，此时含水上升率较大，导致同期含水上升幅度也较大。表6 Q油田注水区块不同提液幅度月产量变化对比注水区块提液幅度 1倍井含水率/%月产液/m12.64593.6816 63496.583.9892.90道发育、注水不均等影响更大18-11,提液幅度对含水上升幅度影响次之。4实际自然递减率与产液及含水变化关系从Q油田实际生产统计数据（表7)中可以看出，随着2 0 2 0 年提液以来，油田自然递减率相应增加，与上述理论认识基本一致。但受油田注采井间大孔道发育、注水受效不均、边底水突破等影响，油田实际自然递减率变化并不与上述理论公式中的产液量变化完全一致。考虑扩容后产液量较2 0 19年大幅增加及注采井间大孔道愈加发育、边底水突破及增注后受效不均、无效注水更加严重等不利因素影响 6-,预测2 0 2 3 年和2 0 2 4 年自然递减率仍会比较高。表7 Q油田近年产液量、含水率及自然递减率统计表2019年2022年12.6615.9294.695.913.017.6月产油/m363 62014 323575.22015 332211 600100958.19%7.04%月产油/m3136 18510 757194.512739558327-3 3622021年2023年预测2024年预测18.018.596.897.116.01516含水率/%96.0697.331.27一含水率/%92.1096.204.1018.597.51415:16石油工业技术监督参考文献：5结论1张金庆.水驱油田产量预测模型 M.北京：石油工业出版1)通过公式推导，确认油田某一开发阶段递减社,2 0 13.率与含水上升率及产液量为正相关关系，即油田产2张金庆,孙福街,安桂荣.水驱油田含水上升规律和递减规律研究 J.油气地质与采收率,2 0 11,18(6):8 2-8 5,116.液量增加则递减率加大，油田含水上升率加大则递3张宗达,邓维佳,胡海燕.油田现行的产量递减率计算方减率加大，反之亦然。法及分析 J.西南石油学院学报,19 9 8,2 0(2):6 1-6 5.2)油田递减率除受产液量影响外，还受注采井4缪飞飞,刘小鸿,张宏友,等.水驱油田含水上升规律综合间大孔道发育、受效不均、边底水突破等影响较大，研究与实践 J.重庆科技学院学报(自然科学版),2 0 14,16因此实际生产中，油田递减率与产液量大小之间不(2):7173,153.是严格的正相关关系。5张锋利,高智梁,李权,等.渤海Q油田提液井生产规律分3)油田提液井、未提液井含水上升幅度均较析 .石油地质与工程,2 0 2 1,3 5(6):114-117,12 1.大，说明油田大规模提液时，油井之间存在相互影6】姜汉桥.特高含水期油田的优势渗流通道预警及差异化调整策略 J.中国石油大学学报(自然科学版),2 0 13,3 7响，一口井提液对相邻井的含水上升率和递减率都(5):114-119.会产生影响。7刘学利,郑小杰,马新平,等.强底水砂岩油藏水平井含水4)油田天然水驱提液幅度大则同期内含水上上升模式及不同开发阶段下产水规律影响因素：以塔河升幅度大，而注水区块含水上升幅度受注采井间大油田九区为例 J.科学技术与工程,2 0 2 3,2 3(4):14 9 4-15 17.孔道发育、受效不均等问题影响更大，因此应优先8吴忠维,崔传智,王振,等.特高含水期产量递减规律及递减率选择天然水驱井进行提液。的计算公式 J.中国科技论文,2 0 18,13(15):17 7 8-17 8 2.5)Q油田2 0 2 0 年开始提液后自然递减率相应9王红.油藏含水上升规律分析及问题探讨 .清洗世界,2020,36(10):104-105.增加，同时实际自然递减率也受注采井间大孔道发10】尚秉华.吴起油田BH区油藏递减及含水规律研究 中育、受效不均、边底水突破等影响较大，考虑油田产国石油和化工标准与质量，2 0 2 2,4 2(18):12 5-12 7.液量大幅增加及边底水突破、注水受效不均等不利11孙更涛,王亚会,张晓林,等.南海东部底水油藏水平井开因素愈加严重，预测2 0 2 3 年和2 0 2 4 年自然递减率发水淹规律研究 J.石化技术,2 0 2 2,2 9(2):18 3-18 5.仍较高。本文编辑：王梅