降低杏河西自然递减率方法研究与探讨

高 冬，胡 荣，王 元

（中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716002）

降低杏河西自然递减率方法研究与探讨

高 冬，胡 荣，王 元

（中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716002）

杏河区是安塞油田主力生产区块，杏河西位于杏河油藏西部，储层非均质性强，自然递减率逐年增大已成为影响该区块稳产的重要因素，如何控制以及降低自然递减率已经成为该区块面临的主要问题。影响自然递减率的因素主要有储层非均质性、含水上升率、采油井措施及油井产液量。分析研究表明，改善储层非均质性、控制含水上升率以及油井措施规模、提高单井产液量可以有效降低区块自然递减率。

安塞油田；自然递减率；储层非均质性；含水上升率；油井措施

杏河西投产初期采用较大规模压裂方式投产、投注，同时采用超前注水开发方式，该区块天然裂缝发育，2012年区块开始试验体积压裂措施，2013-2014年大面积实施压裂等大规模进攻性措施，导致人工裂缝增加，形成天然裂缝加人工裂缝的网状结构裂缝有机体。区块平面及剖面非均质性增强，区块含水上升率增大（见图1），自然递减率达到12.0%以上（见图2），稳产形式严峻。

图1 杏河西2013-2015年含水上升率变化图

图2 杏河西2013-2015年自然递减率变化图

1 自然递减率影响因素

1.1 自然递减率计算方法

油田自然递减率是指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率，即某阶段自然状态下产油量变化率。常用的自然递减率为年度自然递减率，同时，油田年度自然产油量等于年度老井总产油量减去措施增油[1]。因此，年度自然递减率计算公式为：

式中：D-年度自然递减率；A-上年度老井产油量；B-本年度老井产油量；C-本年度老井措施增油量。

1.2 自然递减率影响因素

1.2.1 储层非均质性 杏河西油藏平面及剖面矛盾突出，平面上表现为多方向性见水，剖面上呈现为层内底部吸水突出、指状吸水和尖峰状吸水（见图3）。2013-2015年测试显示吸水不均比例达到50.0%以上（见表1）。它们对油田自然递减率的影响程度均随着含水上升率上升及水淹区的扩大不断加剧[2]。

图3 杏河西注水井吸水剖面测试图

表1 杏河西2013-2015年吸水不均比例统计表

1.2.2 采油速度及含水上升率 设在注采平衡条件下，年产液量保持稳定，措施增油为0，视产液量为1，则产油量为1-f，代入式（1）得：

式中：D-年度自然递减率；Δf-含水率变化值；f-上年含水率；f'-含水上升率；v0-当年采油速度。

由式（4）中可以看出，自然递减率与采油速度和含水上升率的乘积成正比，通常情况下，区块自然递减率随含水上升率增大而变大，因此采油速度和含水上升率是影响自然递减率的两个重要因素。

1.2.3 老井措施增油量 式（1）表明当年老井措施增油量越大，自然递减率就越大。通过对杏河西近几年措施分析，前一年措施井数及增油量对下一年自然递减率有较大影响，前一年措施递减逐渐变大，到第二年产油量大幅下降，影响自然递减率（见图4）。

图4 杏河西前一年措施递减与自然递减图

1.2.4 老井产液量 在含水率变化不大的情况下，产液量降低，则产油量减少，自然递减率加大。杏河西水驱呈多方向性，其中在排状注水线两侧老井见效较差，液量递减较快，从而影响自然递减率，如何提升老井液量已成为控制自然递减率的有效途径。

2 降低自然递减率方法

2.1 改善水驱状况，提高水驱波及体积

注入水沿单项突进或层内射孔段吸水不均，均影响水驱波及体积，从而导致水驱油效率降低，单井产能降低。2016年杏河西通过注水井调剖改善层内吸水不均问题，对比10口井资料，调剖后6口井吸水剖面得到改善（见图5），调剖井组自然递减率为6.5%，低于区块自然递减率9.5%。

图5 注水井调剖前后吸水剖面对比图

2.2 控制油井含水，降低区块含水上升率

2015年开始，针对含水上升井组，注水井配注下调21口井，下调136 m3，井组综合含水由51.0%下降到46.1%，阶段递减率由10.2%下降到6.3%。针对高含水井组，实施注水井调剖12口井，井组综合含水降低，阶段递减由10.5%下降到5.4%。2016年区块含水上升速度减缓，含水上升率降低至2.3%。

2.3 控制油井措施规模

大规模的压裂措施为当年区块产量做出重大贡献，但是措施后油井含水大幅上升，第二年措施递减加大。统计近几年压裂井，压裂后单井含水平均上升20.0%，单井产油量递减平均为13.5%。2015年开始，杏河西控制措施改造规模，一方面减少措施井数，另一方面以小型酸化解堵措施为主，大规模压裂措施为辅，有效降低了区块含水上升率以及自然递减率。

2.4 提升老井液量，减缓区块自然递减

针对杏河西排状注水区域侧向老井见效差问题，上调配注5口井，平均单井配注上调2.4 m3，同时转注主向水淹井，促进侧向老井见效。通过以上措施，有效减缓了老井液量递减，区块自然递减率得到控制。

3 效果评价

2015年开始注水井调剖12口、配注调整21口，减少大规模压裂措施，区块含水上升速度减缓，含水上升率降低至目前1.9%，排状注水线上调配注后，侧向老井液量区域稳定。区块自然递减率逐年降低，2016年自然递减率为9.5%，2017年折算年度自然递减率为7.1%，区块开发形式好转。

4 结论

杏河西油藏平面及剖面水驱不均，含水上升率、措施改造规模以及老井液量下降，是影响区块自然递减率增大的主要原因。一方面，注水井调剖、配注调整、减少大规模压裂措施实施井数，可以有效降低含水上升率；另一方面，排状注水线上调配注及转注水淹井可以减缓侧向老井液量递减，从而降低区块自然递减率。

［1］刘汉成.老油田控制自然递减率的方法分析［J］.石油钻采工艺，2013，35（1）：73-74.

［2］马贤坚，侯平舒，贾富泽，等.桥口油田自然递减因素分析及控制对策［J］.油气地质与采收率，2002，9（5）：47-48.

West of Xinghe natural decline rate reducing method research and discussion

GAO Dong，HU Rong，WANG Yuan
（Oil Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan'an Shanxi 716002，China）

Xinghe area of Ansai oilfield is the main production block.West of Xinghe reservoir,heterogeneity,and natural decline rate increases have become an important factor of stability in the block,how to control and reduce the rate of natural decline has become the main problems faced by the block.Main factors affecting natural decline rate heterogeneity of reservoir,water content,rate of rise,oil well and oil production.Study shows that improving reservoir heterogeneity and controlled water rate and well interventions,improving single well production volume decreased block natural decline rate.

Ansai oilfield；natural decline rate；heterogeneity of reservoirs；water rate；oil measure

TE347

A

1673-5285（2017）10-0020-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.005

2017－09-22

高冬，男（1991-），助理工程师，2013年毕业于西北大学资源勘察与工程专业，现从事石油开发工作。