海上底水油藏自然递减规律分析

龙 明，苏彦春，刘英宪，章 威，陈晓琪

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

海上底水油藏的开发速度决定了油田钻井工作量、平台产出液处理能力及投资规模。为了兼顾开发效果与生产成本，科学有效地制订底水油藏开发规模是海上油田快速出油，高效开发的关键，但油井不合理的生产制度又会引起底水锥进，导致油井快速见水，影响油田实际开发效果[1-3]。如何确定海上底水油藏的最佳采液速度，至今缺乏理论支持及可供操作的方法[4-7]。目前，针对底水油藏开发规模的研究主要围绕油田的采油速度，采用油藏工程、数模模拟、与相似油田对比的方法进行相关研究[8-17]。基于随机抽取模型，通过数理统计方法研究海上底水油藏在不同采液速度下自然递减率、储采比、采收率、含水率等开发参数的变化规律，并考虑海上油田平台使用寿命，确定了海上底水油藏高效开发的采液速度下限，为油田制订合理产能目标指明方向。

1 研究区概况

渤海Q油田位于渤海湾盆地石臼坨凸起中部，为前第三系古隆起背景上发育的大型低幅度披覆背斜构造。含油层系主要发育在新近系上新统明化镇组下段与馆陶组上段。其中，馆陶组下段为辫状河沉积的底水油藏，地层原油黏度为22 mPa·s。该层岩性以中—细砂岩及粉砂岩为主，结构成熟度与成分成熟度低。

渤海Q油田馆陶油组于2001年11月投入开发，投产仅1 a，综合含水率达到80%。2014年8月，对该油组进行了综合调整，共新增20口水平井。调整后，该油组日产液由3 700 m3/d增至12 000 m3/d，日产油由200 m3/d增至1 840 m3/d。截至2017年4月，该油组日产液为17 000 m3/d，日产油为900 m3/d，综合含水率为94%，该油组的自然递减率却维持在45%，与之前油藏工程方法研究的自然递减率存在明显差异，为油田制订合理的产能目标及认识油田生产规律增加难度。

2 生产概率模型

为了更加科学准确地认识海上底水油藏的生产规律，通过建立底水油藏生产概率模型，从数理统计的角度表征油藏开发中各类参数的变化规律。

2.1 研究思路

底水油藏在开发初期含水率较低，产出液大部分为原油。随着含水率的增加，地层剩余油不断减少，开发后期产出液为原油的概率也大幅度降低。因此，将底水油藏的开发过程表征为地层原油在不同含水阶段能够开采的概率分布规律。

假设容器内装满一定数量的红色小球(油)与蓝色小球(水)，每次从容器中随机取出固定数量的小球(表征油田定液量生产)，是否需要向容器内补充小球则取决于油田的开发方式。对于放入小球的颜色，需要根据容器内红球占总小球数的比例，结合相对渗透率曲线综合确定。不同原油黏度及油藏类型具有不同的相对渗透率曲线，因此，该方法可以近似表征不同流体性质及类型的油藏，在不同开发方式下的生产规律。

2.2 底水油藏生产概率模型

针对海上底水油藏，假设容器内装有1 000个红色小球，每次以相同的速率从容器中抽取一定数量的小球，再根据物质平衡原理，放入相同数量的蓝色小球，统计每次取出红色小球与蓝色小球的个数及红色小球个数的变化规律。最终，通过VBA编程建立了底水油藏生产概率模型，模型参数与油藏实际参数的对应关系如表1所示。

表1 模型参数与油藏实际参数对应关系

通过设定取出速率，将底水油藏生产概率模型运行100次，得到100组红色小球取出个数的变化规律，统计其累积概率分布情况，确定概率分布的主值区间，将累积概率频率最高的变化规律确定为该取出速率下红色小球个数变化的主要规律。以此研究不同拿出速率对各类模拟参数的影响，从而最终确定红色小球高效取出的速率下限，即海上底水油藏高效开发的采液速度下限。

3 模拟参数规律分析

以容器内1 000个红色小球为储量基础，通过底水油藏生产概率模型，分别研究了不同采液速度对储量规模、储采比、自然递减率、生产时间及采收率的影响，并结合海上油田特点，从数理统计角度详细阐述了海上底水油藏高效开发的采液速度下限。

3.1 自然递减率及含水率

将生产概率模型运行的100组数据，通过趋势线回归，得到不同取出速率下每次取出红色小球个数的变化规律。经过数理统计分析可知，相同储量规模条件下，随着采液速度的增加，底水油藏自然递减率的概率分布区间由8%～13%逐渐增大至41%～57%，整体呈现正态分布趋势(图1)。

在定液量生产条件下，油藏工程方法研究的理论自然递减率随着含水率的递增先增加，当含水率达到70%以后，自然递减率开始逐渐降低，曲线整体呈“凸型”(图2a)。数理统计方法通过回归各含水阶段累积概率分布状况，选取频率较高的作为自然递减率的取值。因此，在相同采液速度下，不同含水阶段的自然递减率变化差异不大。当含水率达到90%以后，新方法研究的自然递减率依然会维持在较高水平。当含水率高达95%以后，自然递减率迅速降低，与前人用油藏工程方法研究的结果存在差异(图2b)。

图1 自然递减率累积计概率分布

3.2 储量规模及储采比

调整生产概率模型的储量基础，将1 000个小球调整为2 000个。运行结果表明，不同储量规模在相同采液速度下自然递减率概率分布的主值区间与最高频率近似相同。因此，在相同采液速度下，储量规模的大小不影响每次拿出红色小球个数的变化规律。

通过数理统计方法研究发现，采液速度、储采比、生产时间之间存在如下关系：①储采比反映了按当前生产水平尚可开采的时间，而理论图版中任意采液速度下实际生产时间均超过投产初期储采比反映的生产时间；②随着采液速度的提高，储采比反映出完全不同的曲线形态(图3)。

该现象并非由程序或数据错误造成，分析认为：第1种情况是由于计算的储采比并没有考虑实际红球取出个数的变化造成的，也就是没有考虑油田实际产量的递减对生产时间的影响。第2种情况是当采液速度较小时，每次从容器内取出小球个数较少，且生产末期从容器内取出红球的概率极低，导致每次取出红球的个数较少，而容器内又剩余部分红球，从而计算的储采比偏大且逐渐增加。相反，当采液速度较大时，每次从容器内取出小球个数较多，且生产末期从容器内取出红球的概率增加，当采液速度大于30%后，计算的储采比会逐渐减少，与之前的曲线形态相比发生明显变化。

介于储采比无法反映油田实际生产中产量递减对生产时间的影响，且当采液速度大于30%以后，储采比才趋于合理。因此，针对油田产能建设来说，不建议用储采比来衡量油藏开发现状及开发规模。

图2 自然递减率与含水率交会图版

图3采液速度与储采比关系曲线

3.3 生产时间

随着取出速率(采液速度)的提高，相同储量规模下取出次数(生产时间)呈指数下降，而相同采液速度下，小球总数(储量规模)的增加会使取出次数(油田可生产时间)增加，但当小球的储量规模总数大于4 000个以后，取出次数(油田生产时间)的增加幅度可以忽略不计(图4)。

图4采液速度与可生产时间关系曲线

海上油田生产成本高，需参考平台的使用寿命，提高产油量。海上平台平均使用寿命为25 a，由图4可知，海上油田开发底水油藏时，生产时间应小于海上平台的平均使用寿命，建议采用动用储量20%以上的采液速度进行开发。

3.4 采液速度下限

新方法的研究结果表明，随着小球取出速率的提高，红色小球累计取出个数也在不断增加，而自然递减变化规律则呈指数上升(图5)。因此，油田采液速度的不同可以影响自然递减率与最终采收率。当底水油藏的采液速度大于30%以后，累计取出红色小球个数即累计产油量的增加幅度明显减缓。

通过综合分析，考虑自然递减率、含水率、储采比、采收率及生产时间等参数随采液速度的变化规律，海上底水油藏应以不小于30%的采液速度进行开发。

图5自然递减率、累计取出红球数量变化曲线

4 油藏实例

渤海Q油田馆陶Ⅱ油组石油地质储量为930×104m3，原油黏度为22 mPa·s。2016年，该油组平均日产液为9 600 m3/d，采液速度为38%，综合含水率为94%。开采1 a后，该油组日产油由810 m3/d降至474 m3/d，自然递减率高达42%，而新方法得到的图版(图2)中采液速度为30%时对应的自然递减率为36%，采液速度为40%时对应的自然递减率为50%，与实际生产规律相似度高，较好地表征了油田实际开发生产中的变化规律。因此，应用数理统计方法研究的渤海强底水油藏开发规律具有较高的参考价值，符合海上油田开发的基本认识。该研究方法通过兼顾开发效果与生产成本，很好地确定了海上油田底水油藏的开发规模，并在渤海Q油田取得了很良好的适用性，为海上底水油藏后期高效开发奠定了理论基础。

5 结论与建议

(1) 海上底水油藏的自然递减率随着油田采液速度的递增而增加。在相同采液速度下，底水油藏的自然递减率在不同含水阶段变化差异不大，且含水率达到95%以后自然递减率会迅速降低，生产形势趋于稳定。

(2) 对于油田产能建设来说，储采比不能反映递减规律对油田生产的影响，不建议采用储采比衡量开发现状及开发规模。

(3) 结合储采比、采收率、含水率、平台使用寿命等参数的影响，建议海上底水油藏应以不小于30%的采液速度进行开发。

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