Q油田底水油藏水平井递减规律研究

杨 磊，刘博伟，许亚南，于登飞，周焱斌

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

国内外专家关于油田递减规律研究的成果丰富[1-15]，但大多数结论没有具体到特定的油藏类型。Q油田西区底水油藏水平井的初期年递减率从21%到39%不等，为了明确底水油藏水平井的递减规律，本文对底水油藏水平井自然递减率的影响因素及递减规律展开研究，对影响水平井递减规律的各种因素进行分析，确定了主要影响因素，明确了递减率与影响因素之间的理论图版。

1 油田概况

Q 油田位于渤中石臼坨凸起西部，发育于前第三系古潜山，是被断层复杂化的大型低幅度披覆构造，储层为正韵律和复合韵律河道沉积砂体。主要含油目的层为明化镇组下段和馆陶组上段，油层埋藏浅、成岩作用弱、储层物性好，为高孔、高渗储层；孔隙度25%～45%，渗透率（100～18 443）×10-3μm2。研究区分为北区、南区和西区，西区主要为底水油藏，水体倍数20～50倍，具备一定的底水能量。

2 影响水平井自然递减率的因素

产量递减率就是单位时间的产量变化量，或单位时间内产量递减百分数，其方程为

式中，D为自然递减率，%；dQ&为阶段初到阶段末产油量，104m3；dt为阶段末到阶段初时间间隔，a。

研究表明，在开井数保持相对稳定的前提下，单井自然递减率主要受到两个方面的影响，一是产液量下降，二是含水率上升[16-17]。影响单井产液量的因素有生产时率、井网完善程度、地层压力状况，而含水率上升与地层非均质性、驱替方式、油藏类型、油水黏度比及相渗曲线形式有关。具体到单水平井开采，从水平井产能公式[18]和递减率定义可知，影响产量递减（Q&）的主要因素有：油柱高度、水平段长度、原油黏度、水体倍数、采液速度及生产压差。

式中，kC为水平渗透率，10-3μm2；ℎ为油层有效厚度，m；ΔE为生产压差，MPa；F&为地层原油黏度，mPa·s；B&为原油体积系数；H为水平井段长度，m；IJ为水平井井筒半径，m；K为椭圆形长轴半长，m。

3 油藏开采机理模型的建立

根据西区底水油藏特点，抽象出满足研究需要的数值机理模型，油层物性参数参考油田实际参数，建立底水油藏水平井开采机理模型，模型网格80×80×18，平面上网格步长10 m，纵向上网格步长1 m，渗透率（2 000～3 500）×10-3μm2，油层均质，孔隙度34%。各影响因素设计方案如表1。

表1 数值模型影响因素方案

（1）水体倍数：为了明确水体能量大小对递减率是否有影响，模型取不同水体倍数，其他影响因素保持一致：油柱高度为12 m，水平井长度均为300 m，相对渗透曲线选取kr2（260 mPa·s），产液速度为200 m3/d，生产压差为5.0 MPa。

（2）原油黏度：不同黏度相渗曲线中油相的相对渗透率随含水率的变化不同，含水上升速度也不同；数值模型取原油黏度为74 mPa·s和260 mPa·s的取样相渗曲线（图 1），其他影响因素保持一致：油柱高度均为12 m，水平段长度为300 m，产液量为200 m3/d，生产压差为5.0 MPa，水体倍数为60倍。

图1 相渗曲线

（3）油柱高度：油柱高度不同，同一生产制度下水脊通过路程不同，导致含水上升速度不同；根据实际水平井油柱高度，模型中设置了5种油柱高度，其他影响因素保持一致：水平井长度均为300 m，相对渗透曲线选取kr2（260 mPa·s），产液速度为200 m3/d，水体倍数均为60倍，生产压差为5.0 MPa。

（4）水平段长度：水平井水平段越长，产能越大，为研究水平井长度对递减率的大小的影响，其他参数依旧保持不变：水平井油柱高度均为 12 m，产液量为200 m3/d，生产压差为5.0 MPa，水体倍数为60倍，相对渗透曲线选取kr2（260 mPa·s）。

（5）动态影响因素：不同产液速度和生产压差对递减率的影响也不同，研究两种不同工作制度对递减率的影响。

4 自然递减率影响因素敏感性分析

4.1 静态地质因素

4.1.1 水体倍数对递减率影响

相同水体倍数下，递减率随着含水率先增大再减小，递减率峰值出现在含水40%，含水40%后递减率有微小差异。不同的水体倍数下，相同采出程度下，递减率也一样。水体倍数不同，油井的含水上升规律一致。认为水体倍数大小对递减率影响不大（图2）。

4.1.2 原油黏度对递减率的影响

原油黏度越大，含水上升越快。同一原油黏度，随着含水率上升，递减率均表现为先增大后减小的趋势。由图3可以看出，不同黏度递减率在中低含水阶段差异大，随着含水升高，差值减小，含水率超过90%后，递减率接近一致。总的来说，原油黏度越大，波及越差，含水上升速度越快，相同含水率下自然递减率也大。

图2 水体倍数对递减率的影响

4.1.3 油柱高度对递减率影响

①水平段长度不变，油柱高度越高，水脊通过路程越长，含水上升率越慢；②相同油柱高度下，随着含水率上升，递减率先增大后减小；③含水率相同，油柱高度越低，递减率峰值越高，随着油柱高度逐渐增加，递减率峰值减小；④ 油柱高度为14 m和16 m时，含水率为80%左右，年递减率降低至20%，8 m油柱高度水平井含水接近90%时年递减才可能降到20%；含水率为94%时，年递减率才降至10%；⑤对于16 m油柱高度来说，当水平井控制储量采出程度达到10%后年递减率能维持在10%以内（图4）。

图3 原油参数对递减率的影响

图4 油柱高度对递减率的影响

4.1.4 水平段长度对递减率影响

水平段越短，则含水上升越快。水平段长度增加，相同含水率下递减率减小，含水80%后，递减率基本重合。相比油柱高度对递减率的影响，水平段长度对递减率的影响较小（图5）。

4.2 动态影响因素

静态条件相同的情况下，在开采过程中，水平井的生产条件也会对自然递减率产生不同程度的影响，从而增加或者减缓递减率。本文主要从定液量生产和定压差生产这两种不同的工作制度来进行分析。

4.2.1 定液量生产

液量不变，递减率随含水率先增加后降低。采液速度越高，则递减率越大；采液速度越低，则自然递减率越慢。不论在开发的任何一个阶段，高采液速度下的递减率都明显高于低采液速度下的递减率。在高含水期后，对于同一条采液速度曲线，递减率逐渐减小。中低含水时期，同一含水率下不同采液速度之间差异较明显，到高含水后期，差异减小。这种影响在含水到90%后会削弱（图6）。

图5 水平段长度对递减率的影响

图6 采液速度对递减率的影响

4.2.2 定压差生产

同样的生产压差下，递减率随含水率增加而降低；随着压差增加，相同含水条件下，递减率也随之增大；压差越大，相同采出程度下， 递减率也越大，递减到达峰值后，随着采出程度增大，递减迅速降低（图7）。

图7 生产压差对递减率的影响

5 实例验证

以研究区NmII1砂体上的水平井为例，根据理论图版可知，NmII1现阶段自然递减为 25%～30%，实际28.8%，与之相符。其中I12H井含水率94%，600 m3液量下递减率29.7%；I20H井含水率95%，800 m3液量下递减率31.7%，与理论图版符合。

6 结论

（1）影响Q油田底水油藏水平井自然递减率的主要因素有油柱高度、原油黏度和产液量。水平段长度也有一定影响，但不是最主要影响因素，而水体倍数对递减率没有影响。

（2）Q油田底水油藏水平井开发，含水率到80%后，递减率才能降至20%，当水平井控制储量采出程度达到10%后，递减率能维持在10%～20%。因此，开采初期建议控水生产、降低递减，后期含水80%以后考虑提液生产。