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，周日，欧阳雨薇，张艳英，李权，赵云斌，王凤刚

1.中海石油（中国）有限公司秦皇岛32-6作业公司（天津 300450）

2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300450）

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2001 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22 年，目前综合含水96%~97%，处于特高含水期，平均单井日产液748 m3，平均单井日注水1 138 m3，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2019 年、2021 年先后实施了J 中心处理平台扩容、油田整体扩容，为油田提液释放产能创造条件。根据前期生产实践，油井提液后会出现含水率上升、递减加大等不利因素，但在不同油藏类型、不同提液幅度下含水变化和递减率变化有所不同。为进一步提高提液选井合理性、保障高效提液，有必要结合油田近年生产实际进行油田提液影响因素分析。

1 油田自然递减率影响因素理论分析

油田开发过程中，产油量递减率变化规律认识是油田开发生产管理重要内容，有助于合理规划部署后期产量及工作量。由水驱油田开发生产规律可知，产油量递减率（D）与油田含水上升率（F'w）及产液量（QL）密切相关[1-3]：

由递减率定义可知，阶段递减率（D）与本阶段产油量（Qot+1）、上阶段产油量（Qot）之间的关系为：

由产液量(QL)与产油量（Qo）、含水率（fw）关系可知：

即在阶段产液量（QL）恒定的生产条件下，本阶段产油量（Qot+1）与含水率（fwt+1）及上阶段产油量（Qot）与含水率（fwt）之间的关系分别为：

将式（3）、式（4）代入式（1），得：

对式（5）进行化简得：

将油田原油储量（N）引入式（6）分母：

引入本阶段产油量（Qot+1），将式（7）变形：

由式（1）变形可得：

将式（10）代入式（9）等，变形可得：

式中：D为阶段递减率；Qot+1为本阶段产油量，104m3；Qot为上阶段产油量，104m3；QL为阶段产液量，104m3；fwt+1、fwt分别为本阶段、上阶段含水率，%；N为原油储量，104m3；F'w为含水上升率，%。

式（11）中，等号右侧第一项分母中，由于地质储量远远大于阶段产液量与含水上升率之积，因此等号右侧第一项的主要控制因素为地质储量大小。考虑油田地质储量值在一定阶段内较为稳定，因此阶段递减率（D）可以视为与该阶段的含水上升率（F'w）及阶段产液量（QL）呈正相关的关系，即油田产液量增加则递减率加大，油田含水上升率加大则递减率加大。反之，油田产液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[4]，为客观值[1]。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，递减率加大幅度亦大。为验证上述理论分析认识在渤海Q 油田是否适用，以油田2019 年扩容提液后生产实际为基础，对特高含水期阶段内产量自然递减率、提液与含水变化关系进行分析。

2 油田近年提液概况

渤海Q 油田自2019 年12 月J 中心处理平台扩容开始至2022 年7 月，油田日产液由11.3×104m3增加至17.0×104m3，期间全油田共实施换泵提液53 井次，提液井数量占总井数22%，提液井日产液增加3.66×104m3，占油田总增液量的64%，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2.55×104m3/d，占提液井增液量70%，注水区块提液量1.11×104m3/d，占提液井增液量30%，可见Q 油田提液以天然水驱油藏提液为主（表1）。

表1 渤海Q油田近年提液概况

3 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95%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]。

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2020 年1 月至2022 年7月提液幅度在117%左右，含水率由94.9%上升至97.1%，上升了2.2%。同期，油田未提液井自2020年1 月至2022 年7 月产液量小幅降低4.7%左右，含水率由94.5%上升至97.1%，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

3.2 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2020 年1 月至2022 年7 月产液量增加124.6%，含水率由95.9%上升至97.4%，上升1.5%。同期，油田天然水驱未提液井自2020 年1 月至2022年7 月产液量小幅降低4.4%左右，含水率由95.3%上升至97.3%，上升了2.0%。可以看出天然水驱区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[4]，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。

表3 Q油田天然水驱提液井、未提液井月产量变化对比

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2020 年1 月至2022 年7 月产液量增加约102.4%，含水率由93.0% 上升至96.5%，上升了3.5%。同期，油田注水区块未提液井自2020 年1 月至2022年7月产液量小幅降低5.1%左右，含水率由93.6%上升至96.8%，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

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2020 年1 月至2022 年7 月产液量增加约213.7%，含水率由95.6%上升至97.4%，上升了1.8%。同期，油田天然水驱提液＜1倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月提液幅度在58.2%左右，含水率由96.1%上升至97.3%，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

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2020 年1 月至2022 年7 月产液量增加幅度在143.0%左右，含水率由93.7%上升至96.6%，上升了2.9%。同期，油田注水区块提液＜1 倍的油井自2020 年1 月至2022 年7 月提液幅度在42.83%左右，含水率由92.1%上升至96.2%，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

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2019 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道发育、注水不均等影响更大[8-11]，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2020 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2019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[6-11]，预测2023 年和2024 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

5 结论

1）通过公式推导，确认油田某一开发阶段递减率与含水上升率及产液量为正相关关系，即油田产液量增加则递减率加大，油田含水上升率加大则递减率加大，反之亦然。

2）油田递减率除受产液量影响外，还受注采井间大孔道发育、受效不均、边底水突破等影响较大，因此实际生产中，油田递减率与产液量大小之间不是严格的正相关关系。

3）油田提液井、未提液井含水上升幅度均较大，说明油田大规模提液时，油井之间存在相互影响，一口井提液对相邻井的含水上升率和递减率都会产生影响。

4）油田天然水驱提液幅度大则同期内含水上升幅度大，而注水区块含水上升幅度受注采井间大孔道发育、受效不均等问题影响更大，因此应优先选择天然水驱井进行提液。

5）Q 油田2020 年开始提液后自然递减率相应增加，同时实际自然递减率也受注采井间大孔道发育、受效不均、边底水突破等影响较大，考虑油田产液量大幅增加及边底水突破、注水受效不均等不利因素愈加严重，预测2023 年和2024 年自然递减率仍较高。