冀東油田J13區(qū)產(chǎn)量遞減規(guī)律及影響因素分析

張 靚，王 強(qiáng)，張 莉，胡 偉

(1.中國石油冀東油田分公司油氣集輸公司，河北唐山 063200；2.中國石油冀東油田分公司開發(fā)技術(shù)公司，河北唐山 063200；3. 中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249)

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冀東油田J13區(qū)產(chǎn)量遞減規(guī)律及影響因素分析

張 靚1，王 強(qiáng)2，張 莉1，胡 偉3

(1.中國石油冀東油田分公司油氣集輸公司，河北唐山 063200；2.中國石油冀東油田分公司開發(fā)技術(shù)公司，河北唐山 063200；3. 中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249)

針對冀東油田J13工區(qū)的生產(chǎn)特點(diǎn)、開發(fā)現(xiàn)狀,結(jié)合油田的油藏地質(zhì)和開發(fā)特征，對區(qū)塊生產(chǎn)數(shù)據(jù)以不同時間單位進(jìn)行了全面的產(chǎn)量變化規(guī)律分析，分析遞減狀況得出了該區(qū)塊的遞減規(guī)律、遞減率影響因素及敏感性。應(yīng)用不同遞減分析方法和產(chǎn)量變化擬合方法，計(jì)算不同區(qū)塊的擬合公式，并確定各區(qū)塊的遞減類型、遞減率。對產(chǎn)量遞減不明顯的區(qū)塊應(yīng)用雙對數(shù)模型生長曲線法、威布爾增長曲線等方法進(jìn)行擬合分析，得出產(chǎn)量變化規(guī)律；同時對各區(qū)塊的產(chǎn)量進(jìn)行預(yù)測分析。提出了切實(shí)可行的延緩遞減技術(shù)對策，并形成延長特低滲透油藏產(chǎn)量遞減規(guī)律研究思路和技術(shù)方法。

冀東油田 油藏 遞減率 影響因素 延緩

油田遞減規(guī)律分析是油藏動態(tài)分析的一項(xiàng)重要內(nèi)容。隨著油田的不斷開發(fā)，我國大部分油田,尤其是陸上油田產(chǎn)量已相繼出現(xiàn)產(chǎn)量遞減的狀況[1-3]，可供勘探領(lǐng)域越來越有限。研究已開發(fā)油田產(chǎn)量遞減以及影響產(chǎn)量遞減的因素是有效的控制產(chǎn)量穩(wěn)定的方法之一[3-5]。冀東油田長期采用自然能量開發(fā)，隨著油田不斷地開發(fā)，地層能量嚴(yán)重不足，單井產(chǎn)量極低，增產(chǎn)方式以水力壓裂為主要手段，產(chǎn)量跳躍性大。此外，由于油田長期處于增儲上產(chǎn)階段，區(qū)塊劃分不明確，加之早期投產(chǎn)的油井生產(chǎn)資料記錄不全等，直接影響了對油田產(chǎn)量遞減以及影響產(chǎn)量遞減因素的分析。根據(jù)油田遞減階段產(chǎn)量隨開發(fā)年限的變化特征，油田的遞減可歸結(jié)為3種基本類型：指數(shù)遞減、調(diào)和遞減與雙曲遞減?，F(xiàn)針對各研究區(qū)塊的生產(chǎn)特點(diǎn)和開發(fā)現(xiàn)狀，分析遞減狀況得出了典型區(qū)塊的遞減規(guī)律、遞減率影響因素及敏感性，提出切實(shí)可行的延緩遞減技術(shù)對策。

1 油藏概況

冀東油田J13區(qū)位于鄂爾多斯盆地的一級構(gòu)造單元陜北斜坡東部，J13區(qū)油區(qū)所處的鄂多三角洲J2油層組沉積時期屬三角洲平原沉積，砂體主要為分流河道沉積。本區(qū)J21、J22和J23油層組的砂體厚度平面變化與河道位置有關(guān)，沿河道砂體最發(fā)育，厚度相對較大，河道向兩側(cè)砂體厚度變薄。地層壓力為16.23 MPa，飽和壓力5.21 MPa，地層溫度55.5 ℃，地層原油黏度9.15 MPa/s，地層原油密度0.774，原始?xì)庥捅?1.8 m3/t，該區(qū)平均孔隙度16.2%，滲透率15%，屬于中低孔、低滲儲層。

自2004年11月投入開發(fā)，注水井于2005年2月開始投注。截至2010年2月該區(qū)J2油組油藏共投產(chǎn)油井91口，區(qū)塊月產(chǎn)油2 700 t，月產(chǎn)液9 400 m3，綜合含水率69.9%，累計(jì)產(chǎn)油17.44×104t，含油面積為9.34 km2，地質(zhì)儲量為661.8×104t，采油速度為0.45%，采出程度為2.64%。

2 產(chǎn)量遞減規(guī)律研究

2.1 年自然遞減分析

根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，繪出年產(chǎn)油量與時間的對應(yīng)關(guān)系見圖1。

圖1 J13注水區(qū)老井年自然產(chǎn)量曲線

從圖1可以看出，從2006年開始J13區(qū)塊中的J2油層年產(chǎn)量開始遞減，通過擬合分析計(jì)算，J2注水區(qū)年自然產(chǎn)油量遞減趨勢符合雙曲遞減，其初始遞減產(chǎn)量為3.32×104t,遞減產(chǎn)量公式為：Q=3.32×104/(1+0.897×0.327 5t)1/0.891，初始自然遞減率為32.75%。

2.2 年產(chǎn)量綜合遞減分析

圖2為利用年數(shù)據(jù)作產(chǎn)量與時間變化曲線，從2006年后開始遞減。通過對年產(chǎn)量進(jìn)行擬合，遞減規(guī)律符合指數(shù)遞減，公式為:Q=3.797e-0.797t,初始遞減產(chǎn)能為3.797×104t，遞減率為5.13%。

圖2 J13注水區(qū)年產(chǎn)量遞減曲線

2.3 分年投產(chǎn)井分析

對J13注水區(qū)的區(qū)塊產(chǎn)量按照投產(chǎn)時間的不同，分別作出2005年前和2005,2006,2007,2009年投產(chǎn)的井的月產(chǎn)油動態(tài)曲線，見圖3。

圖3 分年投產(chǎn)井月產(chǎn)油量曲線

由圖3可以看出，2005年前和2005年投產(chǎn)的井的有較明顯的遞減趨勢，而2006,2007,2009年投產(chǎn)的井由于投產(chǎn)井?dāng)?shù)較少，產(chǎn)量很低，看不出變化。并對2005年前和2005年投產(chǎn)的井進(jìn)行擬合，見圖4。

圖4 月產(chǎn)量遞減曲線

由圖4可以看出，2005年以前投產(chǎn)的井月產(chǎn)量符合指數(shù)遞減，公式為Q=2 909.2e-0.011 7t，初始遞減產(chǎn)能為2 909.2 t,遞減率0.011 7。2005年投產(chǎn)的井月產(chǎn)量符合指數(shù)遞減，遞減公式為Q=791.6e-0.012 4t，初始遞減產(chǎn)能為796.1 t,遞減率0.012 4。

3 影響遞減因素分析

影響產(chǎn)量遞減的因素很多，有油藏特征、油層物性條件等各種靜態(tài)參數(shù)，還有實(shí)際的開發(fā)生產(chǎn)過程中地層壓力，注水時機(jī)，采油速度等動態(tài)參數(shù)。不同的參數(shù)可能對地層流體的滲流、地層壓力及油井供液能力造成影響，從而使區(qū)塊產(chǎn)量下降。現(xiàn)主要對開發(fā)過程中動態(tài)參數(shù)進(jìn)行分析，其中包括啟動壓力梯度、含水率、注水時間、井網(wǎng)密度和采油速度。

3.1 啟動壓力梯度對遞減率影響

冀東油田J13區(qū)塊大部分為低滲,甚至為特低滲透儲層,對于低滲儲層，流體滲流時必須有一個附加的壓力梯度克服吸附層的阻力才能流動，與常規(guī)油田相比，啟動壓力的存在會給油田遞減規(guī)律帶來一定的影響。為研究冀東油田不同區(qū)塊啟動壓力梯度對遞減規(guī)律的影響，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算不同區(qū)塊的啟動壓力梯度見表1。

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)塊在不同的啟動壓力梯度下的遞減率值，作出所有區(qū)塊不同啟動壓力梯度對應(yīng)的遞減率散點(diǎn)圖，見圖5。

圖5 啟動壓力梯度與年自然遞減率散點(diǎn)

從圖5可看出，區(qū)塊年自然遞減率的大小與啟動壓力梯度的大小密切相關(guān)，啟動壓力越大，單井產(chǎn)能越低，遞減也越緩慢。統(tǒng)計(jì)結(jié)果與理論推導(dǎo)結(jié)果一致，充分說明啟動壓力梯度越大，遞減越慢，反之則遞減越快。

3.2 含水率對遞減率影響

隨著油田開發(fā)的深入，尤其是進(jìn)入中后期，油田含水逐漸升高，產(chǎn)量逐漸下降，嚴(yán)重影響油田的開發(fā)效益。為進(jìn)一步了解含水率對區(qū)塊遞減率的影響，以典型區(qū)塊為例，分析含水率對油田產(chǎn)量的影響。

J15未注水區(qū)2003年投產(chǎn)，于2004年新投產(chǎn)了一批井，此后，井?dāng)?shù)再無大的變化，因此以J15未注水區(qū)為例，分析不同含水階段對遞減率的影響，區(qū)塊月產(chǎn)油量和含水率與時間的關(guān)系見圖6。

圖6 J15未注水區(qū)月綜合遞減規(guī)律

從圖6可知，2004年開始區(qū)塊的產(chǎn)油量有明顯的下降趨勢，含水率有所上升達(dá)到70%左右，一直保持穩(wěn)定。直到2007年J15區(qū)塊的含水由70%上升至80%。J15區(qū)塊的月產(chǎn)油量在2004年達(dá)到峰值后就持續(xù)遞減。在含水率在70%的時，J15區(qū)塊的月產(chǎn)油量從1 363.21 t下降到1 189.8 t。隨著含水率的上升，月產(chǎn)油量遞減劇增。從2007年的1 355.80 t下降到347.5 t，遞減急劇。

對圖6中含水明顯變化的2個階段的產(chǎn)量變化進(jìn)行擬合分析：含水變化的第一階段產(chǎn)量變化符合指數(shù)遞減，Q=1 363.208 7e-0.006 7t，初始遞減率6.7%，相關(guān)系數(shù)為0.979 8。含水變化的第二階段產(chǎn)量變化符合指數(shù)遞減，Q=1 355.797 7e-0.055 7t，初始遞減率為55.7%，相關(guān)系數(shù)為0.973 8。

結(jié)合該區(qū)塊的地質(zhì)和油藏等動靜態(tài)資料分析，該區(qū)塊產(chǎn)油量下降的主要原因有：1)區(qū)塊自開發(fā)以來一直采用彈性能量的方式開采，地層能量虧空嚴(yán)重。因?yàn)橛吞锏奶烊荒芰渴怯邢薜?，采取天然能量開發(fā)，且沒有及時彌補(bǔ)地層能量的虧空，就造成后面的地層能量不足，加速產(chǎn)量遞減。2)因?yàn)镴15區(qū)塊是中厚層狀、具有邊底水驅(qū)動的構(gòu)造巖性油藏，而且還有裂縫。對于這類油藏在穩(wěn)定開采，保持合理開采速度的情況下，無水采油期長，含水上升慢。且該區(qū)塊的采油速度為0.77%，所以投產(chǎn)初期即見水，含水上升速度非?？臁Ｍ瑫r在該區(qū)塊開采后期，隨著邊底水的不斷侵入，含水率達(dá)到特高含水階段，油井產(chǎn)水造成產(chǎn)油量降低。

綜上分析，含水對油田產(chǎn)量的影響不容小視。該油田在后續(xù)的開發(fā)過程中，可采取提高新井固井和完井質(zhì)量，以保證油井的封閉條件，防止油層和水層竄通等，控制含水，延緩產(chǎn)量進(jìn)一步遞減。

3.3 注水時間對遞減率影響

低滲透油田一般天然能量小，彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率也非常低，一般需要采取早期注水，保持地層壓力的開發(fā)方式，以獲得較高的開采速度和采收率[6-8]。對于冀東油田典型區(qū)塊的注水區(qū)，由于每個區(qū)塊大規(guī)模投產(chǎn)后注水時間有先后不同，注水時間的早晚可能會對區(qū)塊的遞減率造成影響。

由于大部分注水區(qū)塊注水前期不斷有新井投入生產(chǎn)，注水前產(chǎn)量保持穩(wěn)定或上升的趨勢，區(qū)塊注水后隨著生產(chǎn)井?dāng)?shù)的穩(wěn)定，區(qū)塊后期才開始有遞減趨勢，因此無法在相同的條件下，對這些區(qū)塊注水前后的產(chǎn)量遞減規(guī)律進(jìn)行對比。由于J15注水區(qū)塊在第1次大規(guī)模投產(chǎn)后，后期增加新井很少，因此可以對比分析注水前和注水后遞減規(guī)律的變化。

3.3.1 區(qū)塊注水時間前后遞減規(guī)律

圖7為J15注水區(qū)注水前后遞減率的變化情況，區(qū)塊于2004年1月開始注水，注水前月產(chǎn)油遞減規(guī)律符合指數(shù)遞減，遞減率7.17%，注水后月產(chǎn)油變化規(guī)律仍符合指數(shù)遞減規(guī)律，但是遞減率降低至2.75%，說明注水后遞減率變慢。因此在其他條件相同的情況下，采用注水開發(fā)的開發(fā)方式比天然能量開采的開發(fā)方式遞減要緩慢。因?yàn)樽⑺a(bǔ)充了地層能量的虧空。

圖7 J15注水區(qū)注水時間前后月遞減率曲線

3.3.2 各區(qū)塊注水時機(jī)早晚對遞減規(guī)律影響分析

為了進(jìn)一步分析注水時間的早晚對遞減規(guī)律的影響，選取了J13和J15不同區(qū)塊進(jìn)行對比分析，主要原因是所選區(qū)塊在投產(chǎn)開發(fā)之后，后期幾乎均為一次性大批投入新投產(chǎn)井，選擇這樣的區(qū)塊數(shù)據(jù)對統(tǒng)計(jì)規(guī)律有效性更強(qiáng),統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表2。

表2 注水時間早晚和相應(yīng)遞減率統(tǒng)計(jì)表

由表2可知，注水時間的早晚是對區(qū)塊遞減規(guī)律是有影響的，注水時間越早年綜合遞減率越小，注水時間越晚遞減率越大。由此可見，對于特低滲油田應(yīng)采取提前注水的方式，可及時彌補(bǔ)地層能量的虧空。

3.4 井網(wǎng)密度對遞減率影響

井網(wǎng)密度被認(rèn)為是油藏開發(fā)工藝中的重要參數(shù)。它在很大程度上決定了油藏要鉆的井?dāng)?shù)、采油量和油藏開發(fā)的指標(biāo)。油田的開發(fā)效果與井網(wǎng)密度有關(guān)，油田建設(shè)的總投資中鉆井成本又占相當(dāng)大的比例，因此井網(wǎng)密度對油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益有著重大的影響[9-10]。以冀東油田典型區(qū)塊為基礎(chǔ)，研究井網(wǎng)密度對油井產(chǎn)量的影響。

根據(jù)各區(qū)塊的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，選取年綜合遞減趨勢明顯的區(qū)塊進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，并作出各區(qū)塊井網(wǎng)密度與年綜合遞減率的散點(diǎn)圖,見圖8。

圖8 井網(wǎng)密度和年綜合遞減率關(guān)系

由圖8可知，隨著井網(wǎng)密度的加大，遞減率變小。在油田開發(fā)中儲層非均質(zhì)性越弱,要求的井網(wǎng)密度越小；儲層非均質(zhì)性越嚴(yán)重,要求的井網(wǎng)密度越大。井網(wǎng)密度越小,儲量控制程度越低,無法獲得較高的采收率；但是井網(wǎng)密度越大,盡管對儲量的控制程度提高了,但采收率卻不一定增大，這就存在著一個合理井網(wǎng)密度。在實(shí)際油田開采中，需要結(jié)合油藏的地質(zhì)特征和動態(tài)參數(shù)，從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩個方面進(jìn)行井網(wǎng)密度的合理優(yōu)化，才能實(shí)現(xiàn)全油田的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率。

3.5 采油速度對遞減率影響

采油速度是年采出油量和地質(zhì)儲量之比。采油速度會直接影響油田的最終采收率。選取了冀東油田遞減趨勢比較明顯的區(qū)塊進(jìn)行采油速度對遞減率的影響研究。統(tǒng)計(jì)了3個區(qū)塊的采油速度以及對應(yīng)區(qū)塊的遞減率，包括注水區(qū)和未注水區(qū)，具體結(jié)果見表3。

表3 J2層各區(qū)塊采油速度、年自然遞減率

由表3可以看出，隨著采油速度加快，大部分區(qū)塊的遞減率也隨之變大。主要由于在生產(chǎn)層位相同、其他物性條件差異不大的情況下，地層采油速度越大，液體被采出的速度越快，地層壓力隨之下降的也越快，造成地層能量虧空嚴(yán)重，因此產(chǎn)量下降也越快。故隨著采油速度的變大，遞減率也變大。對于陸上油田，特別是對于中低孔滲油氣田，在生產(chǎn)過程中應(yīng)結(jié)合實(shí)際，采用合理的中低采油速度，保持合理地層壓力，使油井有較長期的旺盛生產(chǎn)能力，才能有較好的開發(fā)效果，才能提高區(qū)塊的最終采收率。

4 結(jié)論

1)通過對J13區(qū)塊產(chǎn)量遞減規(guī)律的研究，年自然遞減符合雙曲遞減，自然遞減率達(dá)32.75%，年綜合遞減符合指數(shù)遞減，綜合遞減率為5.13%。自然遞減率遠(yuǎn)大于綜合遞減率，年產(chǎn)量存在可循遞減規(guī)律。從分年投產(chǎn)井產(chǎn)量遞減分析看，晚投產(chǎn)井的遞減率大于早投產(chǎn)井。

2)影響產(chǎn)量遞減的因素是多方面的，主要包括啟動壓力梯度、含水率、注水時間、井網(wǎng)密度和采油速度等。啟動壓力越大單井產(chǎn)能越低，產(chǎn)量遞減速度也越緩慢；注水時間越早年綜合遞減率越小，注水時間越晚遞減率越大；采油速度越大，區(qū)塊的產(chǎn)量遞減越快；隨著井網(wǎng)密度的增大，遞減率變小。含水率對產(chǎn)量遞減的影響是復(fù)雜的，但控制含水，減緩含水上升速度，延緩產(chǎn)量遞減是油田開發(fā)亙古不變的目的。

3)冀東油田屬于中低孔滲油氣田，在生產(chǎn)過程中應(yīng)結(jié)合實(shí)際，采用合理的中低采油速度，合理保持地層壓力，合理優(yōu)代井網(wǎng)密度，才能有較好的開發(fā)效果，以提高區(qū)塊的最終采收率。針對不同研究區(qū)塊的產(chǎn)量遞減規(guī)律，應(yīng)用相應(yīng)的延緩遞減技術(shù)對策。主要包括增加措施工作量、新井投產(chǎn)、提高注采井?dāng)?shù)比和累積注采比、控制含水上升速度、改變油井工作制度等。

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Analysis of Production Decline and Influence Factors in Jidong Oilfield J13 Area

Zhang Liang1, Wang Qiang2, Zhang Li1, Hu Wei3

(1.OilandGasTransportationCompany,PetroChinaJidongOilfieldCompany,Tangshan,Hebei063200;2.DevelopmentTechnologyCompany,PetroChinaJidongOilfieldCompany,TangshanHebei063200;3.PetroleumEngineeringCollege,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249)

Focused on the production characteristics and its current development status in Section J13 of Jidong Oilfield and combined with the reservoir geological characteristics and its development characteristics,a comprehensive analysis on the output vary regularity in a different unit of time with data has been carried on. The factors affecting the output decline regularity/rate/sensitivity can be obtained. By using different methods of decline analysis and output variation fitting, the fitting formula of different sections can be calculated to determine the decline type and decline rate of different sections. The bi-logarithm model growth curve method and Weibull growth curve method is adopted to the sections where the output declined is not so apparently and obviously. Having been analyzed, the vary regularity in the production output concluded, meantime, predicting the output of different sections as well. The technical counter-measures for retarding and postpone the progress of the output decrease are put forward, and the ideas and methods of the extension of the extra-low permeability reservoirs production are formed.

Jidong Oilfield; reservoir; decline rate; influence factors

2015-05-04。

張靚，本科，主要從事油氣田開發(fā)研究。

國家科技“十二五”重大專項(xiàng) (2011ZX05010-002)資助。