冀東油田J13區產量遞減規律及影響因素分析

張 靚，王 強，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技術公司，河北唐山 063200；3. 中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

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冀東油田J13區產量遞減規律及影響因素分析

張 靚1，王 強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技術公司，河北唐山 063200；3. 中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

針對冀東油田J13工區的生產特點、開發現狀,結合油田的油藏地質和開發特征，對區塊生產數據以不同時間單位進行了全面的產量變化規律分析，分析遞減狀況得出了該區塊的遞減規律、遞減率影響因素及敏感性。應用不同遞減分析方法和產量變化擬合方法，計算不同區塊的擬合公式，并確定各區塊的遞減類型、遞減率。對產量遞減不明顯的區塊應用雙對數模型生長曲線法、威布爾增長曲線等方法進行擬合分析，得出產量變化規律；同時對各區塊的產量進行預測分析。提出了切實可行的延緩遞減技術對策，并形成延長特低滲透油藏產量遞減規律研究思路和技術方法。

冀東油田 油藏 遞減率 影響因素 延緩

油田遞減規律分析是油藏動態分析的一項重要內容。隨著油田的不斷開發，我國大部分油田,尤其是陸上油田產量已相繼出現產量遞減的狀況[1-3]，可供勘探領域越來越有限。研究已開發油田產量遞減以及影響產量遞減的因素是有效的控制產量穩定的方法之一[3-5]。冀東油田長期采用自然能量開發，隨著油田不斷地開發，地層能量嚴重不足，單井產量極低，增產方式以水力壓裂為主要手段，產量跳躍性大。此外，由于油田長期處于增儲上產階段，區塊劃分不明確，加之早期投產的油井生產資料記錄不全等，直接影響了對油田產量遞減以及影響產量遞減因素的分析。根據油田遞減階段產量隨開發年限的變化特征，油田的遞減可歸結為3種基本類型：指數遞減、調和遞減與雙曲遞減。現針對各研究區塊的生產特點和開發現狀，分析遞減狀況得出了典型區塊的遞減規律、遞減率影響因素及敏感性，提出切實可行的延緩遞減技術對策。

1 油藏概況

冀東油田J13區位于鄂爾多斯盆地的一級構造單元陜北斜坡東部，J13區油區所處的鄂多三角洲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J21、J22和J23油層組的砂體厚度平面變化與河道位置有關，沿河道砂體最發育，厚度相對較大，河道向兩側砂體厚度變薄。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，原始氣油比51.8 m3/t，該區平均孔隙度16.2%，滲透率15%，屬于中低孔、低滲儲層。

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

2 產量遞減規律研究

2.1 年自然遞減分析

根據實際生產數據，繪出年產油量與時間的對應關系見圖1。

圖1 J13注水區老井年自然產量曲線

從圖1可以看出，從2006年開始J13區塊中的J2油層年產量開始遞減，通過擬合分析計算，J2注水區年自然產油量遞減趨勢符合雙曲遞減，其初始遞減產量為3.32×104t,遞減產量公式為：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 年產量綜合遞減分析

圖2為利用年數據作產量與時間變化曲線，從2006年后開始遞減。通過對年產量進行擬合，遞減規律符合指數遞減，公式為:Q=3.797e-0.797t,初始遞減產能為3.797×104t，遞減率為5.13%。

圖2 J13注水區年產量遞減曲線

2.3 分年投產井分析

對J13注水區的區塊產量按照投產時間的不同，分別作出2005年前和2005,2006,2007,2009年投產的井的月產油動態曲線，見圖3。

圖3 分年投產井月產油量曲線

由圖3可以看出，2005年前和2005年投產的井的有較明顯的遞減趨勢，而2006,2007,2009年投產的井由于投產井數較少，產量很低，看不出變化。并對2005年前和2005年投產的井進行擬合，見圖4。

圖4 月產量遞減曲線

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

3 影響遞減因素分析

影響產量遞減的因素很多，有油藏特征、油層物性條件等各種靜態參數，還有實際的開發生產過程中地層壓力，注水時機，采油速度等動態參數。不同的參數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，從而使區塊產量下降。現主要對開發過程中動態參數進行分析，其中包括啟動壓力梯度、含水率、注水時間、井網密度和采油速度。

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，與常規油田相比，啟動壓力的存在會給油田遞減規律帶來一定的影響。為研究冀東油田不同區塊啟動壓力梯度對遞減規律的影響，根據經驗公式計算不同區塊的啟動壓力梯度見表1。

統計研究區塊在不同的啟動壓力梯度下的遞減率值，作出所有區塊不同啟動壓力梯度對應的遞減率散點圖，見圖5。

圖5 啟動壓力梯度與年自然遞減率散點

從圖5可看出，區塊年自然遞減率的大小與啟動壓力梯度的大小密切相關，啟動壓力越大，單井產能越低，遞減也越緩慢。統計結果與理論推導結果一致，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

隨著油田開發的深入，尤其是進入中后期，油田含水逐漸升高，產量逐漸下降，嚴重影響油田的開發效益。為進一步了解含水率對區塊遞減率的影響，以典型區塊為例，分析含水率對油田產量的影響。

J15未注水區2003年投產，于2004年新投產了一批井，此后，井數再無大的變化，因此以J15未注水區為例，分析不同含水階段對遞減率的影響，區塊月產油量和含水率與時間的關系見圖6。

圖6 J15未注水區月綜合遞減規律

從圖6可知，2004年開始區塊的產油量有明顯的下降趨勢，含水率有所上升達到70%左右，一直保持穩定。直到2007年J15區塊的含水由70%上升至80%。J15區塊的月產油量在2004年達到峰值后就持續遞減。在含水率在70%的時，J15區塊的月產油量從1 363.21 t下降到1 189.8 t。隨著含水率的上升，月產油量遞減劇增。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個階段的產量變化進行擬合分析：含水變化的第一階段產量變化符合指數遞減，Q=1 363.208 7e-0.006 7t，初始遞減率6.7%，相關系數為0.979 8。含水變化的第二階段產量變化符合指數遞減，Q=1 355.797 7e-0.055 7t，初始遞減率為55.7%，相關系數為0.973 8。

結合該區塊的地質和油藏等動靜態資料分析，該區塊產油量下降的主要原因有：1)區塊自開發以來一直采用彈性能量的方式開采，地層能量虧空嚴重。因為油田的天然能量是有限的，采取天然能量開發，且沒有及時彌補地層能量的虧空，就造成后面的地層能量不足，加速產量遞減。2)因為J15區塊是中厚層狀、具有邊底水驅動的構造巖性油藏，而且還有裂縫。對于這類油藏在穩定開采，保持合理開采速度的情況下，無水采油期長，含水上升慢。且該區塊的采油速度為0.77%，所以投產初期即見水，含水上升速度非常快。同時在該區塊開采后期，隨著邊底水的不斷侵入，含水率達到特高含水階段，油井產水造成產油量降低。

綜上分析，含水對油田產量的影響不容小視。該油田在后續的開發過程中，可采取提高新井固井和完井質量，以保證油井的封閉條件，防止油層和水層竄通等，控制含水，延緩產量進一步遞減。

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塊的注水區，由于每個區塊大規模投產后注水時間有先后不同，注水時間的早晚可能會對區塊的遞減率造成影響。

由于大部分注水區塊注水前期不斷有新井投入生產，注水前產量保持穩定或上升的趨勢，區塊注水后隨著生產井數的穩定，區塊后期才開始有遞減趨勢，因此無法在相同的條件下，對這些區塊注水前后的產量遞減規律進行對比。由于J15注水區塊在第1次大規模投產后，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律的變化。

3.3.1 區塊注水時間前后遞減規律

圖7為J15注水區注水前后遞減率的變化情況，區塊于2004年1月開始注水，注水前月產油遞減規律符合指數遞減，遞減率7.17%，注水后月產油變化規律仍符合指數遞減規律，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，采用注水開發的開發方式比天然能量開采的開發方式遞減要緩慢。因為注水補充了地層能量的虧空。

圖7 J15注水區注水時間前后月遞減率曲線

3.3.2 各區塊注水時機早晚對遞減規律影響分析

為了進一步分析注水時間的早晚對遞減規律的影響，選取了J13和J15不同區塊進行對比分析，主要原因是所選區塊在投產開發之后，后期幾乎均為一次性大批投入新投產井，選擇這樣的區塊數據對統計規律有效性更強,統計結果見表2。

表2 注水時間早晚和相應遞減率統計表

由表2可知，注水時間的早晚是對區塊遞減規律是有影響的，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，對于特低滲油田應采取提前注水的方式，可及時彌補地層能量的虧空。

3.4 井網密度對遞減率影響

井網密度被認為是油藏開發工藝中的重要參數。它在很大程度上決定了油藏要鉆的井數、采油量和油藏開發的指標。油田的開發效果與井網密度有關，油田建設的總投資中鉆井成本又占相當大的比例，因此井網密度對油田開發的經濟效益有著重大的影響[9-10]。以冀東油田典型區塊為基礎，研究井網密度對油井產量的影響。

根據各區塊的生產數據，選取年綜合遞減趨勢明顯的區塊進行統計分析，并作出各區塊井網密度與年綜合遞減率的散點圖,見圖8。

圖8 井網密度和年綜合遞減率關系

由圖8可知，隨著井網密度的加大，遞減率變小。在油田開發中儲層非均質性越弱,要求的井網密度越小；儲層非均質性越嚴重,要求的井網密度越大。井網密度越小,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密度。在實際油田開采中，需要結合油藏的地質特征和動態參數，從技術和經濟兩個方面進行井網密度的合理優化，才能實現全油田的高產、穩產和提高采收率。

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塊進行采油速度對遞減率的影響研究。統計了3個區塊的采油速度以及對應區塊的遞減率，包括注水區和未注水區，具體結果見表3。

表3 J2層各區塊采油速度、年自然遞減率

由表3可以看出，隨著采油速度加快，大部分區塊的遞減率也隨之變大。主要由于在生產層位相同、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重，因此產量下降也越快。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，在生產過程中應結合實際，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能力，才能有較好的開發效果，才能提高區塊的最終采收率。

4 結論

1)通過對J13區塊產量遞減規律的研究，年自然遞減符合雙曲遞減，自然遞減率達32.75%，年綜合遞減符合指數遞減，綜合遞減率為5.13%。自然遞減率遠大于綜合遞減率，年產量存在可循遞減規律。從分年投產井產量遞減分析看，晚投產井的遞減率大于早投產井。

2)影響產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、井網密度和采油速度等。啟動壓力越大單井產能越低，產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，區塊的產量遞減越快；隨著井網密度的增大，遞減率變小。含水率對產量遞減的影響是復雜的，但控制含水，減緩含水上升速度，延緩產量遞減是油田開發亙古不變的目的。

3)冀東油田屬于中低孔滲油氣田，在生產過程中應結合實際，采用合理的中低采油速度，合理保持地層壓力，合理優代井網密度，才能有較好的開發效果，以提高區塊的最終采收率。針對不同研究區塊的產量遞減規律，應用相應的延緩遞減技術對策。主要包括增加措施工作量、新井投產、提高注采井數比和累積注采比、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研究。

國家科技“十二五”重大專項 (2011ZX05010-002)資助。