降低杏河西自然遞減率方法研究與探討

高 冬，胡 榮，王 元

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716002）

降低杏河西自然遞減率方法研究與探討

高 冬，胡 榮，王 元

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716002）

杏河區是安塞油田主力生產區塊，杏河西位于杏河油藏西部，儲層非均質性強，自然遞減率逐年增大已成為影響該區塊穩產的重要因素，如何控制以及降低自然遞減率已經成為該區塊面臨的主要問題。影響自然遞減率的因素主要有儲層非均質性、含水上升率、采油井措施及油井產液量。分析研究表明，改善儲層非均質性、控制含水上升率以及油井措施規模、提高單井產液量可以有效降低區塊自然遞減率。

安塞油田；自然遞減率；儲層非均質性；含水上升率；油井措施

杏河西投產初期采用較大規模壓裂方式投產、投注，同時采用超前注水開發方式，該區塊天然裂縫發育，2012年區塊開始試驗體積壓裂措施，2013-2014年大面積實施壓裂等大規模進攻性措施，導致人工裂縫增加，形成天然裂縫加人工裂縫的網狀結構裂縫有機體。區塊平面及剖面非均質性增強，區塊含水上升率增大（見圖1），自然遞減率達到12.0%以上（見圖2），穩產形式嚴峻。

圖1 杏河西2013-2015年含水上升率變化圖

圖2 杏河西2013-2015年自然遞減率變化圖

1 自然遞減率影響因素

1.1 自然遞減率計算方法

油田自然遞減率是指沒有新井投產及各種增產措施情況下的產量遞減率，即某階段自然狀態下產油量變化率。常用的自然遞減率為年度自然遞減率，同時，油田年度自然產油量等于年度老井總產油量減去措施增油[1]。因此，年度自然遞減率計算公式為：

式中：D-年度自然遞減率；A-上年度老井產油量；B-本年度老井產油量；C-本年度老井措施增油量。

1.2 自然遞減率影響因素

1.2.1 儲層非均質性 杏河西油藏平面及剖面矛盾突出，平面上表現為多方向性見水，剖面上呈現為層內底部吸水突出、指狀吸水和尖峰狀吸水（見圖3）。2013-2015年測試顯示吸水不均比例達到50.0%以上（見表1）。它們對油田自然遞減率的影響程度均隨著含水上升率上升及水淹區的擴大不斷加劇[2]。

圖3 杏河西注水井吸水剖面測試圖

表1 杏河西2013-2015年吸水不均比例統計表

1.2.2 采油速度及含水上升率 設在注采平衡條件下，年產液量保持穩定，措施增油為0，視產液量為1，則產油量為1-f，代入式（1）得：

式中：D-年度自然遞減率；Δf-含水率變化值；f-上年含水率；f'-含水上升率；v0-當年采油速度。

由式（4）中可以看出，自然遞減率與采油速度和含水上升率的乘積成正比，通常情況下，區塊自然遞減率隨含水上升率增大而變大，因此采油速度和含水上升率是影響自然遞減率的兩個重要因素。

1.2.3 老井措施增油量 式（1）表明當年老井措施增油量越大，自然遞減率就越大。通過對杏河西近幾年措施分析，前一年措施井數及增油量對下一年自然遞減率有較大影響，前一年措施遞減逐漸變大，到第二年產油量大幅下降，影響自然遞減率（見圖4）。

圖4 杏河西前一年措施遞減與自然遞減圖

1.2.4 老井產液量 在含水率變化不大的情況下，產液量降低，則產油量減少，自然遞減率加大。杏河西水驅呈多方向性，其中在排狀注水線兩側老井見效較差，液量遞減較快，從而影響自然遞減率，如何提升老井液量已成為控制自然遞減率的有效途徑。

2 降低自然遞減率方法

2.1 改善水驅狀況，提高水驅波及體積

注入水沿單項突進或層內射孔段吸水不均，均影響水驅波及體積，從而導致水驅油效率降低，單井產能降低。2016年杏河西通過注水井調剖改善層內吸水不均問題，對比10口井資料，調剖后6口井吸水剖面得到改善（見圖5），調剖井組自然遞減率為6.5%，低于區塊自然遞減率9.5%。

圖5 注水井調剖前后吸水剖面對比圖

2.2 控制油井含水，降低區塊含水上升率

2015年開始，針對含水上升井組，注水井配注下調21口井，下調136 m3，井組綜合含水由51.0%下降到46.1%，階段遞減率由10.2%下降到6.3%。針對高含水井組，實施注水井調剖12口井，井組綜合含水降低，階段遞減由10.5%下降到5.4%。2016年區塊含水上升速度減緩，含水上升率降低至2.3%。

2.3 控制油井措施規模

大規模的壓裂措施為當年區塊產量做出重大貢獻，但是措施后油井含水大幅上升，第二年措施遞減加大。統計近幾年壓裂井，壓裂后單井含水平均上升20.0%，單井產油量遞減平均為13.5%。2015年開始，杏河西控制措施改造規模，一方面減少措施井數，另一方面以小型酸化解堵措施為主，大規模壓裂措施為輔，有效降低了區塊含水上升率以及自然遞減率。

2.4 提升老井液量，減緩區塊自然遞減

針對杏河西排狀注水區域側向老井見效差問題，上調配注5口井，平均單井配注上調2.4 m3，同時轉注主向水淹井，促進側向老井見效。通過以上措施，有效減緩了老井液量遞減，區塊自然遞減率得到控制。

3 效果評價

2015年開始注水井調剖12口、配注調整21口，減少大規模壓裂措施，區塊含水上升速度減緩，含水上升率降低至目前1.9%，排狀注水線上調配注后，側向老井液量區域穩定。區塊自然遞減率逐年降低，2016年自然遞減率為9.5%，2017年折算年度自然遞減率為7.1%，區塊開發形式好轉。

4 結論

杏河西油藏平面及剖面水驅不均，含水上升率、措施改造規模以及老井液量下降，是影響區塊自然遞減率增大的主要原因。一方面，注水井調剖、配注調整、減少大規模壓裂措施實施井數，可以有效降低含水上升率；另一方面，排狀注水線上調配注及轉注水淹井可以減緩側向老井液量遞減，從而降低區塊自然遞減率。

［1］劉漢成.老油田控制自然遞減率的方法分析［J］.石油鉆采工藝，2013，35（1）：73-74.

［2］馬賢堅，侯平舒，賈富澤，等.橋口油田自然遞減因素分析及控制對策［J］.油氣地質與采收率，2002，9（5）：47-48.

West of Xinghe natural decline rate reducing method research and discussion

GAO Dong，HU Rong，WANG Yuan
（Oil Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yan'an Shanxi 716002，China）

Xinghe area of Ansai oilfield is the main production block.West of Xinghe reservoir,heterogeneity,and natural decline rate increases have become an important factor of stability in the block,how to control and reduce the rate of natural decline has become the main problems faced by the block.Main factors affecting natural decline rate heterogeneity of reservoir,water content,rate of rise,oil well and oil production.Study shows that improving reservoir heterogeneity and controlled water rate and well interventions,improving single well production volume decreased block natural decline rate.

Ansai oilfield；natural decline rate；heterogeneity of reservoirs；water rate；oil measure

TE347

A

1673-5285（2017）10-0020-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.005

2017－09-22

高冬，男（1991-），助理工程師，2013年畢業于西北大學資源勘察與工程專業，現從事石油開發工作。