开发指标变化规律在渤海油田产量及工作量预测中的应用

缪飞飞



开发指标变化规律在渤海油田产量及工作量预测中的应用

缪飞飞

（中国海洋石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海油区大部分主力油田都开采了10多年并且已进入中高含水递减阶段，具有丰富的开发指标统计规律。研究发现，自然递减率和储采比可以利用广义的ARPS递减方程拟合计算，综合递减率与自然递减率及含水率与时间半对数都呈线性关系。依据预测自然递减率、综合递减率、储采比及含水率可以预测基础产油量、综合产油量、总产油量及总产液量，依据总产油量、综合产油量及基础产量之间关系可以计算出措施产量；根据措施单井次增油量和新井单井增油量变化规律, 即可确定措施和新井工作量。

渤海油田；开发指标；油田产量；自然递减率；综合递减率；工作量

渤海油区在生产的42个油田中，大部分主力油田都开采了10多年并且进入中高含水递减阶段，具有丰富的开发指标统计规律，自然递减率、综合递减率、储采比、含水率是反映油田开发状况的重要指标。如何根据实际油田的指标变化规律进行产量预测及规划工作量预测，目前很少有学者进行研究。本文针对渤海油田主要开发指标变化规律进行研究，将这些变化规律应用于油田产量及工作量预测，指导油田开发规划。

1 研究思路及方法

1.1 研究思路

油田开发规划主要预测指标包括产油量、产液量、措施及调整井工作量。研究发现，规划指标可以根据开发指标进行预测。自然递减率预测基础产油量、综合递减率预测综合产油量、储采比预测总产油量，三种预测产量可以求解预测措施产油量及调整井产油量，根据措施单井次增油量和新井单井增油量变化规律, 即可确定措施和新井工作量。依据各油田含水率统计规律预测含水变化规律，计算油田产液量。详细的研究思路及流程参见图1。

图1 研究思路及流程

1.2 研究方法

1.2.1 自然递减率预测方法

自然递减率是指上阶段采油量与下阶段自然采油量（下阶段采油量扣除新井及各种增产措施增加的产量）的差值占上阶段采油量的比率。通过对目前渤海大部分主力油田历年自然递减率指标进行分析，发现其随时间依递减方式发生规律性变化。为了准确预测后期自然递减率，经过文献调研[1-6]及研究，发现广义ARPS递减方程（式1）可以很好拟合并进行预测（图2、图3）。在EXCLE中实现了程序化，从而达到快速、简捷拟合计算预测。为确保拟合相关性及后期预测的准确性，通过建立拟合计算的最小误差来控制，控制方程见式（2）。预测的自然递减率可以针对油田历年基础产量计算，这对油田后期开发有很强的指导意义。

图2 渤海JZ油田递减率变化及预测

图3 渤海SZ油田递减率变化及预测

1.2.2 综合递减率预测方法

综合递减率是指上阶段采油量减去下阶段采油量扣除新井产量后的差值占上阶段采油量的比率。依据自然递减率与综合递减率的匹配关系，可以确定油田历年的综合递减率，计算油田综合产量（基础产量+措施产量），进而可计算油田历年措施产油量。依据油田单井措施增油量的统计规律，可计算出油田措施工作量。文献[7]研究成果已确定出自然递减率与综合递减率的理论关系式（式3），在一定开发阶段，自然递减率和综合递减率呈线性关系。

1.2.3 储采比预测方法

储采比是指上年度剩余可采储量与本年度产量的比值（式4）。如能预测下一年度的储采比，利用公式4反算就可以计算出本年度的总产油量（基础产量+措施产量+调整井产量），进而可计算油田历年调整井总产量。依据油田调整井单井产油量的统计规律，可计算出油田调整井的工作量。分析渤海各油田储采比数据，发现其有很好的变化规律，通过对变化规律的研究和文献调研[8-9]发现，油田储采比变化同样可以利用广义ARPS递减方程（式5）进行拟合计算预测。从图4、图5可以看出拟合很好，相关系数达到0.8以上，随后同样利用文献[10]中两个油田实际数据进行了验证，发现其拟合效果很好，相关性很好，从而证明利用广义ARPS递减方程拟合预测储采比是可行的。

1.2.4 含水率预测方法

针对海上油田的液处理能力，预测出将来的产液量是很有必要的。在预测出产油量的情况下，只需确定油田含水率变化，就可以预测出将来油田产液量。针对渤海大部分主力油田历年含水率的分析，发现含水率与时间的半对数有很好的线性关系，这里列举两个油田，见图6、图7。实例表明，可以根据含水率与时间的匹配关系进行未来各年度含水率预测，求得产液量。

图4 渤海JZ油田储采比变化及预测

图5 渤海SZ油田储采比变化及预测

图6 渤海JZ油田含水率拟合

图7 渤海SZ油田含水率拟合

2 实际油田应用

QHD油田位于渤中海域石臼坨凸起中部，平均水深为20 m，属于河流相沉积，岩性为中～细砂岩及粉砂岩，具有高孔、高渗特征，地层原油黏度为30~260 mPa·s。QHD油田于2002年投产，截至目前，油田综合含水率为86.7%，采油速度为1.55%，累计产油量为2 649×104m3，采出程度为12.91%，技术采收率为29.5%。

2.1 产油量预测

根据QHD油田历年的自然递减率和储采比数值, 利用广义ARPS递减方程进行回归拟合预测，回归出自然递减率、储采比与时间的关系式（式6、式7），预测未来各年度自然递减率、储采比（见图8和图9）；根据自然递减率与综合递减率数值, 回归出自然递减率与综合递减率的线性关系式（式8、图10）；已知自然递减率，便可计算出综合递减（图11）。根据2004年至 2015年的实际开发指标数据, 预测自然递减率、综合递减率及储采比，从而确定出基础产量、综合产量及总产量（图12）。

2.2 措施产量、调整井产量及工作量

根据预测的历年的基础产量、综合产量及总产量，确定出历年所需的措施产量和调整井产量（图13），依据油田2004年至2015年实际措施产量和调整井产量与预测数据进行比较，年度产量误差为10%，累积产量误差为3%，从而证明预测结果的可靠性。

根据“十二五”以来QHD油田措施单井次年增油递减趋势和平均新井单井年增油量, 确定2016至2021年“十三五”新井单井年增油量和措施单井次年增油量, 确定新钻井数和措施井次（表1）。

2.3 含水率及产液量预测

利用QHD油田含水率数据，建立含水率与时间的半对数拟合关系（图14），根据拟合关系式预测未来各年度含水率数值，进而依据含水率定义式反算出油田总产液量（见图15），由图15可以看出，QHD油田在目前开发方式及开发规模下，最大日产液量为1 800×104m3左右，相对平台2 500×104m3的液处理能力，目前开发方式及规模可以继续维持，无需进行液量限制。

图8 渤海QHD油田自然递减率变化及预测

图9 渤海QHD油田储采比变化及预测

图10 渤海QHD油田综合递减与自然递减率关系

图11 渤海QHD油田综合递减预测

图12 渤海QHD油田预测产油量

图13 渤海QHD油田预测措施、调整井产量

图14 渤海QHD油田含水率与时间半对数关系

图15 渤海QHD油田含水率及年产液量

表1 QHD油田“十三五”产油量构成与工作量预测 104 m3/a

3 结论

研究表明，渤海大部分主力油田历年统计的自然递减率、综合递减率、储采比及含水率开发指标数据具有很强的规律性，自然递减率和储采比可以利用广义的ARPS递减方程进行拟合计算，综合递减率与自然递减率及含水率与时间半对数都呈线性关系式。依据预测自然递减率、综合递减率、储采比及含水率可以预测未来各年度基础产油量、综合产油量、总产油量及总产液量，并可计算出措施产量、调整井产量；结合实际油田历年措施单井次年增油和新井单井年增油变化趋势，预测出措施工作量及新井工作量。实际油田应用结果表明，本文研究思路及方法简单、可靠，可用于油田开发规划指标预测，预测结果对油田中长期规划具有指导作用。

符号注释

[1] 俞启泰，陈素珍，李文兴．水驱油田的Arps 递减规律[J]．新疆石油地质，1998，19（2）：150–153.

[2] 汤志，朱婵，邢淑霞，等．辽河油田不同类型油藏产量递减规律研究[J]．新疆石油天然气，2014，10（2）：46–49.

[3] 俞启泰．广义递减曲线标准图版的制作与应用[J]．石油勘探与开发，1990，37（2）：84–87.

[4] 殷世荣，宫健，刘风喜，等．基础油的预测方法及应用[J]．油气地质与采收率，2001，8（3）：40–42.

[5] 张凤莲，李治平，邹存友，等．一种Arps 递减自动拟合方法及应用[J]．中外能源，2009，14（8）：51–54.

[6] 毕研斌．对广义递减曲线图版的补充[J]．新疆石油地质，1998，19（3）：241–243.

[7] 刘玉忠，尚明忠，朱海燕，等．自然递减率与综合递减率关系研究[J]. 油气地质与采收率，2002，9（4）：51–52.

[8] 胡丹丹，唐玮, 白喜俊，等．储采比变化规律及其在中长期规划中的应用[J]．石油天然气学报( 江汉石油学院学报)，2007，29（5）：125–128.

[9] 王天智, 田晓东．不同递减条件下储采比变化分析[J]．大庆石油地质与开发，2004，23（1）：31–32.

[10] 金佩强，张克友．美国的储采比[J]．大庆石油地质与开发，1991，10（1）：71–74.

编辑：王金旗

1673–8217（2017）05–0066–05

TE341

A

2017–02–04

缪飞飞，高级工程师，硕士，1983年生， 2009年毕业于西安石油大学油气田开发专业，现主要从事油气田开发与油藏研究工作。

国家科技重大专项课题“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术示范(2011ZX05057-001)”部分研究成果。