冀东油田J13区产量递减规律及影响因素分析

张 靓，王 强，张 莉，胡 伟

(1.中国石油冀东油田分公司油气集输公司，河北唐山 063200；2.中国石油冀东油田分公司开发技术公司，河北唐山 063200；3. 中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)



冀东油田J13区产量递减规律及影响因素分析

张 靓1，王 强2，张 莉1，胡 伟3

(1.中国石油冀东油田分公司油气集输公司，河北唐山 063200；2.中国石油冀东油田分公司开发技术公司，河北唐山 063200；3. 中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

针对冀东油田J13工区的生产特点、开发现状,结合油田的油藏地质和开发特征，对区块生产数据以不同时间单位进行了全面的产量变化规律分析，分析递减状况得出了该区块的递减规律、递减率影响因素及敏感性。应用不同递减分析方法和产量变化拟合方法，计算不同区块的拟合公式，并确定各区块的递减类型、递减率。对产量递减不明显的区块应用双对数模型生长曲线法、威布尔增长曲线等方法进行拟合分析，得出产量变化规律；同时对各区块的产量进行预测分析。提出了切实可行的延缓递减技术对策，并形成延长特低渗透油藏产量递减规律研究思路和技术方法。

冀东油田 油藏 递减率 影响因素 延缓

油田递减规律分析是油藏动态分析的一项重要内容。随着油田的不断开发，我国大部分油田,尤其是陆上油田产量已相继出现产量递减的状况[1-3]，可供勘探领域越来越有限。研究已开发油田产量递减以及影响产量递减的因素是有效的控制产量稳定的方法之一[3-5]。冀东油田长期采用自然能量开发，随着油田不断地开发，地层能量严重不足，单井产量极低，增产方式以水力压裂为主要手段，产量跳跃性大。此外，由于油田长期处于增储上产阶段，区块划分不明确，加之早期投产的油井生产资料记录不全等，直接影响了对油田产量递减以及影响产量递减因素的分析。根据油田递减阶段产量随开发年限的变化特征，油田的递减可归结为3种基本类型：指数递减、调和递减与双曲递减。现针对各研究区块的生产特点和开发现状，分析递减状况得出了典型区块的递减规律、递减率影响因素及敏感性，提出切实可行的延缓递减技术对策。

1 油藏概况

冀东油田J13区位于鄂尔多斯盆地的一级构造单元陕北斜坡东部，J13区油区所处的鄂多三角洲J2油层组沉积时期属三角洲平原沉积，砂体主要为分流河道沉积。本区J21、J22和J23油层组的砂体厚度平面变化与河道位置有关，沿河道砂体最发育，厚度相对较大，河道向两侧砂体厚度变薄。地层压力为16.23 MPa，饱和压力5.21 MPa，地层温度55.5 ℃，地层原油黏度9.15 MPa/s，地层原油密度0.774，原始气油比51.8 m3/t，该区平均孔隙度16.2%，渗透率15%，属于中低孔、低渗储层。

自2004年11月投入开发，注水井于2005年2月开始投注。截至2010年2月该区J2油组油藏共投产油井91口，区块月产油2 700 t，月产液9 400 m3，综合含水率69.9%，累计产油17.44×104t，含油面积为9.34 km2，地质储量为661.8×104t，采油速度为0.45%，采出程度为2.64%。

2 产量递减规律研究

2.1 年自然递减分析

根据实际生产数据，绘出年产油量与时间的对应关系见图1。

图1 J13注水区老井年自然产量曲线

从图1可以看出，从2006年开始J13区块中的J2油层年产量开始递减，通过拟合分析计算，J2注水区年自然产油量递减趋势符合双曲递减，其初始递减产量为3.32×104t,递减产量公式为：Q=3.32×104/(1+0.897×0.327 5t)1/0.891，初始自然递减率为32.75%。

2.2 年产量综合递减分析

图2为利用年数据作产量与时间变化曲线，从2006年后开始递减。通过对年产量进行拟合，递减规律符合指数递减，公式为:Q=3.797e-0.797t,初始递减产能为3.797×104t，递减率为5.13%。

图2 J13注水区年产量递减曲线

2.3 分年投产井分析

对J13注水区的区块产量按照投产时间的不同，分别作出2005年前和2005,2006,2007,2009年投产的井的月产油动态曲线，见图3。

图3 分年投产井月产油量曲线

由图3可以看出，2005年前和2005年投产的井的有较明显的递减趋势，而2006,2007,2009年投产的井由于投产井数较少，产量很低，看不出变化。并对2005年前和2005年投产的井进行拟合，见图4。

图4 月产量递减曲线

由图4可以看出，2005年以前投产的井月产量符合指数递减，公式为Q=2 909.2e-0.011 7t，初始递减产能为2 909.2 t,递减率0.011 7。2005年投产的井月产量符合指数递减，递减公式为Q=791.6e-0.012 4t，初始递减产能为796.1 t,递减率0.012 4。

3 影响递减因素分析

影响产量递减的因素很多，有油藏特征、油层物性条件等各种静态参数，还有实际的开发生产过程中地层压力，注水时机，采油速度等动态参数。不同的参数可能对地层流体的渗流、地层压力及油井供液能力造成影响，从而使区块产量下降。现主要对开发过程中动态参数进行分析，其中包括启动压力梯度、含水率、注水时间、井网密度和采油速度。

3.1 启动压力梯度对递减率影响

冀东油田J13区块大部分为低渗,甚至为特低渗透储层,对于低渗储层，流体渗流时必须有一个附加的压力梯度克服吸附层的阻力才能流动，与常规油田相比，启动压力的存在会给油田递减规律带来一定的影响。为研究冀东油田不同区块启动压力梯度对递减规律的影响，根据经验公式计算不同区块的启动压力梯度见表1。

统计研究区块在不同的启动压力梯度下的递减率值，作出所有区块不同启动压力梯度对应的递减率散点图，见图5。

图5 启动压力梯度与年自然递减率散点

从图5可看出，区块年自然递减率的大小与启动压力梯度的大小密切相关，启动压力越大，单井产能越低，递减也越缓慢。统计结果与理论推导结果一致，充分说明启动压力梯度越大，递减越慢，反之则递减越快。

3.2 含水率对递减率影响

随着油田开发的深入，尤其是进入中后期，油田含水逐渐升高，产量逐渐下降，严重影响油田的开发效益。为进一步了解含水率对区块递减率的影响，以典型区块为例，分析含水率对油田产量的影响。

J15未注水区2003年投产，于2004年新投产了一批井，此后，井数再无大的变化，因此以J15未注水区为例，分析不同含水阶段对递减率的影响，区块月产油量和含水率与时间的关系见图6。

图6 J15未注水区月综合递减规律

从图6可知，2004年开始区块的产油量有明显的下降趋势，含水率有所上升达到70%左右，一直保持稳定。直到2007年J15区块的含水由70%上升至80%。J15区块的月产油量在2004年达到峰值后就持续递减。在含水率在70%的时，J15区块的月产油量从1 363.21 t下降到1 189.8 t。随着含水率的上升，月产油量递减剧增。从2007年的1 355.80 t下降到347.5 t，递减急剧。

对图6中含水明显变化的2个阶段的产量变化进行拟合分析：含水变化的第一阶段产量变化符合指数递减，Q=1 363.208 7e-0.006 7t，初始递减率6.7%，相关系数为0.979 8。含水变化的第二阶段产量变化符合指数递减，Q=1 355.797 7e-0.055 7t，初始递减率为55.7%，相关系数为0.973 8。

结合该区块的地质和油藏等动静态资料分析，该区块产油量下降的主要原因有：1)区块自开发以来一直采用弹性能量的方式开采，地层能量亏空严重。因为油田的天然能量是有限的，采取天然能量开发，且没有及时弥补地层能量的亏空，就造成后面的地层能量不足，加速产量递减。2)因为J15区块是中厚层状、具有边底水驱动的构造岩性油藏，而且还有裂缝。对于这类油藏在稳定开采，保持合理开采速度的情况下，无水采油期长，含水上升慢。且该区块的采油速度为0.77%，所以投产初期即见水，含水上升速度非常快。同时在该区块开采后期，随着边底水的不断侵入，含水率达到特高含水阶段，油井产水造成产油量降低。

综上分析，含水对油田产量的影响不容小视。该油田在后续的开发过程中，可采取提高新井固井和完井质量，以保证油井的封闭条件，防止油层和水层窜通等，控制含水，延缓产量进一步递减。

3.3 注水时间对递减率影响

低渗透油田一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，一般需要采取早期注水，保持地层压力的开发方式，以获得较高的开采速度和采收率[6-8]。对于冀东油田典型区块的注水区，由于每个区块大规模投产后注水时间有先后不同，注水时间的早晚可能会对区块的递减率造成影响。

由于大部分注水区块注水前期不断有新井投入生产，注水前产量保持稳定或上升的趋势，区块注水后随着生产井数的稳定，区块后期才开始有递减趋势，因此无法在相同的条件下，对这些区块注水前后的产量递减规律进行对比。由于J15注水区块在第1次大规模投产后，后期增加新井很少，因此可以对比分析注水前和注水后递减规律的变化。

3.3.1 区块注水时间前后递减规律

图7为J15注水区注水前后递减率的变化情况，区块于2004年1月开始注水，注水前月产油递减规律符合指数递减，递减率7.17%，注水后月产油变化规律仍符合指数递减规律，但是递减率降低至2.75%，说明注水后递减率变慢。因此在其他条件相同的情况下，采用注水开发的开发方式比天然能量开采的开发方式递减要缓慢。因为注水补充了地层能量的亏空。

图7 J15注水区注水时间前后月递减率曲线

3.3.2 各区块注水时机早晚对递减规律影响分析

为了进一步分析注水时间的早晚对递减规律的影响，选取了J13和J15不同区块进行对比分析，主要原因是所选区块在投产开发之后，后期几乎均为一次性大批投入新投产井，选择这样的区块数据对统计规律有效性更强,统计结果见表2。

表2 注水时间早晚和相应递减率统计表

由表2可知，注水时间的早晚是对区块递减规律是有影响的，注水时间越早年综合递减率越小，注水时间越晚递减率越大。由此可见，对于特低渗油田应采取提前注水的方式，可及时弥补地层能量的亏空。

3.4 井网密度对递减率影响

井网密度被认为是油藏开发工艺中的重要参数。它在很大程度上决定了油藏要钻的井数、采油量和油藏开发的指标。油田的开发效果与井网密度有关，油田建设的总投资中钻井成本又占相当大的比例，因此井网密度对油田开发的经济效益有着重大的影响[9-10]。以冀东油田典型区块为基础，研究井网密度对油井产量的影响。

根据各区块的生产数据，选取年综合递减趋势明显的区块进行统计分析，并作出各区块井网密度与年综合递减率的散点图,见图8。

图8 井网密度和年综合递减率关系

由图8可知，随着井网密度的加大，递减率变小。在油田开发中储层非均质性越弱,要求的井网密度越小；储层非均质性越严重,要求的井网密度越大。井网密度越小,储量控制程度越低,无法获得较高的采收率；但是井网密度越大,尽管对储量的控制程度提高了,但采收率却不一定增大，这就存在着一个合理井网密度。在实际油田开采中，需要结合油藏的地质特征和动态参数，从技术和经济两个方面进行井网密度的合理优化，才能实现全油田的高产、稳产和提高采收率。

3.5 采油速度对递减率影响

采油速度是年采出油量和地质储量之比。采油速度会直接影响油田的最终采收率。选取了冀东油田递减趋势比较明显的区块进行采油速度对递减率的影响研究。统计了3个区块的采油速度以及对应区块的递减率，包括注水区和未注水区，具体结果见表3。

表3 J2层各区块采油速度、年自然递减率

由表3可以看出，随着采油速度加快，大部分区块的递减率也随之变大。主要由于在生产层位相同、其他物性条件差异不大的情况下，地层采油速度越大，液体被采出的速度越快，地层压力随之下降的也越快，造成地层能量亏空严重，因此产量下降也越快。故随着采油速度的变大，递减率也变大。对于陆上油田，特别是对于中低孔渗油气田，在生产过程中应结合实际，采用合理的中低采油速度，保持合理地层压力，使油井有较长期的旺盛生产能力，才能有较好的开发效果，才能提高区块的最终采收率。

4 结论

1)通过对J13区块产量递减规律的研究，年自然递减符合双曲递减，自然递减率达32.75%，年综合递减符合指数递减，综合递减率为5.13%。自然递减率远大于综合递减率，年产量存在可循递减规律。从分年投产井产量递减分析看，晚投产井的递减率大于早投产井。

2)影响产量递减的因素是多方面的，主要包括启动压力梯度、含水率、注水时间、井网密度和采油速度等。启动压力越大单井产能越低，产量递减速度也越缓慢；注水时间越早年综合递减率越小，注水时间越晚递减率越大；采油速度越大，区块的产量递减越快；随着井网密度的增大，递减率变小。含水率对产量递减的影响是复杂的，但控制含水，减缓含水上升速度，延缓产量递减是油田开发亘古不变的目的。

3)冀东油田属于中低孔渗油气田，在生产过程中应结合实际，采用合理的中低采油速度，合理保持地层压力，合理优代井网密度，才能有较好的开发效果，以提高区块的最终采收率。针对不同研究区块的产量递减规律，应用相应的延缓递减技术对策。主要包括增加措施工作量、新井投产、提高注采井数比和累积注采比、控制含水上升速度、改变油井工作制度等。

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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。

张靓，本科，主要从事油气田开发研究。

国家科技“十二五”重大专项 (2011ZX05010-002)资助。