底水稠油油藏水平井生产特征及产能预测研究——以渤海曹妃甸11-1 油田为

黄晓东，黄荣贵，刘 晖，唐晓旭，张 勇，刘平礼

（ 1.中海石油（ 中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2.西南石油大学，四川成都 610500）

水平井对薄层油藏、天然裂缝油藏、存在气锥和水锥问题的油藏、存在底水锥进的气藏等难开发油藏，具有明显的优势。与直井相比，水平井生产时形成一个低压区而不是一个低压点， 使其能在一个较高的采油速度下生产而不会形成水锥， 从而延长无水采油期和提高原油采收率[5]。 但暴露出的问题也日益突出，尤其是稠油底水油藏水平井产量递减快、 底水上升快和找水控水困难等[1-3]。 合理地设计水平井及正确地预测各项开发指标，合理地实施增产作业，已成为能否达到油田预测开发效果的重要问题。

曹妃甸底水油藏，经过多年的开发，目前已进入高含水、高采出程度阶段，面临着含水上升快、底水锥进严重、水淹程度加剧[4]、产量递减大、剩余油开采难度大等一系列问题， 如何通过技术创新促进双高油田持续有效开发是目前迫切需要解决的问题[6]。尤其是需要针对海上油田水平井的特点， 开展底水油藏水平井生产特征及产能预测研究具有重要意义。

1 曹妃甸油田开采特征分析

产液指数和产水率是衡量油井开采效果的主要参数。 产液指数主要由储层物性决定，因此，在增产过程中，往往通过降低产水率来提高开采效果。

由产水率计算公式：

可知：降低产水率就是要降低水与油的流度比。一方面可以降低油的粘度，增加水的粘度，广义地说就是增加驱替液的粘度； 另外就是降低水与油的相对渗透率比值，根据相渗曲线，水相相对渗透率随着含水饱和度的升高而升高。 分析油藏含水饱和度分布特征及其影响因素，为降水增油提供理论依据。

在水平井采油中， 由于井筒周围产生压力降及油藏中的物质平衡关系，使得底水油藏中会出现油-水界面发生变形呈脊形上升的现象， 其方向垂直于水平井方向的横截面而形状相似于直井中形成的“ 锥面”，称为底水的水脊（ 见图1）。

图1 水平井段以下水脊示意图

水脊形状基本都是呈沿水平段所在垂向平面上的拱形，水平井的避水高度、绝对渗透率、流体粘度、水平段长度等都对水平井的产能有很大影响， 本节将结合曹妃甸实际生产情况， 分析曹妃甸油田的开采特征和出水规律。CFD11-1 油田目前部分井的开采现状（ 见表1）。

由表1 可以看出，目前CFD11-1 油田普遍存在产油量低，产水率高的特征。产水率基本都在90 %以上，这是导致该油田产油量下降的重要原因之一。

图2～图4 分别是CFD11-1-A16H 井、CFD11-1-A03 井和CFD11-1-A15H 井的生产动态曲线。

由图2～图4 可以看出，初始产水率不高，随着生产的进行，产水率急剧上升，基本上6 个月内达到80 %以上。随着含水率的上升，产油量持续下降。经分析，导致曹妃甸油田产水率较高的因素可能主要有以下三个方面：

表1 CFD11-1 油田部分井目前开采现状

图2 CFD11-1-A16H 井的生产动态曲线

图3 CFD11-1-A03 井的生产动态曲线

图4 CFD11-1-A15H 井的生产动态曲线

（ 1）油层薄，水体活跃，生产初期产液量高，底水锥进速度快。曹妃甸油田本身油层较薄，井的避水高度小（ 见表2），渗透率高（ 馆陶组平均渗透率1 400 mD，东营组平均渗透率1 120 mD），生产初期产液量高，即使普遍采用水平井开发，生产段见水快。

表2 曹妃甸油田部分水平井的生产层厚度和避水高度

（ 2）油水系统复杂，油层、水层从上到下随地层深度交替分布；部分油井经过水层，完井方式又多为裸眼加筛管完井， 存在层间水窜， 导致含水率较高。 如CFD11-1-A05 井，产水率一开始就在90 %以上。

（ 3）可能存在伤害或地层压力降低等问题，曹妃甸油田部分生产井的产液量与流压的数据（ 见表3）。 可以看出，大多数油井在目前流压下降很多的情况下产液量不增反降，可能是地层压力降低或存在伤害造成的。

表3 曹妃甸油田部分生产井初始和目前的产液量与流压

2 曹妃甸油田水平井出水规律分析

油田开发初期， 根据实际钻井认识的油藏中油水关系区分边水油藏和底水油藏。随着开发的进行，边水油藏底部由于物性较好，长期水驱后，边水对油藏底部剩余油驱替干净， 进而油藏底部大部分均被来自边部的水驱替，形成有限的次生底水，此时其生产井动态特征表现为底水驱替。虽然该油藏成为边水油藏，但从油田开发动态的角度， 更确切地描述为具有底水驱替或边底水共同驱替特征的边水油藏。

同样，对于底水油藏开发初期，单井水平段靠近油藏上部，距离底水较远，垂向渗透率若较差，特别是水平井段下部存在泥岩隔夹层时， 底水到达井底的时间远远落后于边水到达井底的时间时， 动态表现为边水驱替特征；在油藏开发中后期，油水界面逐步上移，单井底部若存在较大面积发育泥岩隔夹层， 驱动该井的水若来自隔夹层底部， 那底部的水会绕流到泥岩隔夹层边部再向井底驱替，形成次生边水驱替，此时该井动态表现为边水或边、底水共同驱替的动态特征，这些特征在强非均质性油田均已有实际例证。

因此，从精细油藏开发动态分析角度，水驱（ 驱替）类型能够更确切地描述油藏或单井的水驱开发动态特征。 油藏水驱（ 驱替）类型决定开发动态特征。 水驱（ 驱替）类型主要包括边水驱替、底水驱替和边、底水共同驱替3 种类型。 下面将根据曹妃甸油田水平井生产曲线特征，简要分析其出水规律，为后续研究提供基础认识。

（ 1）生产动态特征。 总体上，油田中高含水阶段底水驱替水平井生产动态特征表现为： ①初产油量不高（ 14 m3/d～165 m3/d），平均初产为228 m3/d 左右，产量递减较快，不到半年产量递减为初产量的一半，之后产量较平缓、稳定递减，产油量归一化后曲线形状为“ L”型；②初期含水上升很快，中高含水期时含水较稳定，无水采油期无或很短，含水率归一化后曲线形态为“ Γ”型（ 反“ L”型）；③初期产液量较低，主要为控制底水锥进，中后期液量呈现出上下波动不稳定。

（ 2）规律分析。底水驱替水平井递减率存在两个阶段：①第一阶段快速递减阶段，早期底水驱替水平井存在较短无水期或不存在无水期， 稳产期较短或无稳产期； ②第二阶段稳定缓慢递减阶段， 年递减率大致为10 %～30 %，是高、特高含水期主要产油阶段，两个阶段发生时间点不同， 但大致都发生在含水为80%～95%的高、特高含水期。

从底水驱替水平井累产增量分析：半年内底产油量迅速递减，高含水期后累积产油缓慢递减至稳定阶段。水平井含水率上升速度曲线分析： 初期含水上升速度很高，一年半就上升为90 %左右。

通过对曹妃甸油田生产曲线分析， 得出曹妃甸油田产量递减速度快，中高含水期较稳定，水驱特征表现为底水驱替。

3 开采效果回归分析

曹妃甸11-1 油田馆陶组及东营组储层属于高孔高渗储层，含水率高，非均质性强。地质条件较为复杂，产能及含水率有效评估难度较大。 目前油气田开发中常用的产能评估手段主要有两种：一是井下测试，但直接在海上平台上下入井下测试工具风险大， 且价格较为昂贵；二是数值模拟，由于储层渗流方式复杂，建立和求解数学物理模型难度大。

鉴于上述两种方法的局限性，从统计学角度出发，利用数据挖掘技术直接分析现场数据， 以期达到有效评估产能的目标。 一种简单可行的方法是利用偏最小二乘法进行多元回归分析， 建立产能与影响因素之间的经验模型。

偏最小二乘回归（ Partial Least Squares Regression，PLSR） 是一种多因变量对多自变量的回归建模方法。它集多元线性回归分析、 典型相关分析和主成分分析于一体，能够实现对高维数据空间的降维处理，并能有效地解决自变量间多重相关情况下的回归建模问题。该方法在处理多重相关性问题和小样本问题方面具有独特的优势，可对开采初期少量资料进行直接分析。同时，PLSR 在处理小样本多元数据问题方面也具有明显优势。 该方法可用于分析主控因素，预测增产潜力，指导选井选层以及优化施工参数。该方法具有精度高，实用性强的特点。

针对储层具体情况， 根据经验选取了5 个影响因素进行分析与预测，产能基本模型表述如下：

式中：y-单井产量，m3/d；x1-生产层有效厚度，m，x2-生产压差，MPa，x3-避水高度，m，x4-产液量，m3/d，x5-油气比，以其中的4 口井为例展示需要统计的数据（ 见表4）。

为了检验各个产能及含水率影响因素之间是否存在相关性， 引入皮氏积矩相关系数（ 或叫线性相关系数、相关系数）来衡量两个随机变量之间线性相关程度的指标。 相关系数计算公式为：

各因素之间的相关系数r（ 见表5）。 由表5 可知，各变量间存在一定程度的线性相关性， 相关系数绝对值最大为0.977 3，有6 组相关系数在0.500 以上，说明影响因素之间存在多重共线性关系。因此，考虑到偏最小二乘回归在消除线性相关影响方面的优势， 利用其对这些数据进行分析具有针对性。

利用偏最小二乘方法对收集到的66 口井数据进行分析，即用前60 口井的数据作为训练数据，寻找线性规律；用其余的6 口井进行预测，与真实结果进行对比检验，计算其误差。通过分析生产数据，建立了曹妃甸11-1 油田产能及含水率的多元线性回归的经验模型。

产能经验公式：

用该经验公式预测11-1-A24H 等6 口井的产能，与实际产能相比，其平均误差为5.8 %，在工程允许误差范围内。

表4 4 口井储层及生产数据

表5 各影响因素相关系数表

在产能模型基础上进行变量投影重要性分析，既可以定性分析各因素的影响程度， 为后期增产措施提供指导；又可以在变量较多的情况下筛选自变量，简化模型，提高精度，方便现场使用。

变量投影重要性指标VIP（ Variable Importance in Projection）用以测度自变量对因变量的解释能力。其定义式为：

式中：Rd（ Y；tk）和Rd（ Y；t1，t2，…th）分别是单个主成分tk对产能Y 的解释能力和所有主成分t1，t2，…th对Y 的累计解释能力。 对于p 个自变量xj，如果它们在解释y 时作用都相同， 则所有VIPj均等于1；VIPj越大，则xj在解释y 时就越重要。 据此，可对各产能影响因素的相对重要程度进行比较，筛选出主控因素。模型I 中10 个影响因素的VIP 值（ 见表6）。

由表6 可看出， 目标储层产能主控因素按重要程度排序依次为生产压差、生产层有效厚度、避水高度、油气比和产液量。 除生产压差对产能影响程度相对较大外，其他几个因素对产能的影响程度相当。 因此，生产压差是目标区域产油量的决定性因素。

含水率经验公式：

对曹妃甸油田11-1-A24H 等6 口生产井的含水率进行了预测，平均误差为4.9 %，精度较高。

表6 产能模型中各影响因素的VIP 值

表7 含水率模型中各影响因素的VIP 值

含水率模型中各影响因素的VIP 值（ 见表7）。 由表7 可见， 目标储层产水率主控因素按重要程度排序依次为避水高度、产液量、生产层有效厚度、生产压差和油气比；各因素对含水率的影响程度相当。

由模拟结果可见， 利用偏最小二乘理论分析已有生产数据， 得出的产能和产水率经验公式用于指导现场实践的方法是可行的。 由于该方法对原始数据数量和质量要求较高，现场应用时应收集更多、更准确的基础资料进行分析，进一步提高经验公式的可靠性。

4 结论

（ 1）曹妃甸由于油层较薄，底水较活跃，油水系统复杂，油井产水率普遍较高，开采程度低。

（ 2）水平井开发底水油藏的过程中产水率和产液量都会一直增大，产油量一直降低；水平井生产一段时间后，水平井段下方含油饱和度变得很低，剩下的油很难被采出， 水平井段所在水平平面上离井较远的位置仍然有大量可供开采的原油。

（ 3）均质地层中，水平井所在油藏随油层厚度和避水高度不同水脊形状有所不同， 薄油层低避水高度下水平井两端容易见水，油层厚度和避水高度越大，水平井见水位置越靠近水平段中部。

（ 4）目标储层产能主控因素按重要程度排序依次为生产压差、生产层有效厚度、避水高度、油气比和产液量； 产水率主控因素按重要程度排序依次为避水高度、产液量、生产层有效厚度、生产压差和油气比。

（ 5）利用偏最小二乘法进行多元回归分析，建立产能与影响因素之间的经验模型。对曹妃甸11-1 油田生产井进行了预测， 预测结果显示平均单井产能和含水率与实际相比，误差率分别为5.8 %和4.9 %，精确度较高，可以为油田的稳油控水措施提供技术依据，取得了良好的效果。

［ 1］ 刘晖，李海涛，山金城，等. 底水油藏水平井控水完井优化设计方法［ J］.钻采工艺，2013，36（ 5）：37-40.

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