递减率计算新方法及在调驱评价中的应用——以渤海Q油田为例

高智梁，刘跃忠，张锋利，邢川衡，孟向丽，张 震

（1．中海石油（中国）有限公司秦皇岛32-6作业公司，天津 300450；2．中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300450）

渤海Q油田目前处于高含水开发阶段，注水井调驱是油田中、高含水开发阶段控制递减、改善水驱开发效果的有效技术手段。由于调驱效果评价涉及因素多，很多学者研究了调驱效果评价方法，如模糊数学方法、最小二乘支持向量机法等，用以综合评价调驱效果[1-2]。但在日常生产管理中，当调驱受益井实施增油措施时（如换大泵提液、酸化解堵等），调驱增油与其他措施增油会发生相互干扰，会对调驱效果评价的准确性和合理性造成影响。如应用Arps递减模式评价调驱后产量递减变化时，受其他措施增油影响，调驱井组递减率变化不能直接反应调驱效果的好坏[3-4]。同时，水驱曲线法是水驱开发油田动态分析和指标预测的重要方法之一，其中乙型水驱曲线适合油水流度比大、高含水阶段油田开发预测[5]。根据乙型水驱曲线表达式，油田累计产液量与累计产油量存在函数关系，而开发过程中某阶段产液量、产油量变化对水驱曲线影响不大，因此，可建立一种基于乙型水驱曲线的递减率计算方法，通过计算理论递减值，并与实际递减进行对比，从而分别确定调驱、大泵提液等措施的效果。

1 基于乙型水驱曲线的递减率公式

1.1 乙型水驱曲线

乙型水驱曲线是一种常用水驱曲线[5-10]，可描述稳定水驱阶段油田累计产液量与累计产油量间函数关系，如下：

式中：Lp为累计产液量，104m3；NP为累计产油量，104m3；A、B为系数。

1.2 基于乙型水驱曲线的递减率公式

基于式（1），进行递减率计算公式推导，生产条件为定液量生产，则

式中：Q为阶段产液量，104m3；LP0、NP0分别为初始条件下累计产液量、累计产油量，104m3；LP1、NP1分别为第一阶段累计产液量、累计产油量，104m3；LP2、NP2分别为第二阶段累计产液量、累计产油量，104m3。

由式（1），可得到

理论条件下，油藏在达到稳定水驱阶段后，式（4）、（5）、（6）中系数A、B相同，因此，式（4）、（5）、（6）两两相减，得

再将式（8）与式（7）相除，得

将式（2）、（3）代入式（9），得

式（13）可以看作是D与X间的函数关系。可以用该式来进行基于乙型水驱曲线的递减率理论计算，即油田定液量条件下理论递减率，该理论递减率与时间无关，而与定液量生产过程中阶段产液量有关。

因此，该理论递减率可理解为水驱动态稳定时定产液量条件下油田产油量的递减大小。当实际水驱曲线斜率发生明显转折时，实际递减率将会高于或低于该理论计算值。需要说明的是，水驱曲线斜率转折前后仍是直线段，只是斜率不同，因此，该理论递减率计算公式仍适用。

2 实例分析

渤海Q油田目前处于高含水阶段，调驱控水和提液挖潜是油田稳产主要手段，为最大限度挖掘产能潜力，存在很多调驱受益井再实施大泵提液的情况，为调驱效果评价带来一定影响。

2.1 Q28H井

Q8井为注水井，Q28H井为受益井。Q8井于2017年12月实施调驱，Q28H井产液量、含水率及流压均出现明显下降趋势，曲线显示一定的调驱响应。为进一步挖潜，Q28H井于次年6月实施换大泵提液，日产液量由100 m3提高至580 m3，日产油大幅提高，增油量最高近100 m3（图1）。

为合理评价 Q28H井调驱效果及换大泵挖潜效果，通过整理定液量生产数据，计算出定液量生产条件下基于乙型水驱曲线的理论递减率，并与定液量条件下实际递减率进行对比，发现调驱后实际递减率有一定下降，但持续时间较短（仅一个定液量数据点，明显低于理论计算值）。后期换大泵提液时实际递减率无明显下降，说明调驱作业后水驱效果改善不理想，换大泵提液也没有明显扩大该井储层动用范围，但产液量提高后产油量增加明显。以上认识也可以从乙型水驱曲线斜率未发生明显变化的特征上加以佐证（图2、图3）。因此，该井增油量主要是换大泵提液效果。

图1 Q28H井生产动态曲线

图2 Q28H井定液量下理论递减率对比

图3 Q28H井乙型水驱曲线

2.2 Q2H井

Q21井为注水井，Q2H井为受益井。Q2H井于2015年3月实施换大泵提液，日产液量由130 m3提高至400 m3，初期日产油由20 m3提高至60 m3左右，后因含水上升，日产油下降至30 m3。2015年9月开始对注水井Q21井实施调驱控水，当年11月Q2H井显示调驱受效特征，含水下降，产液量稳定，日产油增加至95 m3（图4）。

为合理评价Q2H井调驱效果及换大泵挖潜效果，通过计算定液量生产条件下基于乙型水驱曲线的理论递减率，并与定液量条件下实际递减率进行对比，发现调驱后实际递减率明显下降，且持续时间较长（共6个定液量数据点，明显低于理论计算值），而前期换大泵提液时实际递减率无明显下降。说明调驱作业后水驱效果改善明显，有效扩大了注水波及体积，而换大泵提液没有明显扩大该井储层动用范围，但产液量提高后产油量增加明显。以上认识也可以从乙型水驱曲线斜率未发生明显变化的特征上加以佐证（图5、图6）。因此，该井增油量主要是换大泵提液和调驱控水综合效果。

3 结论

（1）针对调驱措施与其他增油措施同时实施的情况，基于乙型水驱曲线的定液量理论递减率计算值与定液量条件下实际递减率对比，可有效分析调驱措施控水增油效果好坏。

图4 Q2H生产动态曲线

图5 Q2H井定液量下理论递减率对比

图6 Q2H井乙型水驱曲线

（2）基于乙型水驱曲线的定液量理论递减率计算公式，适用于稳定水驱阶段，即使水驱曲线斜率发生转折，转折点前后仍是直线段，因此，该理论递减率计算公式仍有效，适用于Q油田。

（3）定液量理论递减率计算公式可为调驱措施与其他增油措施效果量化劈分提供分析基础和支持。