天然水驱海相砂岩油藏递减率影响因素研究

＊孙维 谢明英 冯沙沙 缪云 杨光宇 游国辉

（中海油深圳分公司研究院 广东 518067）

引言

油田的生产一般包括上产、稳产和递减阶段，采用天然能量开发的水驱海相砂岩油藏开发的上产阶段和稳产阶段一般较短，主要为递减阶段。所以，对水驱砂岩油藏递减率及其影响因素的研究具有重要意义。通过调研发现，目前对于油藏递减率的研究大多集中在理论公式的推导及变形[1-2]。但是，通过对实际生产数据分析发现，理论公式对于南海东部水驱砂岩油藏的适用性较差。本文根据南海东部24个天然水驱砂岩油藏的实际生产动态数据，采用Aprs递减法[3]计算了油藏初期自然递减率，通过分析油藏初期自然递减率随油藏动静态参数变化的规律，明确油藏递减率主控因素，并通过灰色关联分析法对不同因素的影响大小进行了分析。最后，在油藏递减率影响因素研究的基础上，以油藏驱动类型、储层物性和流体物性进行分类，统计了不同类型油藏单井递减率主要分布范围。为同类油藏开发井和调整井开发指标预测提供类比依据。

1.油藏概况

本次研究的24个油藏储层均位于南海东部新近系中新统韩江组—珠江组，沉积微相以三角洲前缘分流河道和河口坝为主。储层物性主要以中—高孔、高—特高渗为主，油藏平均孔隙度17.8%～28.4%，油藏平均渗透率54～5955mD。储层流体物性以稀油为主，平均地层原油黏度11.2mPa·s。油藏的生产井以水平井为主。各油藏已开发5～29年。

2.产量递减率影响因素分析

通过对南海东部24个水驱砂岩油藏的实际生产动态数据统计，采用油藏专业通用的Aprs递减率算法计算出各油藏的初期自然递减率数值[3]，再统计反映各油藏储层物性和流体物性的关键参数如孔隙度、渗透率、有效厚度、原始含油饱和度、地层原油黏度和一次井网密度等，最后绘制各参数与油藏初期自然递减率间的散点图，分析随着各参数的变化油藏初期自然递减率的变化规律。

(1)孔隙度和渗透率对油藏初期递减率的影响

分别统计了南海东部24个水驱砂岩油藏的平均孔隙度和初期自然递减率值（如图1）。结果表明，随着油藏平均孔隙度的增大，油藏初期递减率整体呈下降趋势。由于油藏平均渗透率是根据测井解释的孔隙度计算得到，渗透率对油藏初期自然递减率的影响规律与孔隙度是保持一致的。

图1 油藏初期自然递减率与孔隙度关系

(2)井网密度对油藏初期递减率的影响

分别统计了南海东部24个水驱砂岩油藏一次井网密度和初期自然递减率值（如图2）。结果表明，随着油藏一次井网密度增大，油藏初期自然递减率逐渐减小，但减小幅度逐步变缓。

图2 油藏初期自然递减率与一次井网密度关系

(3)初始含油饱和度对油藏初期递减率的影响

分别统计了南海东部24个水驱砂岩油藏的初始含油饱和度和油藏初期自然递减率值（如图3）。结果表明，随油藏初始含油饱和度的增加，油藏初期自然递减率整体呈下降趋势，但下降幅度逐渐趋缓。

图3 油藏初期自然递减率与初始含油饱和度关系

(4)地层原油黏度对油藏初期递减率的影响

分别统计了南海东部24个水驱砂岩油藏的地层原油黏度和油藏初期自然递减率值（如图4）。结果表明，随地层原油黏度的增大，油藏初期自然递减率整体呈现杂乱无规律的形态。分析原因主要是24个样本点都属于稀油油藏，无稠油油藏样本点，黏度范围较小，整体规律不明显。

图4 油藏初期自然递减率与初始含油饱和度关系

通过以上分析可知，影响油藏递减率的因素较复杂，每一个单因素对递减率的影响规律不同，以上只是定性的趋势分析。

3.灰色关联法分析影响递减率的主控因素

为深入研究以上各种影响因素对自然递减率的影响程度，应用数据分析常用的灰色关联分析法，计算了不同分辨率系数下不同影响因素与南海东部24个油藏初期自然递减率关联度[4-5]。通过关联度大小排序明确影响油藏初期自然递减率的主控因素，以指导油藏后续调整井指标制定。

(1)数据选取和数据列处理

选取了南海东部24个天然水驱海相砂岩油藏进行研究，得到各区块初期自然递减率变化的影响指标：平均渗透率、平均有效厚度、平均孔隙度、原始含油饱和度、地层原油黏度和井网密度。依据灰色关联分析方法计算流程，定义本次研究的比较数列（分别对应以上6个影响指标）及其相对应的参考数列（对应油藏递减率），以此为基础，通过比较数列均质化算法对原始数据进行平均处理，即用平均值除以每个数列的全部数据，得到均质化处理后的数据列。

(2)关联系数的计算

将均质化处理后的各区块参数序列取为比较数列，求出各比较数列与参考序列的绝对差，再计算两级最小差和最大差，计算得到关联系数。如表1所示，在不同分辨系数下，计算得到的关联度大小排序基本一致：原始含油饱和度＞平均孔隙度＞平均有效厚度＞地层原油黏度＞平均渗透率＞井网密度。影响因素关联度大小排序为同类油藏开发指标预测提供了类比依据。

表1 油藏递减率影响因素关联度计算值

4.不同类型油藏单井递减率统计分析

在油藏递减率影响因素研究的基础上，根据油藏驱动类型、储层物性和流体物性，统计了不同类型油藏单井递减率主要分布范围[5-8]。由于南海东部油田已开发油藏主要分为以下5类：中高渗稀油边水油藏、中高渗稀油底水油藏、中高渗稠油边水油藏、中高渗稠油底水油藏和低渗稀油边水油藏。缺少低渗稀油底水油藏和低渗稠油油藏样本点。从统计结果来看（图5～图6），单井递减率分布范围呈正态分布规律，中高渗边、底水油藏单井递减率主要分布范围分别为0.15～0.20、0.20～0.25，低渗边水油藏单井递减率主要分布范围为0.30～0.40（表2）。

表2 不同类型油藏递减率分布范围

图5 稀油边、底水中高渗递减率分布范围

图6 稠油边、底水中高渗递减率分布范围

5.结论

（1）通过数据分析方法研究了南海东部24个天然水驱海相砂岩油藏的递减率影响因素，在单因素定性分析的基础上，采用灰色关联分析法对各参数影响的相对重要性进行了定量分析，重要性排序如下：原始含油饱和度＞平均孔隙度＞平均有效厚度＞地层原油黏度＞平均渗透率＞井网密度。

（2）按照油藏驱动类型、储层和流体物性分类研究了不同类型油藏单井递减率分布范围，总结了24个油藏单井自然递减率规律，中高渗边、底水油藏单井递减率主要分布范围分别为0.15～0.20、0.20～0.25，低渗边水油藏单井递减率主要分布范围为0.30～0.40。