＊孫維 謝明英 馮沙沙 繆云 楊光宇 游國(guó)輝

（中海油深圳分公司研究院 廣東 518067）

引言

油田的生產(chǎn)一般包括上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)和遞減階段，采用天然能量開發(fā)的水驅(qū)海相砂巖油藏開發(fā)的上產(chǎn)階段和穩(wěn)產(chǎn)階段一般較短，主要為遞減階段。所以，對(duì)水驅(qū)砂巖油藏遞減率及其影響因素的研究具有重要意義。通過(guò)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，目前對(duì)于油藏遞減率的研究大多集中在理論公式的推導(dǎo)及變形[1-2]。但是，通過(guò)對(duì)實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，理論公式對(duì)于南海東部水驅(qū)砂巖油藏的適用性較差。本文根據(jù)南海東部24個(gè)天然水驅(qū)砂巖油藏的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，采用Aprs遞減法[3]計(jì)算了油藏初期自然遞減率，通過(guò)分析油藏初期自然遞減率隨油藏動(dòng)靜態(tài)參數(shù)變化的規(guī)律，明確油藏遞減率主控因素，并通過(guò)灰色關(guān)聯(lián)分析法對(duì)不同因素的影響大小進(jìn)行了分析。最后，在油藏遞減率影響因素研究的基礎(chǔ)上，以油藏驅(qū)動(dòng)類型、儲(chǔ)層物性和流體物性進(jìn)行分類，統(tǒng)計(jì)了不同類型油藏單井遞減率主要分布范圍。為同類油藏開發(fā)井和調(diào)整井開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)提供類比依據(jù)。

1.油藏概況

本次研究的24個(gè)油藏儲(chǔ)層均位于南海東部新近系中新統(tǒng)韓江組—珠江組，沉積微相以三角洲前緣分流河道和河口壩為主。儲(chǔ)層物性主要以中—高孔、高—特高滲為主，油藏平均孔隙度17.8%～28.4%，油藏平均滲透率54～5955mD。儲(chǔ)層流體物性以稀油為主，平均地層原油黏度11.2mPa·s。油藏的生產(chǎn)井以水平井為主。各油藏已開發(fā)5～29年。

2.產(chǎn)量遞減率影響因素分析

通過(guò)對(duì)南海東部24個(gè)水驅(qū)砂巖油藏的實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，采用油藏專業(yè)通用的Aprs遞減率算法計(jì)算出各油藏的初期自然遞減率數(shù)值[3]，再統(tǒng)計(jì)反映各油藏儲(chǔ)層物性和流體物性的關(guān)鍵參數(shù)如孔隙度、滲透率、有效厚度、原始含油飽和度、地層原油黏度和一次井網(wǎng)密度等，最后繪制各參數(shù)與油藏初期自然遞減率間的散點(diǎn)圖，分析隨著各參數(shù)的變化油藏初期自然遞減率的變化規(guī)律。

(1)孔隙度和滲透率對(duì)油藏初期遞減率的影響

分別統(tǒng)計(jì)了南海東部24個(gè)水驅(qū)砂巖油藏的平均孔隙度和初期自然遞減率值（如圖1）。結(jié)果表明，隨著油藏平均孔隙度的增大，油藏初期遞減率整體呈下降趨勢(shì)。由于油藏平均滲透率是根據(jù)測(cè)井解釋的孔隙度計(jì)算得到，滲透率對(duì)油藏初期自然遞減率的影響規(guī)律與孔隙度是保持一致的。

圖1 油藏初期自然遞減率與孔隙度關(guān)系

(2)井網(wǎng)密度對(duì)油藏初期遞減率的影響

分別統(tǒng)計(jì)了南海東部24個(gè)水驅(qū)砂巖油藏一次井網(wǎng)密度和初期自然遞減率值（如圖2）。結(jié)果表明，隨著油藏一次井網(wǎng)密度增大，油藏初期自然遞減率逐漸減小，但減小幅度逐步變緩。

圖2 油藏初期自然遞減率與一次井網(wǎng)密度關(guān)系

(3)初始含油飽和度對(duì)油藏初期遞減率的影響

分別統(tǒng)計(jì)了南海東部24個(gè)水驅(qū)砂巖油藏的初始含油飽和度和油藏初期自然遞減率值（如圖3）。結(jié)果表明，隨油藏初始含油飽和度的增加，油藏初期自然遞減率整體呈下降趨勢(shì)，但下降幅度逐漸趨緩。

圖3 油藏初期自然遞減率與初始含油飽和度關(guān)系

(4)地層原油黏度對(duì)油藏初期遞減率的影響

分別統(tǒng)計(jì)了南海東部24個(gè)水驅(qū)砂巖油藏的地層原油黏度和油藏初期自然遞減率值（如圖4）。結(jié)果表明，隨地層原油黏度的增大，油藏初期自然遞減率整體呈現(xiàn)雜亂無(wú)規(guī)律的形態(tài)。分析原因主要是24個(gè)樣本點(diǎn)都屬于稀油油藏，無(wú)稠油油藏樣本點(diǎn)，黏度范圍較小，整體規(guī)律不明顯。

圖4 油藏初期自然遞減率與初始含油飽和度關(guān)系

通過(guò)以上分析可知，影響油藏遞減率的因素較復(fù)雜，每一個(gè)單因素對(duì)遞減率的影響規(guī)律不同，以上只是定性的趨勢(shì)分析。

3.灰色關(guān)聯(lián)法分析影響遞減率的主控因素

為深入研究以上各種影響因素對(duì)自然遞減率的影響程度，應(yīng)用數(shù)據(jù)分析常用的灰色關(guān)聯(lián)分析法，計(jì)算了不同分辨率系數(shù)下不同影響因素與南海東部24個(gè)油藏初期自然遞減率關(guān)聯(lián)度[4-5]。通過(guò)關(guān)聯(lián)度大小排序明確影響油藏初期自然遞減率的主控因素，以指導(dǎo)油藏后續(xù)調(diào)整井指標(biāo)制定。

(1)數(shù)據(jù)選取和數(shù)據(jù)列處理

選取了南海東部24個(gè)天然水驅(qū)海相砂巖油藏進(jìn)行研究，得到各區(qū)塊初期自然遞減率變化的影響指標(biāo)：平均滲透率、平均有效厚度、平均孔隙度、原始含油飽和度、地層原油黏度和井網(wǎng)密度。依據(jù)灰色關(guān)聯(lián)分析方法計(jì)算流程，定義本次研究的比較數(shù)列（分別對(duì)應(yīng)以上6個(gè)影響指標(biāo)）及其相對(duì)應(yīng)的參考數(shù)列（對(duì)應(yīng)油藏遞減率），以此為基礎(chǔ)，通過(guò)比較數(shù)列均質(zhì)化算法對(duì)原始數(shù)據(jù)進(jìn)行平均處理，即用平均值除以每個(gè)數(shù)列的全部數(shù)據(jù)，得到均質(zhì)化處理后的數(shù)據(jù)列。

(2)關(guān)聯(lián)系數(shù)的計(jì)算

將均質(zhì)化處理后的各區(qū)塊參數(shù)序列取為比較數(shù)列，求出各比較數(shù)列與參考序列的絕對(duì)差，再計(jì)算兩級(jí)最小差和最大差，計(jì)算得到關(guān)聯(lián)系數(shù)。如表1所示，在不同分辨系數(shù)下，計(jì)算得到的關(guān)聯(lián)度大小排序基本一致：原始含油飽和度＞平均孔隙度＞平均有效厚度＞地層原油黏度＞平均滲透率＞井網(wǎng)密度。影響因素關(guān)聯(lián)度大小排序?yàn)橥愑筒亻_發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)提供了類比依據(jù)。

表1 油藏遞減率影響因素關(guān)聯(lián)度計(jì)算值

4.不同類型油藏單井遞減率統(tǒng)計(jì)分析

在油藏遞減率影響因素研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)油藏驅(qū)動(dòng)類型、儲(chǔ)層物性和流體物性，統(tǒng)計(jì)了不同類型油藏單井遞減率主要分布范圍[5-8]。由于南海東部油田已開發(fā)油藏主要分為以下5類：中高滲稀油邊水油藏、中高滲稀油底水油藏、中高滲稠油邊水油藏、中高滲稠油底水油藏和低滲稀油邊水油藏。缺少低滲稀油底水油藏和低滲稠油油藏樣本點(diǎn)。從統(tǒng)計(jì)結(jié)果來(lái)看（圖5～圖6），單井遞減率分布范圍呈正態(tài)分布規(guī)律，中高滲邊、底水油藏單井遞減率主要分布范圍分別為0.15～0.20、0.20～0.25，低滲邊水油藏單井遞減率主要分布范圍為0.30～0.40（表2）。

表2 不同類型油藏遞減率分布范圍

圖5 稀油邊、底水中高滲遞減率分布范圍

圖6 稠油邊、底水中高滲遞減率分布范圍

5.結(jié)論

（1）通過(guò)數(shù)據(jù)分析方法研究了南海東部24個(gè)天然水驅(qū)海相砂巖油藏的遞減率影響因素，在單因素定性分析的基礎(chǔ)上，采用灰色關(guān)聯(lián)分析法對(duì)各參數(shù)影響的相對(duì)重要性進(jìn)行了定量分析，重要性排序如下：原始含油飽和度＞平均孔隙度＞平均有效厚度＞地層原油黏度＞平均滲透率＞井網(wǎng)密度。

（2）按照油藏驅(qū)動(dòng)類型、儲(chǔ)層和流體物性分類研究了不同類型油藏單井遞減率分布范圍，總結(jié)了24個(gè)油藏單井自然遞減率規(guī)律，中高滲邊、底水油藏單井遞減率主要分布范圍分別為0.15～0.20、0.20～0.25，低滲邊水油藏單井遞減率主要分布范圍為0.30～0.40。