王洼子油區延10油層特征及產量預測

潘德嘉，汪昌堯，賀 京，曹 宗.

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

王洼子油區地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部中段，該地區滲透率十分低，屬于低滲透油藏，孔隙結構復雜，滲流環境復雜。通過多年勘探和開發，已發現6套含油層系，其中以延9、延10、長4+5油層組為主力含油層位。通過對王洼子油區延10儲層的生產資料分析，了解到王洼子油區延10儲層的產量變化規律是投產初期產量高、遞減速度較快，到生產后期，油井產量的遞減速度會逐漸減緩。目前該區塊投產延10儲層的油井均未進行注水開發，產量持續降低。分析該地區生產井的產量遞減規律，利用掌握的產量遞減規律來預測未來產量，以期能正確地反映油區內油井未來的生產動態，為下一步的注水開發提供理論依據。

1 延10油層特征

1.1 儲層特征

王洼子油區延10油層組地層厚度一般在50～70 m。巖性主要為灰白色細—中砂巖，夾深灰、灰綠色粉砂質泥巖透鏡體、灰色粉細砂巖薄層或碳質頁巖及煤線，含植物化石。頂部發育煤線或碳質泥巖。砂巖單層厚度大，以細中砂巖為主，測井曲線的箱狀、鐘狀負異常特征明顯，發育出明顯的楔狀交錯層理以及不少大型板狀層理。

分析和統計該區域的延10儲層巖心，結果表明該區域平均孔隙度為17.3%，孔隙度分布范圍為14.84%～28.98%，其滲透率的范圍為5.8～37.7 mD，平均滲透率為16.23 mD。根據《地質礦產行業標準》中的儲層分類標準(表1)，該研究區內儲層按分級標準屬于中孔、低滲儲層。

表1 砂巖儲層物性分類標準表Table 1 The physical classification standard of sandstone reservoir

根據研究區壓汞曲線資料(圖1、圖2)，研究區延10儲層的平均喉道直徑分布在0.06～4.2 μm之間，平均喉道直徑為2.82 μm，平均孔隙直徑在0.08～5.38 μm之間，平均孔隙直徑為4.04 μm。參照前人對鄂爾多斯盆地中生界儲層孔隙及喉道分級與命名原則(表2)，該地區的孔隙喉道以細孔隙—中喉道為主。

1.2 油藏特征

王洼子油區位于鄂爾多斯盆地最為寬廣的構造單元——伊陜斜坡中西部。延安組延10油藏圈

圖1 洼19、延10毛管壓力曲線Fig.1 Capillary pressure curve of Wa19, Yan10

圖2 洼19、延10孔隙分布圖Fig.2 Pore pattern of Wa19, Yan10

表2 砂巖孔隙喉道分級標準Table 2 The pore throat classification standard of sandstone

閉是在區域西傾單斜的背景上，因油層組的巖性差異和不同的壓實作用形成區域鼻隆構造，各個圈閉的構造在上傾方向依靠砂巖尖滅，對油氣藏形成巖性遮擋，為形成巖性上傾尖滅圈閉油氣藏提供了條件，下傾方向局部可見到邊水或底水(圖3)。油水分異好，有明顯的油水界面，構造高部位產量高。因此該區延安組延10油藏受到構造和巖性兩方面的影響，綜合判斷油藏類型為巖性—構造油藏，局部受巖性控制[1]。

王洼子油區延10儲層目前有生產井25口，日總產液量為185.95 m3，日產油量為123.92 m3，初產時單井產量相對較高，隨著時間的推移，產量降低。從旗勝12-818典型井的生產動態特征曲線(圖4)可以看到，延10儲層的油井開采初期的產量不高，產量降低比較快，生產一段時間后，油井產量逐漸趨于穩定，屬于典型的低滲透、特低滲透油藏[2]。

圖3 12-764井-12-893延101油藏剖面圖Fig.3 Yan-101 reservoir profile of well 12-764-12-893

圖4 旗勝12-818井生產特征曲線Fig.4 The production characteristic curves of well Qisheng 12-818

2 產量預測

2.1 方法選擇

根據王洼子油區現有的生產數據，選取圖解法中的Q-Gp關系圖分析法和一種新型的衰減法對目標井區進行了遞減類型分析[3-6]。

Q-Gp關系圖分析法是利用現有生產數據，做出月產液量Q和月累計產油量Gp的關系曲線(圖5)，通過觀察它們的變化，判斷油井遞減規律。

Gp=t/(At+B)

(1)

式中Gp——累計產油量，104m3；

t——時間，mon；

A——0.5Di/Qi，10-4/m3；

Di——年遞減率，mon-1；

Qi——初始產油量，104m3/mon；

B——1/Qi，10-4mon/m3。

2.2 典型井遞減分析

當油藏或油井進入遞減期后，我們可以根據時間與產油量(或累計產油量)之間的關系，采用Q-Gp關系圖分析法[8]，即以累計產油量Gp為橫坐標，月產油量Q為縱坐標作圖，比較兩者的相關系數，可以直觀地看出油井的產量遞減規律，通過分析圖中的線性關系，可以判斷出該區域延10儲層產量遞減規律為指數遞減[9-10]。

同時可以利用直線的截距、斜率，能夠確定初始產油量Qi和瞬時遞減率D，從而寫出該油井的遞減方程。

圖5 旗勝12-818井產量遞減分析圖Fig.5 The production decline analysis chart of well Qisheng 12-818

以4口典型井旗勝12-818井、旗勝12-110井、旗勝12-98井、旗勝12-816井作為樣井，對他們進行產量遞減分析。以旗勝12-818井為例，下面是分析的過程。

從圖6中可以很容易得到，A=0.000 045，B=0.015 034。

圖6 旗勝12-818井關系曲線圖 relationship curve chart of well Qisheng 12-818

2.2.2 求取產量衰減方程表達式并驗證

(2)

式中Q——月產油量，104m3。

為了驗證衰減方程(2)的準確性，繪制所得衰減方程的曲線，將預測月產油與實際月產油量進行對比[13]，如圖7所示。

圖7 旗勝12-818井產量歷史擬合曲線(未修正)Fig.7 Yield history fit curves chart of well Qisheng 12-818 (before correction)

對比發現，擬合曲線預測的月產油量與實際月產油量有較大的誤差，方程不能準確預測月產油量，因此必須修正衰減方程中的部分參數[14]。

2.2.3 修正表達式，確定衰減遞減方程

只采用衰減遞減曲線預測低滲透和特低滲透油藏的產量會有比較大的誤差。根據比較的結果，必須修正系數A，獲得新的衰減方程，使得預測模型所計算出的數據可以更好地與現實產量數據擬合[15-16]。我們取A=0.000 1，代入式(1)中，得到新的衰減方程：

(3)

然后根據方程(3)做出修正后的擬合曲線，旗勝12-818井修正后的擬合曲線如圖8所示。

圖8 旗勝12-818井產量歷史擬合曲線(修正后)Fig.8 Yield history fit curves chart of well Qisheng 12-818 (after correction)

通過觀察修正后的遞減方程曲線與實際產油量曲線，可以看出，修正后的預測月產油量和實際月產量數據已經非常接近，最終確定旗勝12-818井的產量遞減方程為式(3)，從而可通過該產量遞減方程預測旗勝12-818井以后的產量[17]。

表3 產量預測方程一覽表Table 3 Yield prediction equations

3 實例驗證分析

為了驗證累計產量預測表達式的正確性，我們依然選取旗勝12-818井為例，將其累計產量的預測值和實際生產數據進行對比[19]，見表4。通過對2014年5月到2017年2月的實際累計產量和預測累計產量進行對比分析發現[20]，累計產量和預測的累計產量間最大的相對誤差為7.6%，最小的相對誤差為0.03%。

為了更直觀地看出產量預測方程的準確性，特將旗勝12-818井的擬合月產量和擬合累計產量與實際生產數據在同一坐標系下進行對比[14]。從圖9可以看到，擬合的月產量跟實際月產量形成的兩條曲線非常吻合，同時預測的累計產油量與實際累計產油量繪制的兩條曲線也非常吻合。因此，使用該方法不但可以預測該地區延10儲層的產量，找到產量變化的規律，確定合理的開采制度和注水時機，而且可以運用這些規律對以后的產量進行預測。

4 結論

(1)王洼子油區延10儲層按分級標準屬于中孔、低滲儲層，孔隙喉道以細孔隙—中喉道為主。油藏類型為巖性—構造油藏，局部受巖性控制。

表4 旗勝12-818井累計產量預測與實際產量對比表Table 4 The comparison of cumulative output and actual output of well Qisheng #12-818

圖9 實際累計產量與擬合累計產量對比圖Fig.9 The comparison of actual cumulative output and fitted cumulative output

(2)王洼子油區延10儲層屬于低滲透、特低滲透油藏，有很強的非均質性，其遞減類型屬于指數遞減?？梢允褂盟p法對延10儲層進行產量遞減規律分析，確定出對應井的遞減方程，指導區塊開發生產。