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[摘 要]敖古拉油田已进入高含水开发阶段，稳产难度越来越大，寻找区块递减规律，实现稳油控水。利用物质平衡方程、水驱特征曲线，结合经验公式，给出了敖古拉油田的产量递减方程，确定了合理保持地层压力水平、合理注采比、综合含水之间的定量关系式，对敖古拉油田制定合理的注水开发方案有较大的实用价值。
[关键词]递减率 地层压力 合理注采比
中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）33-0100-01
1 对现有开发数据进行分析，寻找递减率与其它指标的关系
1.1 自然递减率与综合含水关系曲线
从曲线看二者的关系为：
式中：D—递减率，fw—综合含水
从含水上升率及递减率变化曲线看，随着含水上升率的增加，递减率上升，二者呈正相关。说明综合含水是影响自然递减率的主要因素。
1.2 自然递减率与采油速度关系曲线
从曲线看二者的关系为：
式中：D—递减率，A—采油速度
采油速度只是间接对递减率影响。它主要通过对含水上升率的影响，以达到影响递减率的目的。
1.3 自然递减率与年产液关系：
产液量的影响：
含水的影响：
从上表看出在一定时间内要保持一定的递减率，必须保持一定的产液增长量，当△Q>>△f时，产液上升增加的产油能够弥补含水上升下降的产量，此时递减率下降；当△Q≈△f时，产液上升增加的产油接近于含水上升下降的产量，此时递减率稳定；当△Q<<△f时，产液上升增加的产油无法弥补含水上升下降的产量，此时递减率上升。
1.4 自然递减率与注采比关系曲线
从曲线看二者的关系为：
式中：D—递减率，IPR—年注采比
从曲线看出，虽然二者半对数关系符合率较好，但注采比只间接对递减率产生影响。它主要通过地层压力变化对供能力产生影响，以达到影响递减率的目的。
通过以上分析认为：影响递减率的主要因素为综合含水，其次是产液量，注采比和采油速度只是间接地通过地层压力、供液能力、综合含水的变化来影响递减率的变化。
2 区块合理注采比范围预测
油田注采比是注水开发油田合理配置注水量的重要依据，油田注采比的预测是建立在阶段注采比与压力的近似线性关系上来确定的，即物质平衡平衡原理，利用多元回归法确定塔5井区合理注采比。
2.1 地层压力与注采比之间的关系
考虑到油、水井地层压力差别后，累积注采比（Rc）与油井地层压力存在以下关系：
Po-Pi=[（1-a）/（VφCt）]（Rc-1）QcL-CQaL （1）
式中QcL、QaL--分别为累积产液量和年产液量；Pi--原始地层压力；Ct--综合弹性压缩系数；a--描述区块间窜流能力的参数；V--油层体积；φ--油层孔隙度；C=（0.4412nw）/[（nw+no）（Kh/μ）]（其中nw、no分别为油水井数）。
年注采比（Ra，t）与油井地层压力年变化（Pt-Pt-1）关系式：
Pt-Pt-1=[（1-a）/（VφCt）]（Ra，t-1）QAl，t-[（CQAl）t-（CQAl）t-1] （2）
Ra，t-1=[（Pt-Pt-1）+（CQAl）t-（CQAl）t-1]/[QAl，t（1-a）/（VφCt）] （3）
式中t，t-1--下脚标，表示第t年，第t-1年。
（3）表明决定年注采比大小的因素主要有以下三方面：
一是年地层压力恢复速度：Pt-Pt-1；
二是年产液量的增加幅度：QAl，t-QAl，t-1；
三是油层流动系数k/μ的变化。随着油田含水的上升，流动系数k/μ一般会增大，C值将变小，其它条件不变的情况下，需要的注采比将降低。
2.2 油层流动系数k/μ与综合含水的变化关系的确定
从（3）可以看出在年地层压力恢复速度、年产液量的增加幅度确定之后，搞清油层流动系数随含水的变化，是定量研究注采比与综合含水关系的关键。
根据等产量一源一汇（注采比为1）径向流叠加原理，得出油水井间地层压力的差表达式，
（4）
Pw—水地层压力，MPa；Po—油井地层压力，MPa；q—油井产量，t/d；μ—原油粘度，mPa.s；K—油层渗透率，10-3μm2；h—油层厚度，m；
根据塔5井区不含水阶段油、水井压力资料，计算出实际的流动系数，回归出塔5井区含水与流动系数间的关系为：
（5）
有了上述关系，应用公式C=（0.4412nw）/[（nw+no）（Kh/μ）]（其中nw、no分别为油水井数）便可求出不同含水下的C值。然后利用上一年开发数据确定出公式中的其它参数，得出计算注采比初始参数（参数团（1-a）/（VφCt）主要是由油田静态参数决定的，可以认为是相对不变的常数，我们把它设为A，则：A=[（CQAl）t-（CQAl）t-1+Pt-Pt-1]/（Ra，t-1）QAl，t）。
2.3 保持地层压力下合理注采比的确定
从流动系数与含水的变化关系曲线可以得出，当含水大于50.2%时，流动系数随着含水的上升开始增加。这主要是由于，随着含水的上升，油的粘度下降。随着流动系数的增加，油田所需要的注采比在下降。
利用公式（2）我们在保持C值不变化的情况下，在不同年注采比下，对年产液增加幅度进行赋值，通过运算，发现油田综合含水在84-85%之间，当注采比小于1.4时，随着年产液增加幅度的增加，地层压力恢复速度呈下降趋势；当注采比等于1.4时，无论产液量增加幅度多大，地层压力变化值都保持稳定，地层压力回升程度为0.26MPa；当注采比大于1.4以后，注采比不变，地层压力随着产液量的增加在上升，也就是说，此时地下亏空已不存在，此时，较高的产液量使注入采出体积之差增大，所以年地层压力的变化值随着年产液量的增加而增加，油井地层压力呈上升趋势。因此在油田综合含水为84-85%之间时，要保持地层压力生产，注采比的最低下限就是1.4。要保持年地层压力以0.25-0.3MPa的速度上升，注采比应保持在1.4-1.5之间。
从实际开发上看，自2009年敖古拉油田的年注水量下降了2.6383*104m3，注采比从2009年的1.53下降到1.20，地层压力并没有因此下降，而是上升了0.08MPa。2012年注采比进一步下降到1.16，上半年地层压力也呈上升趋势。年产液逐年增加，年产油量虽然呈下降趋势，但递减率却是逐年下降的，产油递减速度减缓。由此可见敖古拉油田综合含水在90-95%之间时，保持地层压力生产所需的注采比最低下限就是1.28，符合油田开发实际。
3 结论
（1）注水开发油田（区块）进入递减阶段后，产量及含水的变化存在一定的规律性。
（2）保持一定的压力水平需要的注采比，与油田的含水率有关系，含水越高则所需注采比越低。
（3）敖古拉油田综合含水在90-95%之间时，保持地层压力生产所需的注采比最低下限就是1.28。
参考文献
[1] 王宏伟等.油气藏动态预测方法.
[2] 石油勘探与开发.
[关键词]递减率 地层压力 合理注采比
中图分类号：TE341 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）33-0100-01
1 对现有开发数据进行分析，寻找递减率与其它指标的关系
1.1 自然递减率与综合含水关系曲线
从曲线看二者的关系为：
式中：D—递减率，fw—综合含水
从含水上升率及递减率变化曲线看，随着含水上升率的增加，递减率上升，二者呈正相关。说明综合含水是影响自然递减率的主要因素。
1.2 自然递减率与采油速度关系曲线
从曲线看二者的关系为：
式中：D—递减率，A—采油速度
采油速度只是间接对递减率影响。它主要通过对含水上升率的影响，以达到影响递减率的目的。
1.3 自然递减率与年产液关系：
产液量的影响：
含水的影响：
从上表看出在一定时间内要保持一定的递减率，必须保持一定的产液增长量，当△Q>>△f时，产液上升增加的产油能够弥补含水上升下降的产量，此时递减率下降；当△Q≈△f时，产液上升增加的产油接近于含水上升下降的产量，此时递减率稳定；当△Q<<△f时，产液上升增加的产油无法弥补含水上升下降的产量，此时递减率上升。
1.4 自然递减率与注采比关系曲线
从曲线看二者的关系为：
式中：D—递减率，IPR—年注采比
从曲线看出，虽然二者半对数关系符合率较好，但注采比只间接对递减率产生影响。它主要通过地层压力变化对供能力产生影响，以达到影响递减率的目的。
通过以上分析认为：影响递减率的主要因素为综合含水，其次是产液量，注采比和采油速度只是间接地通过地层压力、供液能力、综合含水的变化来影响递减率的变化。
2 区块合理注采比范围预测
油田注采比是注水开发油田合理配置注水量的重要依据，油田注采比的预测是建立在阶段注采比与压力的近似线性关系上来确定的，即物质平衡平衡原理，利用多元回归法确定塔5井区合理注采比。
2.1 地层压力与注采比之间的关系
考虑到油、水井地层压力差别后，累积注采比（Rc）与油井地层压力存在以下关系：
Po-Pi=[（1-a）/（VφCt）]（Rc-1）QcL-CQaL （1）
式中QcL、QaL--分别为累积产液量和年产液量；Pi--原始地层压力；Ct--综合弹性压缩系数；a--描述区块间窜流能力的参数；V--油层体积；φ--油层孔隙度；C=（0.4412nw）/[（nw+no）（Kh/μ）]（其中nw、no分别为油水井数）。
年注采比（Ra，t）与油井地层压力年变化（Pt-Pt-1）关系式：
Pt-Pt-1=[（1-a）/（VφCt）]（Ra，t-1）QAl，t-[（CQAl）t-（CQAl）t-1] （2）
Ra，t-1=[（Pt-Pt-1）+（CQAl）t-（CQAl）t-1]/[QAl，t（1-a）/（VφCt）] （3）
式中t，t-1--下脚标，表示第t年，第t-1年。
（3）表明决定年注采比大小的因素主要有以下三方面：
一是年地层压力恢复速度：Pt-Pt-1；
二是年产液量的增加幅度：QAl，t-QAl，t-1；
三是油层流动系数k/μ的变化。随着油田含水的上升，流动系数k/μ一般会增大，C值将变小，其它条件不变的情况下，需要的注采比将降低。
2.2 油层流动系数k/μ与综合含水的变化关系的确定
从（3）可以看出在年地层压力恢复速度、年产液量的增加幅度确定之后，搞清油层流动系数随含水的变化，是定量研究注采比与综合含水关系的关键。
根据等产量一源一汇（注采比为1）径向流叠加原理，得出油水井间地层压力的差表达式，
（4）
Pw—水地层压力，MPa；Po—油井地层压力，MPa；q—油井产量，t/d；μ—原油粘度，mPa.s；K—油层渗透率，10-3μm2；h—油层厚度，m；
根据塔5井区不含水阶段油、水井压力资料，计算出实际的流动系数，回归出塔5井区含水与流动系数间的关系为：
（5）
有了上述关系，应用公式C=（0.4412nw）/[（nw+no）（Kh/μ）]（其中nw、no分别为油水井数）便可求出不同含水下的C值。然后利用上一年开发数据确定出公式中的其它参数，得出计算注采比初始参数（参数团（1-a）/（VφCt）主要是由油田静态参数决定的，可以认为是相对不变的常数，我们把它设为A，则：A=[（CQAl）t-（CQAl）t-1+Pt-Pt-1]/（Ra，t-1）QAl，t）。
2.3 保持地层压力下合理注采比的确定
从流动系数与含水的变化关系曲线可以得出，当含水大于50.2%时，流动系数随着含水的上升开始增加。这主要是由于，随着含水的上升，油的粘度下降。随着流动系数的增加，油田所需要的注采比在下降。
利用公式（2）我们在保持C值不变化的情况下，在不同年注采比下，对年产液增加幅度进行赋值，通过运算，发现油田综合含水在84-85%之间，当注采比小于1.4时，随着年产液增加幅度的增加，地层压力恢复速度呈下降趋势；当注采比等于1.4时，无论产液量增加幅度多大，地层压力变化值都保持稳定，地层压力回升程度为0.26MPa；当注采比大于1.4以后，注采比不变，地层压力随着产液量的增加在上升，也就是说，此时地下亏空已不存在，此时，较高的产液量使注入采出体积之差增大，所以年地层压力的变化值随着年产液量的增加而增加，油井地层压力呈上升趋势。因此在油田综合含水为84-85%之间时，要保持地层压力生产，注采比的最低下限就是1.4。要保持年地层压力以0.25-0.3MPa的速度上升，注采比应保持在1.4-1.5之间。
从实际开发上看，自2009年敖古拉油田的年注水量下降了2.6383*104m3，注采比从2009年的1.53下降到1.20，地层压力并没有因此下降，而是上升了0.08MPa。2012年注采比进一步下降到1.16，上半年地层压力也呈上升趋势。年产液逐年增加，年产油量虽然呈下降趋势，但递减率却是逐年下降的，产油递减速度减缓。由此可见敖古拉油田综合含水在90-95%之间时，保持地层压力生产所需的注采比最低下限就是1.28，符合油田开发实际。
3 结论
（1）注水开发油田（区块）进入递减阶段后，产量及含水的变化存在一定的规律性。
（2）保持一定的压力水平需要的注采比，与油田的含水率有关系，含水越高则所需注采比越低。
（3）敖古拉油田综合含水在90-95%之间时，保持地层压力生产所需的注采比最低下限就是1.28。
参考文献
[1] 王宏伟等.油气藏动态预测方法.
[2] 石油勘探与开发.