基于均衡驅替的平面注采優化研究與應用

常會江，孫廣義，陳曉明，翟上奇，張言輝

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

海上油田多為河流相沉積，儲層具有橫向變化快、非均質性強的特點[1-4]，為降低開發風險，多采用滾動開發的策略，同時多采用不規則井網高速開發，驅替不均衡，甚至造成注入水沿高滲方向低效循環，影響油田整體開發效果。驅替均衡程度與油田開發效果密切相關[5-10]。因此，降低高采油速度對水驅的影響，調整和重建水驅注采體系，改善水驅效果，實現均衡驅替越來越受到重視。國內外學者在現有井網條件下，對油水井注采均衡調整方法開展了大量研究，提出一系列產液量和注水量調整方法[11-13]。崔傳智等[14-16]研究了定液生產條件下均質油藏注采調整方法，嚴科、王德龍等[17-18]研究了定液生產條件簡化后非均質油藏注采調整方法，韓光明[19]等研究了基于均衡驅替的多井干擾下產液量優化方法。這些方法大多難以實現定量計算，有些盡管提出了定量計算方法，但將實際油藏及生產過程簡化，注采調整實施效果較差。因此，在Buckley-Leverett方程基礎上，結合廣適水驅理論，考慮儲層真實情況、實際生產過程及非規則井網等多種因素，以所有單井含水率相同為目標，提出了定量化平面注采調整新方法，該方法適用于多種類型的井網，對油田注采結構調整具有重要指導意義。

1 新方法的建立

1.1 相滲曲線反演

張金慶等[20-22]研究結果表明，與常用水驅曲線相比，廣適水驅曲線直線段出現時機更早，在相同含水階段預測精度更高，水驅規律及產量預測適應性更強。采油井進入穩定水驅階段后，累計產油量與累計產水量關系如下：

(1)

式中：Np為累計產油量，104m3；NR為水驅可動儲量，104m3；Wp為累計產水量，104m3；a、q為待定系數，可通過生產動態數據反演求解。

油相指數和水相指數可通過q進行求解：

(2)

(3)

式中：no為油相指數；nw為水相指數。

利用指數型公式求出油相、水相相對滲透率：

Krw(Sw)=Krw(Sor)Swdnw

(4)

Kro(Sw)=Kro(Swi)(1-Swd)no

(5)

(6)

式中：Krw(Sw)為水相相對滲透率；Krw(Sor)為殘余油飽和度下的水相相對滲透率；Swd為歸一化含水飽和度；Kro(Sw)為油相相對滲透率；Kro(Swi)為束縛水飽和度下的油相相對滲透率；Sw為含水飽和度；Swi為初始含水飽和度；Sor為殘余油飽和度。

相滲曲線的形態特征反映了儲層性質，對開發區域所有采油井進行相滲曲線反演，可以刻畫出該區域儲層的非均質性。

1.2 采油井產量預測

1.2.1 遞減率確定

在一般采油井開發過程中，日產液、含水率隨時間不斷升高，而日產油逐漸下降。但若將整個開發歷程對時間進行微分，可近似認為每個時間段日產液不變，即滿足定液量生產條件。應用劉英憲等[23-26]研究的定液量生產條件下遞減率公式計算下一時刻產量：

(7)

1.2.2 理論產量計算

采油井單井理論產量計算新方法如下。

(1) 根據1.1求得單井相滲曲線，計算無因次采液、采油指數：

(8)

JDo=JDl(1-fw)

(9)

式中：JDl為無因次采液指數；μo為原油黏度，mPa·s；Bo為原油體積系數，m3/m3；μw為水黏度，mPa·s；Bw為水體積系數，m3/m3；JDo為無因次采油指數；fw為含水率。

(2) 讀取采油井t時刻的日產油Qot、日產液Qlt及生產壓差Δpt。

(4) 計算t+1時刻的日產油：

Qot+1=Qot(1-Dtt)

(10)

(6) 假定t+1時刻的生產壓差為Δpt+1，則t+1時刻的液量變化幅度φ為：

φ=(JDlt+1Δpt+1)/(JDltΔpt)

(11)

(7) 假定含水率不變，則t+1時刻的日產液、日產油分別為：

Qlt+1=φQlt

(12)

Qot+1=φQot

(13)

(8) 依次按照步驟(2)—(7)計算到規定最后時刻的單井產量。

1.3 注水井配注量確定

為維持注采平衡及改善水驅開發效果，注水井的配注量應隨受益采油井產液量調整而調整。注水井配注量依賴于合理注采比和受益采油井之間的平面劈分系數。合理注采比的確定需考慮有效恢復和保持地層壓力，同時不造成對應采油井含水過快上升，可根據物質平衡法及油藏數值模擬確定[27-28]。

平面劈分系數表示注水井的配注量與周圍受益油井的產液量相關系數，研究結果表明，流線數值模擬法求得的平面劈分系數[29-31]更精確，即：

(14)

確定井組注采比及平面劈分系數后，注水井配注量由式(15)可得：

(15)

式中：Qi為注水井i日配注量，m3/d；IPR為井組合理注采比；Bo為生產氣油比，m3/m3；Qoj為采油井j目前日產油，m3/d；Qwj為采油井j目前日產水，m3/d；n為注水井i受益采油井數。

1.4 平面注采調整方法

均衡驅替是指在儲層各個方向上的驅替程度(剩余油飽和度)均相同。若儲層各個注采井連線方向的驅替程度都相等，這種驅替稱為部分均衡驅替。對于高含水期的油藏，根據分流量方程及Welge方程[32-33]可知注采井間的平均含水飽和度與采油井的含水率具有如下關系：

(16)

因此，在給定的調控時間內，剩余油飽和度相同，即注采井間平均含水飽和度相同，根據式(16)可以得到各個采油井達到相同的含水率，即可認為達到均衡驅替的結論。因此，以所有井達到相同含水率為目標，可實施注采實時優化調整。此次研究采用C#語言將平面均衡驅替注采調整過程程序化，具體過程如下。

(1) 調整區域所有單井按照1.1所示方法根據生產動態數據反演其相滲曲線。

(2) 調驅區域所有單井按照1.2所示方法根據目前生產壓差預測至最后時刻的日產油、日產液。

(3) 根據調整區域所有井最后時刻的生產情況，計算調整區域的平均含水率，該含水率即為給定時間內的目標含水率。

(4) 每口井假定一個生產壓差，根據1.2所示方法求得單井最后時刻的日產液、日產油及含水率，判斷最后時刻含水率與目標含水率是否一致。若其含水率大于目標含水率，則降低生產壓差；若小于目標含水率，則放大生產壓差，直至滿足要求；通過該方法求取調整區域所有井到達目標含水率所需要的生產壓差。

(5) 基于上述采油井確定的生產壓差，可以求得所有井調整后日產油、日產水。

(6) 根據采油井生產數據、井組注采比及平面劈分系數確定注水井調整后的配注量。

2 礦場應用

渤海BZ油田X砂體石油地質儲量為773.36×104m3，油層平均有效厚度為6.4 m，平均孔隙度為31.0%，平均滲透率為2 381.1 mD，目前有采油井12口，注水井9口，基于單砂體不規則井網開發。2017年12月砂體日產液為3 306 m3/d，日產油為530 m3/d，綜合含水率為83.9%。采油井平面產出不均，日產液從104m3/d至542 m3/d不等，單井含水率為57.7%～90.1%，部分井組存在優勢通道，開發效果較差。為改善其開發效果，基于其生產形勢設定砂體4 a實現均衡驅替，對其進行注采調整(表1)。

根據采油井調整情況及流線數值模擬結果，通過式(15)得到X砂體注水井配注量調整結果，詳見表2。

表1 X砂體采油井調整情況

表2 X砂體注水井調整情況

2018年1月，礦場根據上述方案進行平面注采調整。對7口采油井提液、4口采油井降液、1口井維持目前生產狀態；同時對5口注水井增注、3口注水井限注、1口注水井維持目前現狀。實施后砂體開發效果逐漸變好，砂體日增油50 m3/d，截至2018年年底，已累計增油1.5×104m3，實現砂體負遞減。

3 結 論

(1) 基于Buckley-Leverett方程，結合廣適水驅理論，推導出單井產量計算新公式，進一步得到含水率與產液量、注水量的定量表征關系，提出根據單井相滲曲線刻畫儲層非均質性的概念。

(2) 以相同含水率為目標，通過調整產液量和注水量，提出平面注采調整新方法，實現了單一產液結構調整到均衡驅替調整的轉變。

(3) 通過程序化過程處理，提高了應用效率，形成均衡驅替注采調整優化軟件，實現注采結構實時優化調整。

(4) 應用該方法在渤海BZ油田進行了礦場試驗，實現砂體日增油50 m3/d，累計增油1.5×104m3，對油田注采結構調整具有重要指導意義。