常會(huì)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(chǔ)層具有橫向變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)[1-4]，為降低開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)，多采用滾動(dòng)開發(fā)的策略，同時(shí)多采用不規(guī)則井網(wǎng)高速開發(fā)，驅(qū)替不均衡，甚至造成注入水沿高滲方向低效循環(huán)，影響油田整體開發(fā)效果。驅(qū)替均衡程度與油田開發(fā)效果密切相關(guān)[5-10]。因此，降低高采油速度對(duì)水驅(qū)的影響，調(diào)整和重建水驅(qū)注采體系，改善水驅(qū)效果，實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替越來越受到重視。國內(nèi)外學(xué)者在現(xiàn)有井網(wǎng)條件下，對(duì)油水井注采均衡調(diào)整方法開展了大量研究，提出一系列產(chǎn)液量和注水量調(diào)整方法[11-13]。崔傳智等[14-16]研究了定液生產(chǎn)條件下均質(zhì)油藏注采調(diào)整方法，嚴(yán)科、王德龍等[17-18]研究了定液生產(chǎn)條件簡化后非均質(zhì)油藏注采調(diào)整方法，韓光明[19]等研究了基于均衡驅(qū)替的多井干擾下產(chǎn)液量優(yōu)化方法。這些方法大多難以實(shí)現(xiàn)定量計(jì)算，有些盡管提出了定量計(jì)算方法，但將實(shí)際油藏及生產(chǎn)過程簡化，注采調(diào)整實(shí)施效果較差。因此，在Buckley-Leverett方程基礎(chǔ)上，結(jié)合廣適水驅(qū)理論，考慮儲(chǔ)層真實(shí)情況、實(shí)際生產(chǎn)過程及非規(guī)則井網(wǎng)等多種因素，以所有單井含水率相同為目標(biāo)，提出了定量化平面注采調(diào)整新方法，該方法適用于多種類型的井網(wǎng)，對(duì)油田注采結(jié)構(gòu)調(diào)整具有重要指導(dǎo)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(jié)果表明，與常用水驅(qū)曲線相比，廣適水驅(qū)曲線直線段出現(xiàn)時(shí)機(jī)更早，在相同含水階段預(yù)測精度更高，水驅(qū)規(guī)律及產(chǎn)量預(yù)測適應(yīng)性更強(qiáng)。采油井進(jìn)入穩(wěn)定水驅(qū)階段后，累計(jì)產(chǎn)油量與累計(jì)產(chǎn)水量關(guān)系如下：

(1)

式中：Np為累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；NR為水驅(qū)可動(dòng)儲(chǔ)量，104m3；Wp為累計(jì)產(chǎn)水量，104m3；a、q為待定系數(shù)，可通過生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)反演求解。

油相指數(shù)和水相指數(shù)可通過q進(jìn)行求解：

(2)

(3)

式中：no為油相指數(shù)；nw為水相指數(shù)。

利用指數(shù)型公式求出油相、水相相對(duì)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(duì)滲透率；Krw(Sor)為殘余油飽和度下的水相相對(duì)滲透率；Swd為歸一化含水飽和度；Kro(Sw)為油相相對(duì)滲透率；Kro(Swi)為束縛水飽和度下的油相相對(duì)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(tài)特征反映了儲(chǔ)層性質(zhì)，對(duì)開發(fā)區(qū)域所有采油井進(jìn)行相滲曲線反演，可以刻畫出該區(qū)域儲(chǔ)層的非均質(zhì)性。

1.2 采油井產(chǎn)量預(yù)測

1.2.1 遞減率確定

在一般采油井開發(fā)過程中，日產(chǎn)液、含水率隨時(shí)間不斷升高，而日產(chǎn)油逐漸下降。但若將整個(gè)開發(fā)歷程對(duì)時(shí)間進(jìn)行微分，可近似認(rèn)為每個(gè)時(shí)間段日產(chǎn)液不變，即滿足定液量生產(chǎn)條件。應(yīng)用劉英憲等[23-26]研究的定液量生產(chǎn)條件下遞減率公式計(jì)算下一時(shí)刻產(chǎn)量：

(7)

1.2.2 理論產(chǎn)量計(jì)算

采油井單井理論產(chǎn)量計(jì)算新方法如下。

(1) 根據(jù)1.1求得單井相滲曲線，計(jì)算無因次采液、采油指數(shù)：

(8)

JDo=JDl(1-fw)

(9)

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

(2) 讀取采油井t時(shí)刻的日產(chǎn)油Qot、日產(chǎn)液Qlt及生產(chǎn)壓差Δpt。

(4) 計(jì)算t+1時(shí)刻的日產(chǎn)油：

Qot+1=Qot(1-Dtt)

(10)

(6) 假定t+1時(shí)刻的生產(chǎn)壓差為Δpt+1，則t+1時(shí)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(shí)刻的日產(chǎn)液、日產(chǎn)油分別為：

Qlt+1=φQlt

(12)

Qot+1=φQot

(13)

(8) 依次按照步驟(2)—(7)計(jì)算到規(guī)定最后時(shí)刻的單井產(chǎn)量。

1.3 注水井配注量確定

為維持注采平衡及改善水驅(qū)開發(fā)效果，注水井的配注量應(yīng)隨受益采油井產(chǎn)液量調(diào)整而調(diào)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(shù)。合理注采比的確定需考慮有效恢復(fù)和保持地層壓力，同時(shí)不造成對(duì)應(yīng)采油井含水過快上升，可根據(jù)物質(zhì)平衡法及油藏?cái)?shù)值模擬確定[27-28]。

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

(14)

確定井組注采比及平面劈分系數(shù)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(chǎn)氣油比，m3/m3；Qoj為采油井j目前日產(chǎn)油，m3/d；Qwj為采油井j目前日產(chǎn)水，m3/d；n為注水井i受益采油井?dāng)?shù)。

1.4 平面注采調(diào)整方法

均衡驅(qū)替是指在儲(chǔ)層各個(gè)方向上的驅(qū)替程度(剩余油飽和度)均相同。若儲(chǔ)層各個(gè)注采井連線方向的驅(qū)替程度都相等，這種驅(qū)替稱為部分均衡驅(qū)替。對(duì)于高含水期的油藏，根據(jù)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(guān)系：

(16)

因此，在給定的調(diào)控時(shí)間內(nèi)，剩余油飽和度相同，即注采井間平均含水飽和度相同，根據(jù)式(16)可以得到各個(gè)采油井達(dá)到相同的含水率，即可認(rèn)為達(dá)到均衡驅(qū)替的結(jié)論。因此，以所有井達(dá)到相同含水率為目標(biāo)，可實(shí)施注采實(shí)時(shí)優(yōu)化調(diào)整。此次研究采用C#語言將平面均衡驅(qū)替注采調(diào)整過程程序化，具體過程如下。

(1) 調(diào)整區(qū)域所有單井按照1.1所示方法根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)反演其相滲曲線。

(2) 調(diào)驅(qū)區(qū)域所有單井按照1.2所示方法根據(jù)目前生產(chǎn)壓差預(yù)測至最后時(shí)刻的日產(chǎn)油、日產(chǎn)液。

(3) 根據(jù)調(diào)整區(qū)域所有井最后時(shí)刻的生產(chǎn)情況，計(jì)算調(diào)整區(qū)域的平均含水率，該含水率即為給定時(shí)間內(nèi)的目標(biāo)含水率。

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

(5) 基于上述采油井確定的生產(chǎn)壓差，可以求得所有井調(diào)整后日產(chǎn)油、日產(chǎn)水。

(6) 根據(jù)采油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)、井組注采比及平面劈分系數(shù)確定注水井調(diào)整后的配注量。

2 礦場應(yīng)用

渤海BZ油田X砂體石油地質(zhì)儲(chǔ)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(guī)則井網(wǎng)開發(fā)。2017年12月砂體日產(chǎn)液為3 306 m3/d，日產(chǎn)油為530 m3/d，綜合含水率為83.9%。采油井平面產(chǎn)出不均，日產(chǎn)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(yōu)勢(shì)通道，開發(fā)效果較差。為改善其開發(fā)效果，基于其生產(chǎn)形勢(shì)設(shè)定砂體4 a實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替，對(duì)其進(jìn)行注采調(diào)整(表1)。

根據(jù)采油井調(diào)整情況及流線數(shù)值模擬結(jié)果，通過式(15)得到X砂體注水井配注量調(diào)整結(jié)果，詳見表2。

表1 X砂體采油井調(diào)整情況

表2 X砂體注水井調(diào)整情況

2018年1月，礦場根據(jù)上述方案進(jìn)行平面注采調(diào)整。對(duì)7口采油井提液、4口采油井降液、1口井維持目前生產(chǎn)狀態(tài)；同時(shí)對(duì)5口注水井增注、3口注水井限注、1口注水井維持目前現(xiàn)狀。實(shí)施后砂體開發(fā)效果逐漸變好，砂體日增油50 m3/d，截至2018年年底，已累計(jì)增油1.5×104m3，實(shí)現(xiàn)砂體負(fù)遞減。

3 結(jié) 論

(1) 基于Buckley-Leverett方程，結(jié)合廣適水驅(qū)理論，推導(dǎo)出單井產(chǎn)量計(jì)算新公式，進(jìn)一步得到含水率與產(chǎn)液量、注水量的定量表征關(guān)系，提出根據(jù)單井相滲曲線刻畫儲(chǔ)層非均質(zhì)性的概念。

(2) 以相同含水率為目標(biāo)，通過調(diào)整產(chǎn)液量和注水量，提出平面注采調(diào)整新方法，實(shí)現(xiàn)了單一產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整到均衡驅(qū)替調(diào)整的轉(zhuǎn)變。

(3) 通過程序化過程處理，提高了應(yīng)用效率，形成均衡驅(qū)替注采調(diào)整優(yōu)化軟件，實(shí)現(xiàn)注采結(jié)構(gòu)實(shí)時(shí)優(yōu)化調(diào)整。

(4) 應(yīng)用該方法在渤海BZ油田進(jìn)行了礦場試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)砂體日增油50 m3/d，累計(jì)增油1.5×104m3，對(duì)油田注采結(jié)構(gòu)調(diào)整具有重要指導(dǎo)意義。