海上油田平台扩容潜力优化模型的建立及应用

田冀 ，刘晨 ，张金庆 ，周文胜 ，王凯

（1.中海油研究总院，北京 100028；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028）

0 引言

油田开发过程中，油藏产液能力是动态变化的，进入中高含水期后，许多油田产液能力较之前有大幅提升，但受限于生产设施的液处理能力，油藏产能难以充分释放，严重制约了油田开发中后期的潜力挖掘［1-5］。海上油田生产设施复杂，平台扩容改造成本高昂，不宜进行多次调整，最好通过一次扩容即满足油田后续液处理需求。平台合理扩容量的确定需将油藏产液能力变化趋势、平台剩余有效期等因素统筹结合，而目前研究仅从油藏产液能力方面考虑［6-7］，未将平台有效期等设施因素统筹结合，因而具有一定的局限性。本文综合考虑油藏和工程两方面因素，以平台有效期内保证油田可采储量全部采出为原则，建立了海上油田平台扩容增量优化计算模型，并基于无因次采液指数与含水率的定量关系，通过离散化构建出产液能力与时间的定量关系，提出了优化模型求解方法，实现了海上中高含水油田平台扩容潜力的快速优化评价。

1 理论计算模型

1.1 模型建立

平台液处理能力扩容量太小会导致油田在平台有效期内不能将剩余可采储量全部采出，从而造成油田采收率低；若过大则会造成投资增大，同时使得油田开发速度过快，在平台到达有效期前就会废弃，造成设备资源的浪费。因此，平台液处理能力合理扩容量应保证在平台有效期到达时，正好将油田剩余可采储量全部采出。平台扩容后液处理能力最佳点应满足：

式中：Q（t）为t时刻油田产液量，m3/d；ΔTe为平台剩余有效期，d；Lpe为油田达到废弃界限时仍需采出的液量，104m3。

Lpe由水驱特征曲线求取［8-9］，Q（t）随时间增长呈上升趋势，可分为2个阶段：当油田产液能力未达到平台扩容后的液处理能力时，Q（t）等于油田产液能力；当油田产液能力超过平台扩容后的液处理能力时，受平台液处理能力的限制，Q（t）为平台扩容后的液处理能力。因此，Q（t）表示为

式中：QR（t）为t时刻油田产液能力，m3/d；QK为油田平台扩容后的液处理能力，m3/d。

1.2 模型求解

式（1）是油田产液量随时间变化的积分函数。求解式（1）需首先构建油田产液能力与时间的定量关系。本文基于无因次采液指数与含水率的定量关系式，以Δt时间间隔为基本单元（Δt可以是年、月、天等）进行离散化处理，构建油田产液能力与时间的定量关系，并以此为基础，提出了油田生产数据计算优化模型的求解流程。

1.2.1 油田产液能力与时间定量关系构建

油田无因次采液指数与含水率直接定量关系［4，10］表示为

式中：JDL（fw（t ））为油田平均含水率fw（t）时的无因次采液指数；fw（t）为t时刻油田平均含水率；nw为水相指数；no为油相指数；M为水油流度比。

式（3）是一个连续性函数，以Δt内的油田平均含水率为离散点，可通过离散化构建出油田产液能力随时间的变化关系。

假定油田某时刻的累计产液量Lp（）t、累计产油量Np（t）、含水率fw（t）、瞬时产液量Q（t），在油田生产压差不变的情况下，后面Δt内的油田平均产液能力QR（Δt）应满足以下关系：

式中：Lp（t+Δt ）为（t+Δ t）时刻油田累计产液量，104m3。

根据广适水驱特征曲线理论［10］，Δt后的油田累计产油量 Np（t+Δ t）为

式中：a，q，NR为广适水驱曲线特征参数。

由 Np（t+Δt）和Np（t）得到Δt内的油田阶段产油量Np（Δt），再结合 Δt内的产液量Lp（Δt），根据含水率定义可得Δt内的油田平均含水率fw（Δt）。

油田生产压差不变的条件下，Δt内的产液能力增长幅度为

式中：JDL（fw（Δt ））为油田平均含水率fw（Δt）时的无因次采液指数；ξ为Δt内的油田产液能力增长幅度。

因此，Δt内的油田平均产液能力QR（Δt）应满足：

根据式（4）—（7），给定QR（Δt）一个初始值，通过迭代计算，即可将油田无因次采液指数与含水率的连续性函数进行离散处理，得到以Δt为时间间隔的产液能力变化序列，从而建立产液能力随时间的定量变化关系。

1.2.2 模型求解

优化模型的求解方法［4，11-14］为：1）根据油田的累计产液量、累计产油量等生产数据计算广适水驱曲线特征参数 a，q，NR，进而求取 nw，no，M；2）根据式（3）计算油田无因次采液指数与含水率的定量关系；3）给定油田目前产液能力初始值，由式（4）—（7）构建出油田产液能力与时间的离散定量关系；4）根据油田剩余待采液量和平台剩余有效期，结合油田产液能力与时间的离散定量关系，求解优化模型，得到油田平台扩容后的液处理能力，再对比平台目前的液处理能力，即可得到平台的合理扩容增量。

2 实例应用分析

X油田为南海海相砂岩油田，储层物性好，孔隙度20.0%～32.6%，渗透率 25×10－3～2 707×10－3μm2，地面原油黏度0.80～1.92 mPa·s，属轻质黑油。油田依靠天然能量开发，边底水能量充足，产液能力旺盛。该油田采用一个生产平台开发，平台设计寿命年限20 a，最大产液能力 60.00×104m3/a。

X油田至今已稳定生产6 a，目前含水率82.16%，累计产原油121.10×104m3，剩余水驱可采储量78.85×104m3，根据广适水驱曲线计算可得对应的剩余产液量1 447.50×104m3。若油田生产平台不进行扩容改造，仍以60.00×104m3/a的产液量生产，则平台剩余有效期14 a内的阶段产液量 840.00×104m3，仅能新采出63.53×104m3原油，将会有 15.32×104m3的原油无法采出，因此，X油田有必要进行平台扩容研究。

2.1 油田产液能力增长规律计算

根据油田累计产油量、累计产液量等生产动态数据，可得 NR，a，q，no，nw，M 的计算结果（见表 1）。

表1 X油田广适水驱曲线特征参数计算结果

将表1的数据代入式（3），得到X油田无因次采液指数随含水率的变化关系，结合目前油田生产动态，即可得到维持当前生产压差（2.7 MPa）不变条件下，X油田未来的产液能力增长曲线（见图1）。

图1 X油田产液能力增长曲线

由图1可知，X油田无因次采液指数随含水率增加呈上升趋势，表明随着油田开发的深入，油藏供液能力逐渐增强，油田提液有充足的物质基础。当前X油田平均生产压差为2.7 MPa，若维持生产压差不变，预测未来产液能力最高可达93.97×104m3/a（油田含水率98.00%），X油田将一直处于限液生产状况。

根据地质研究并结合同类油藏开发经验，认为X油田的合理生产压差应在4.0 MPa，因此，X油田目前具有0.5倍的提液潜力。当前合理产液量应在90.00×104m3/a，若按合理生产压差4.0 MPa维持生产，预测产液能力最高可达 140.96×104m3/a（见图 1）。根据式（4）—（7），以a为时间单位，将生产压差4.0 MPa时油田产液能力随含水率的变化关系离散化，转化为油田产液能力与时间的对应关系（见图2、表2）。由图2可知，未来X油田产液能力与含水率的连续关系被分为12段，表2给出了各年的油田平均产液能力及含水率变化情况，表明X油田在设施不受限的情况下，以合理生产压差4.0 MPa继续生产12 a后达到废弃界限（油田含水率98.00%）。

图2 X油田生产压差4.0 MPa时产液能力离散化

表2 X油田产液能力预测数据

2.2 油田平台合理扩容量计算

X油田平台扩容后的最佳液处理能力应满足2个条件：一是在平台剩余有效期14 a内油田阶段累计产液量要达到1 447.50×104m3，二是油田含水率要在平台剩余有效期末才达到98.00%，即油田要继续生产14 a才能废弃。 因此，根据式（1）、式（2）可构建方程：

式中：ΔTx为平台扩容后油田产液能力达到平台扩容后的液处理能力所需要的时间，a。

根据X油田产液能力与时间的离散关系，通过试算法求解方程，即可得到平台扩容后最佳液处理能力104.30×104m3/a，因此，通过平台扩容需将液处理能力提升44.30×104m3/a。扩容后未来产液量及产油量变化趋势见图3，预计实施扩容改造后第3年即可实现平台满负荷运行。

图3 X油田平台扩容后生产动态预测

3 结论

1）应用油藏工程方法建立了油田产液能力与时间的离散定量关系，在此基础上，以平台有效期内保证油田可采储量全部采出为原则，提出了海上油田平台扩容潜力优化的计算方法，实现了海上油田平台扩容潜力的快速优化评价。

2）本文方法应用时需注意建立的优化模型存在无解的情况。这意味着无论平台液处理能力增加多少，都无法在平台有效期内将油田可采储量全部采出，此时需结合平台延长使用寿命进行综合考虑。

［1］柏明星，张志超，梁健巍.中高渗透砂岩油田优势流场识别与调整［J］.油气地质与采收率，2017，24（1）：100-105.

［2］赵鑫，刘月田，丁耀，等.海上油田优势水流通道模糊综合识别模型［J］.断块油气田，2017，24（1）：91-95.

［3］陶丽，王相，姜涛.特高含水期水驱砂岩油藏井网部署自动优化方法［J］.断块油气田，2017，24（6）：808-812.

［4］刘晨，张金庆，周文胜，等.海上中高含水油田提液潜力动态计算方法［J］.油气地质与采收率，2017，24（4）：110-115.

［5］刘晨，张金庆，周文胜，等.海上高含水油田群液量优化模型的建立及应用［J］.中国海上油气，2016，28（6）：46-52.

［6］周学民，任玉林，王者琴.高含水后期油田产液量变化趋势研究［J］.石油勘探与开发，1994，21（1）：95-98.

［7］高文君，李宁，侯程程，等.2种无因次采液指数与含水率关系式的建立及优选［J］.新疆石油地质，2015，36（1）：70-74.

［8］刘晨，张金庆，王凯，等.张型广适与甲型水驱特征曲线关系研究［J］.特种油气藏，2017，24（1）：106-109.

［9］张金庆，安桂荣，许家峰，等.广适水驱曲线适应性分析及推广应用［J］.中国海上油气，2013，25（6）：56-60.

［10］张金庆.水驱油田产量预测模型［M］.北京：石油工业出版社，2013：72-74.

［11］张金庆，许家峰，安桂荣，等.高含水油田适时产液结构优化调整计算方法［J］.大庆石油地质与开发，2013，32（6）：76-80.

［12］贾晓飞.基于系统稳定性的水驱曲线合理直线段选取新方法［J］.断块油气田，2017，24（1）：40-42.

［13］刘英宪，马奎前，穆鹏飞，等.一种水驱曲线直线段合理性判断新方法［J］.特种油气藏，2016，23（5）：86-88.

［14］陈元千，邹存友，张枫，等.水驱曲线法在油田开发评价中的应用［J］.断块油气田，2011，18（6）：669-771.