基于均衡驱替的平面注采优化研究与应用

常会江，孙广义，陈晓明，翟上奇，张言辉

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

海上油田多为河流相沉积，储层具有横向变化快、非均质性强的特点[1-4]，为降低开发风险，多采用滚动开发的策略，同时多采用不规则井网高速开发，驱替不均衡，甚至造成注入水沿高渗方向低效循环，影响油田整体开发效果。驱替均衡程度与油田开发效果密切相关[5-10]。因此，降低高采油速度对水驱的影响，调整和重建水驱注采体系，改善水驱效果，实现均衡驱替越来越受到重视。国内外学者在现有井网条件下，对油水井注采均衡调整方法开展了大量研究，提出一系列产液量和注水量调整方法[11-13]。崔传智等[14-16]研究了定液生产条件下均质油藏注采调整方法，严科、王德龙等[17-18]研究了定液生产条件简化后非均质油藏注采调整方法，韩光明[19]等研究了基于均衡驱替的多井干扰下产液量优化方法。这些方法大多难以实现定量计算，有些尽管提出了定量计算方法，但将实际油藏及生产过程简化，注采调整实施效果较差。因此，在Buckley-Leverett方程基础上，结合广适水驱理论，考虑储层真实情况、实际生产过程及非规则井网等多种因素，以所有单井含水率相同为目标，提出了定量化平面注采调整新方法，该方法适用于多种类型的井网，对油田注采结构调整具有重要指导意义。

1 新方法的建立

1.1 相渗曲线反演

张金庆等[20-22]研究结果表明，与常用水驱曲线相比，广适水驱曲线直线段出现时机更早，在相同含水阶段预测精度更高，水驱规律及产量预测适应性更强。采油井进入稳定水驱阶段后，累计产油量与累计产水量关系如下：

(1)

式中：Np为累计产油量，104m3；NR为水驱可动储量，104m3；Wp为累计产水量，104m3；a、q为待定系数，可通过生产动态数据反演求解。

油相指数和水相指数可通过q进行求解：

(2)

(3)

式中：no为油相指数；nw为水相指数。

利用指数型公式求出油相、水相相对渗透率：

Krw(Sw)=Krw(Sor)Swdnw

(4)

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

(5)

(6)

式中：Krw(Sw)为水相相对渗透率；Krw(Sor)为残余油饱和度下的水相相对渗透率；Swd为归一化含水饱和度；Kro(Sw)为油相相对渗透率；Kro(Swi)为束缚水饱和度下的油相相对渗透率；Sw为含水饱和度；Swi为初始含水饱和度；Sor为残余油饱和度。

相渗曲线的形态特征反映了储层性质，对开发区域所有采油井进行相渗曲线反演，可以刻画出该区域储层的非均质性。

1.2 采油井产量预测

1.2.1 递减率确定

在一般采油井开发过程中，日产液、含水率随时间不断升高，而日产油逐渐下降。但若将整个开发历程对时间进行微分，可近似认为每个时间段日产液不变，即满足定液量生产条件。应用刘英宪等[23-26]研究的定液量生产条件下递减率公式计算下一时刻产量：

(7)

1.2.2 理论产量计算

采油井单井理论产量计算新方法如下。

(1) 根据1.1求得单井相渗曲线，计算无因次采液、采油指数：

(8)

JDo=JDl(1-fw)

(9)

式中：JDl为无因次采液指数；μo为原油黏度，mPa·s；Bo为原油体积系数，m3/m3；μw为水黏度，mPa·s；Bw为水体积系数，m3/m3；JDo为无因次采油指数；fw为含水率。

(2) 读取采油井t时刻的日产油Qot、日产液Qlt及生产压差Δpt。

(4) 计算t+1时刻的日产油：

Qot+1=Qot(1-Dtt)

(10)

(6) 假定t+1时刻的生产压差为Δpt+1，则t+1时刻的液量变化幅度φ为：

φ=(JDlt+1Δpt+1)/(JDltΔpt)

(11)

(7) 假定含水率不变，则t+1时刻的日产液、日产油分别为：

Qlt+1=φQlt

(12)

Qot+1=φQot

(13)

(8) 依次按照步骤(2)—(7)计算到规定最后时刻的单井产量。

1.3 注水井配注量确定

为维持注采平衡及改善水驱开发效果，注水井的配注量应随受益采油井产液量调整而调整。注水井配注量依赖于合理注采比和受益采油井之间的平面劈分系数。合理注采比的确定需考虑有效恢复和保持地层压力，同时不造成对应采油井含水过快上升，可根据物质平衡法及油藏数值模拟确定[27-28]。

平面劈分系数表示注水井的配注量与周围受益油井的产液量相关系数，研究结果表明，流线数值模拟法求得的平面劈分系数[29-31]更精确，即：

(14)

确定井组注采比及平面劈分系数后，注水井配注量由式(15)可得：

(15)

式中：Qi为注水井i日配注量，m3/d；IPR为井组合理注采比；Bo为生产气油比，m3/m3；Qoj为采油井j目前日产油，m3/d；Qwj为采油井j目前日产水，m3/d；n为注水井i受益采油井数。

1.4 平面注采调整方法

均衡驱替是指在储层各个方向上的驱替程度(剩余油饱和度)均相同。若储层各个注采井连线方向的驱替程度都相等，这种驱替称为部分均衡驱替。对于高含水期的油藏，根据分流量方程及Welge方程[32-33]可知注采井间的平均含水饱和度与采油井的含水率具有如下关系：

(16)

因此，在给定的调控时间内，剩余油饱和度相同，即注采井间平均含水饱和度相同，根据式(16)可以得到各个采油井达到相同的含水率，即可认为达到均衡驱替的结论。因此，以所有井达到相同含水率为目标，可实施注采实时优化调整。此次研究采用C#语言将平面均衡驱替注采调整过程程序化，具体过程如下。

(1) 调整区域所有单井按照1.1所示方法根据生产动态数据反演其相渗曲线。

(2) 调驱区域所有单井按照1.2所示方法根据目前生产压差预测至最后时刻的日产油、日产液。

(3) 根据调整区域所有井最后时刻的生产情况，计算调整区域的平均含水率，该含水率即为给定时间内的目标含水率。

(4) 每口井假定一个生产压差，根据1.2所示方法求得单井最后时刻的日产液、日产油及含水率，判断最后时刻含水率与目标含水率是否一致。若其含水率大于目标含水率，则降低生产压差；若小于目标含水率，则放大生产压差，直至满足要求；通过该方法求取调整区域所有井到达目标含水率所需要的生产压差。

(5) 基于上述采油井确定的生产压差，可以求得所有井调整后日产油、日产水。

(6) 根据采油井生产数据、井组注采比及平面劈分系数确定注水井调整后的配注量。

2 矿场应用

渤海BZ油田X砂体石油地质储量为773.36×104m3，油层平均有效厚度为6.4 m，平均孔隙度为31.0%，平均渗透率为2 381.1 mD，目前有采油井12口，注水井9口，基于单砂体不规则井网开发。2017年12月砂体日产液为3 306 m3/d，日产油为530 m3/d，综合含水率为83.9%。采油井平面产出不均，日产液从104m3/d至542 m3/d不等，单井含水率为57.7%～90.1%，部分井组存在优势通道，开发效果较差。为改善其开发效果，基于其生产形势设定砂体4 a实现均衡驱替，对其进行注采调整(表1)。

根据采油井调整情况及流线数值模拟结果，通过式(15)得到X砂体注水井配注量调整结果，详见表2。

表1 X砂体采油井调整情况

表2 X砂体注水井调整情况

2018年1月，矿场根据上述方案进行平面注采调整。对7口采油井提液、4口采油井降液、1口井维持目前生产状态；同时对5口注水井增注、3口注水井限注、1口注水井维持目前现状。实施后砂体开发效果逐渐变好，砂体日增油50 m3/d，截至2018年年底，已累计增油1.5×104m3，实现砂体负递减。

3 结 论

(1) 基于Buckley-Leverett方程，结合广适水驱理论，推导出单井产量计算新公式，进一步得到含水率与产液量、注水量的定量表征关系，提出根据单井相渗曲线刻画储层非均质性的概念。

(2) 以相同含水率为目标，通过调整产液量和注水量，提出平面注采调整新方法，实现了单一产液结构调整到均衡驱替调整的转变。

(3) 通过程序化过程处理，提高了应用效率，形成均衡驱替注采调整优化软件，实现注采结构实时优化调整。

(4) 应用该方法在渤海BZ油田进行了矿场试验，实现砂体日增油50 m3/d，累计增油1.5×104m3，对油田注采结构调整具有重要指导意义。