陸雪皎，王友啟，魏翠華，潘廣明，郭蘭磊，元福卿

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；3.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東東營257015；4.中海油天津分公司，天津300452）

聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏的層系調(diào)整
——以孤東油田七區(qū)西為例

陸雪皎1，王友啟2，魏翠華3，潘廣明4，郭蘭磊3，元福卿3

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580；2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；3.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東東營257015；4.中海油天津分公司，天津300452）

勝利油區(qū)的聚合物驅(qū)后油藏剩余儲量豐富，現(xiàn)有的層系井網(wǎng)已不能滿足后續(xù)開發(fā)的要求，為了更好地通過細分層系達到提高采收率和增加經(jīng)濟效益的目的，以孤東油田七區(qū)西二元復合驅(qū)油藏為代表，利用油藏數(shù)值模擬方法對聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏進行層系調(diào)整研究。以化學驅(qū)投資與成本構成分析為基礎，依據(jù)動態(tài)經(jīng)濟評價方法，建立了一套適用于聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏開發(fā)的層系調(diào)整界限圖版；應用此圖版結合熵權算法計算得到的油藏各小層非均質(zhì)綜合指數(shù)和聚類分析確定的最優(yōu)化分割方案，篩選出滿足要求的最優(yōu)化分割方案。依此方法對孤東油田七區(qū)西聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏進行層系調(diào)整，調(diào)整后效果顯著，采收率提高了3.45%，財務凈現(xiàn)值增加了174.6×104元。

聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)層系調(diào)整界限熵權算法最優(yōu)化分割方案孤東油田

勝利油區(qū)實施聚合物驅(qū)后仍有約49.6%的石油地質(zhì)儲量未得到開發(fā)，準確預測其分布對于聚合物驅(qū)后剩余油的挖潛很關鍵［1-6］。為實現(xiàn)剩余油的進一步挖潛，聚合物驅(qū)后實行二元復合驅(qū)是一種有效的開發(fā)方式。但由于聚合物驅(qū)后油藏的剩余油分布已經(jīng)發(fā)生了較大變化［7］，現(xiàn)有的井網(wǎng)、層系條件未必適應于聚合物驅(qū)后油藏的后續(xù)開發(fā)［8-9］，因此，有必要開展針對勝利油區(qū)聚合物驅(qū)后油藏層系調(diào)整的研究。目前層系劃分主要采用層次分析法和模糊評判法計算各因素權重和各小層綜合指數(shù)［10-12］，但這些方法在操作過程中需要專家對各個影響因素進行評判，存在人為主觀因素的干擾，從而形成不合理的層系組合方式。熵權算法劃分開發(fā)層系能夠準確地計算各小層的綜合指數(shù)，重點考慮各小層差異較大因素帶來的影響，克服了層次分析法由于專家評判造成的結果模糊性［13］，對聚合物驅(qū)后油藏層系調(diào)整具有更好的指導作用。

1 先導試驗區(qū)概況及模型建立

孤東油田七區(qū)西Ng54—61二元復合驅(qū)先導試驗區(qū)的含油面積為0.94 km2，石油地質(zhì)儲量為277×104t，儲層有效厚度為12.3 m，平均滲透率為1.32 μm2，滲透率變異系數(shù)為0.58，孔隙度為34%，地層原油粘度為45 mPa·s，原始含油飽和度為0.72，原始油藏壓力為12.4 MPa，原始體積系數(shù)為1.08。該先導試驗區(qū)于1986年7月投產(chǎn)，1987年5月開始進行注水開發(fā)，至2003年8月結束注水，采出程度為34.5%，采油速度為0.85%，綜合含水率為97.6%，已進入特高含水期。自2003年9月開始在該區(qū)塊實施二元復合驅(qū)先導試驗，試驗區(qū)包括生產(chǎn)井16口、注水井10口，采用正對式行列注采井網(wǎng)，排距為300 m，井距為150 m。試驗區(qū)于2003年9月開始注聚合物前置段塞，2004年6月注二元主段塞，2009年4月注聚合物后置段塞，2010年1月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。

為便于先導試驗區(qū)的層系調(diào)整劃分，在保持油藏基本參數(shù)和生產(chǎn)動態(tài)不變的基礎上，建立了聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏的概念模型（圖1）以簡化研究。該概念模型網(wǎng)格系統(tǒng)劃分為50×40×10共2×104個網(wǎng)格，I和J方向的網(wǎng)格步長均為10 m，K方向劃分為10個小層。采用4個160 m×100 m的反五點法井組，生產(chǎn)井9口，注水井4口。

圖1 聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏概念模型

2 層系調(diào)整界限確定

開發(fā)層系劃分與組合的目的是保證在較高的經(jīng)濟效益前提下，取得良好的開發(fā)效果，因而基于化學驅(qū)投資與成本構成分析，建立層系調(diào)整界限標準是十分重要的。應用財務凈現(xiàn)值法推導得到聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏財務凈現(xiàn)值表達式為

式中：FNPV為財務凈現(xiàn)值，元；i為開采時間，a，i=1,2,…,t；t為開發(fā)年限，a；α為原油商品率；Qoi為年產(chǎn)油量，t；Po為原油價格，元/t；n為模擬區(qū)塊總井數(shù)，口；Cm為單井年操作費用，元；Qpi為年注聚量，t；Pp為聚合物價格，元/t；Qsi為年注表面活性劑量，t；Ps為表面活性劑價格，元/t；R為綜合稅率，%；Rs為資源稅，元/t；ic為基準收益率，%；Pd為單位進尺鉆井成本，元/m；D為單井完鉆井深，m；Is為單井地面建設投資，元；Vr為開采期末設備殘值的折現(xiàn)值，元。

財務凈現(xiàn)值是指把項目計算期內(nèi)各年的財務凈現(xiàn)金流量，按照一個給定的標準折現(xiàn)率（即基準收益率）折算到建設期初（即項目計算期第1年年初）的現(xiàn)值之和。

孤東油田七區(qū)西二元復合驅(qū)先導試驗區(qū)開發(fā)年限為34 a，開發(fā)期間基準收益率為12%，綜合稅率為13.2%，資源稅為14元/t，原油商品率為0.96；共有13口井，平均井深為1 272 m，單位進尺鉆井成本為1 880元/m，單井地面建設投資為150×104元/井；表面活性劑價格為1×104元/t，聚合物價格為2×104元/ t。將這些已知參數(shù)代入式（1）中，得到勝利油區(qū)層系調(diào)整界限的財務凈現(xiàn)值計算式為

聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏層系調(diào)整界限的研究步驟包括：①運用數(shù)值模擬方法研究聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏在不同油藏參數(shù)值下的開發(fā)效果，得到年產(chǎn)油量、年注聚量和年注表面活性劑量以及開發(fā)年限的數(shù)據(jù)。②結合式（1），求出聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏在不同油藏參數(shù)值下開發(fā)期末的累積財務凈現(xiàn)值。③回歸財務凈現(xiàn)值與油藏參數(shù)之間的定量關系式，求解財務凈現(xiàn)值等于0時所對應的該油藏參數(shù)的特定值，即為所要求取的經(jīng)濟技術界限值。④計算不同油價和不同單井年操作費用下對應的經(jīng)濟技術界限，通過插值計算，制作成直觀的圖版。

圖2 單井年操作費用為80×104元時財務凈現(xiàn)值與有效厚度的關系

圖3 不同單井年操作費用下有效厚度界限圖版

利用CMG軟件模擬研究了不同有效厚度和滲透率級差下孤東油田七區(qū)西聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏開發(fā)期末對應的累積產(chǎn)油量，并根據(jù)式（2）計算分析，繪制出層系調(diào)整界限圖版（圖2—圖5）。由圖2可知，當油價為30美元/bbl時，財務凈現(xiàn)值與有效厚度（H）的回歸關系式為：FNPV=-13.209H2+ 945.9H-14 349（R2=1），其對應的有效厚度界限為21.56 m；由圖4可知，同樣條件下，財務凈現(xiàn)值與滲透率級差（Kmn）回歸關系式為：FNPV=-3 542 ln Kmn+ 619.48（R2=0.997），其對應的滲透率級差界限為3.03。依此計算不同油價和單井年操作費用下的油藏參數(shù)界限值，得到圖3和圖5。由圖3可知，當油價為50美元/bbl，單井年操作費用為40×104，60×104和80×104元時的有效厚度界限分別為5.49，7.94和10.68 m；由圖5可知，在相同條件下滲透率級差界限分別為2.56，1.82和1.53。當油價為70美元/bbl，單井年操作費用為40×104，60×104和80×104元時的有效厚度界限分別為3.39，5.23和7.29 m（圖3）；在相同條件下滲透率級差界限分別為7.71，3.85和2.53（圖5）。

結果表明：油價越高或者單井年操作費用越低，對油藏有效厚度和滲透率級差的要求越低，越有利于層系調(diào)整。

圖4 單井年操作費用為30×104元時財務凈現(xiàn)值與滲透率級差的關系

圖5 不同單井年操作費用條件下滲透率級差界限圖版

3 儲層非均質(zhì)綜合指數(shù)計算

3.1 基于熵原理的權重計算方法

為了確定層系劃分過程中有效厚度、滲透率等各評價指標的權重，利用熵權算法計算各評價指標的熵［13-14］，其表達式為

式中：H() Pj為評價指標Pj的熵；k為小層序號；n為小層數(shù)；bkj為第k小層第 j個評價指標的評價值；j為評價指標數(shù)，個。

用最大熵值對式（3）所得熵值進行歸一化處理，得到表征評價指標Pj重要程度的熵為

式中：E(Pj)為歸一化后的熵；H(Pj)max為最大熵值。

各評價指標的權重定義為

式中：wj為第j個評價指標的權重。

根據(jù)計算得到的權重和評價指標值計算非均質(zhì)綜合指數(shù)，其表達式為

式中：I為所有層非均質(zhì)綜合指數(shù)組成的向量；W為所有評價指標的權重組成的向量；B為bij組成的向量；kn為第n小層的非均質(zhì)綜合指數(shù)。

3.2 熵權算法應用

將熵權算法用于孤東油田七區(qū)西聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏的層系劃分，結合現(xiàn)場實際資料以及數(shù)值模擬結果，最終得到各小層的非均質(zhì)綜合指數(shù)（表1）。

表1 非均質(zhì)綜合指數(shù)計算結果

3.3 最優(yōu)化分割方案

在得到各小層的非均質(zhì)綜合指數(shù)以后，結合聚類分析［15］，將10個小層分別按分割數(shù)為1～6進行單因素變量最優(yōu)化分割，以保證層間方差最大、層內(nèi)方差最小，使各層系開發(fā)互不干擾。根據(jù)勝利油區(qū)實際資料，當油價為70美元/bbl，單井年操作費用為40×104元時，對應的有效厚度界限為3.39 m，滲透率級差界限為7.71。只有同時滿足有效厚度大于3.39 m、滲透率級差小于7.71的最優(yōu)化分割方案才符合要求，由表2可知，最終確定層系調(diào)整方案為最優(yōu)3次分割，即小層1—4，5—7，8—10分別為一套開發(fā)層系。

表2 不同分割方案對應的平均有效厚度和滲透率級差

4 層系調(diào)整對比結果

根據(jù)孤東油田七區(qū)西Ng54—61先導試驗區(qū)聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏數(shù)值模擬模型，進行層系調(diào)整研究，得到最終開發(fā)方案。考慮到油田開發(fā)后期儲層處于高含水期，為了保證一定的經(jīng)濟效益，層系調(diào)整不宜多鉆新井；因此，選用不同型號的封隔器進行分注分采。根據(jù)勝利油區(qū)實際資料，生產(chǎn)井選用Y211-114型號的封隔器，其單價為1 040元，9口生產(chǎn)井共用18套封隔器進行3套開發(fā)層系的分采；注水井選用K344-114型號的封隔器，其單價為1 330元，4口注水井共用8套封隔器進行3套開發(fā)層系的分注。

用CMG軟件分別對層系調(diào)整前、后的聚合物驅(qū)后二元復合驅(qū)油藏進行數(shù)值模擬，調(diào)整后采收率提高了3.45%。用財務凈現(xiàn)值公式對層系調(diào)整前、后進行經(jīng)濟效益評價，財務凈現(xiàn)值增加了174.6×104元。

5 結論

應用財務凈現(xiàn)值法，建立了層系調(diào)整的有效厚度和滲透率級差界限圖版。根據(jù)勝利油區(qū)當前油價為70美元/bbl，單井年操作費用為40×104元，確定了有效厚度界限為3.39 m，滲透率級差界限為7.71。

采用熵權算法和最優(yōu)化分割，最終確定了層系調(diào)整的開發(fā)方案為：最優(yōu)3次分割，即小層1—4，5—7，8—10分別為一套開發(fā)層系。

層系調(diào)整采用封隔器進行油、水井分采分注，與調(diào)整前相比，采收率提高了3.45%，財務凈現(xiàn)值增加了174.6×104元，取得了較顯著的開發(fā)效果。

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編輯劉北羿

TE357.431

：A

：1009-9603（2014）02-0025-04

2013-11-27。

陸雪皎，女，在讀碩士研究生，從事油氣滲流理論與提高采收率方面的研究。聯(lián)系電話：15165429970，E-mail：xuejiao8006@ 126.com。

國家科技重大專項“高溫高鹽油田化學驅(qū)提高采收率技術”（2011ZX05011-004）。