曹勛臣，喻高明，鄧亞，萬(wàn)青山，王朝，4

基于地層壓力恢復(fù)時(shí)間的注采比數(shù)值模擬優(yōu)化方法
——以肯基亞克某虧空油藏為例

曹勛臣1，2，喻高明1，鄧亞2，萬(wàn)青山3，王朝2，4

（1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100；2.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院油氣田開(kāi)發(fā)所，北京 100083；3.中國(guó)石油新疆油田分公司實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；4.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249）

針對(duì)肯基亞克某邊底水油藏地層壓力下降過(guò)快、能量不足的問(wèn)題，開(kāi)展了數(shù)值模擬研究。利用物質(zhì)平衡法研究了虧空油藏壓力恢復(fù)速度與注采比之間的關(guān)系，在此基礎(chǔ)上優(yōu)化虧空油藏注采比。首先優(yōu)選最佳地層壓力恢復(fù)時(shí)間，然后優(yōu)化油藏提液幅度，最終優(yōu)選合理注采比。結(jié)果表明：反九點(diǎn)井網(wǎng)下，該油藏最佳壓力恢復(fù)時(shí)間為2 a；最佳恢復(fù)壓力為原始地層壓力的90%；最佳提液幅度為25%；最佳注采比為1.63。按此注采比進(jìn)行生產(chǎn)，有效提高了該虧空油藏的采收率。

數(shù)值模擬；地層壓力；提液幅度；注采比；采收率；虧空油藏

0　引言

合理的注采比（IPR）可以有效緩解平面、層間和層內(nèi)矛盾，并使地層保持一定的壓力［1］，是水驅(qū)油田規(guī)劃和設(shè)計(jì)注水量的重要依據(jù)。目前，國(guó)內(nèi)外在優(yōu)化油田注采比方面的研究方法主要有物質(zhì)平衡法［2］、最優(yōu)化方法［3］、不平衡系數(shù)法［4］、多元回歸法［5］以及注采比與水油比關(guān)系法［6］等，這些方法主要是油藏工程的方法，而對(duì)于邊底水且能量虧空嚴(yán)重的油藏，利用數(shù)值模擬方法確定合理注采比的研究較少。

本文利用物質(zhì)平衡原理推導(dǎo)出該類油藏壓力恢復(fù)速度與合理注采比的關(guān)系式。在此基礎(chǔ)上，建立油藏地質(zhì)模型，優(yōu)選最佳壓力恢復(fù)時(shí)間以及最佳恢復(fù)壓力。論證反九點(diǎn)井網(wǎng)下提液可行性，優(yōu)化提液幅度，最終利用數(shù)模軟件優(yōu)化油藏注采比。該方法應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)后有效緩解了產(chǎn)量遞減速度，該研究成果對(duì)同類油藏的開(kāi)發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

1　區(qū)塊特征

肯基亞克某油藏整體受構(gòu)造控制，局部受斷裂和巖性控制，邊、底水較發(fā)育。該油藏白堊系、侏羅系各層構(gòu)造形態(tài)呈近東西向延伸的橢圓形隆起狀，長(zhǎng)、短軸比約為2∶1，南翼傾角8°～15°，北翼傾角9°～3°，頂深51～216 m。該油藏由于缺乏有效的地層能量補(bǔ)充，地層壓力較低（1.48～1.70 MPa），壓力保持程度僅為52.3%～60.2%，平面分布上，地層壓力具有不均勻性。目前該油藏開(kāi)發(fā)狀況為：1）地層能量缺乏有效補(bǔ)充，地層壓力下降，單井產(chǎn)能下降；2）邊底水上侵，造成含水上升，產(chǎn)能下降；3）儲(chǔ)層物性決定單井初期產(chǎn)能，在北部靠近地塹附近屬于水下分支河道沉積，由三角洲前緣過(guò)渡到前三角洲，物性由好變差。

2　壓力恢復(fù)速度與注采比的關(guān)系

該油藏初始條件為：pi＞pb，We≠0，Bo=Boi。綜合考慮油層流體和油層巖石的彈性變化、累計(jì)入侵水量和累計(jì)產(chǎn)水量等因素，根據(jù)物質(zhì)平衡原理［7-8］，可得到注采平衡關(guān)系式：

式（1）兩邊對(duì)時(shí)間求導(dǎo)，可得到壓力恢復(fù)速度計(jì)算公式：

式（3）即為注采比與地層壓力恢復(fù)速度的關(guān)系式。式中：N，Np分別為地質(zhì)儲(chǔ)量、累計(jì)產(chǎn)油量，104m3；pi，pb，p分別為原始地層壓力、飽和壓力、目前地層壓力，MPa；Ct為油層綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；Boi，Bo，Bw分別為原始原油體積系數(shù)、目前原油體積系數(shù)、地層水體積系數(shù)；Wi，We，Wp分別為注水量、邊底水入侵量、累計(jì)產(chǎn)水量，104m3；Qi，Qe，Qw，Qo分別為注水速度、水侵速度、產(chǎn)水速度、產(chǎn)油速度，m3/a。

3　優(yōu)選最佳注采比

利用建模軟件VIP進(jìn)行地質(zhì)建模，得到各層的構(gòu)造深度、有效厚度、孔隙度、滲透率、油水飽和度等參數(shù)的網(wǎng)格數(shù)據(jù)場(chǎng)。選用tNavigator三維三相黑油模擬軟件，可加載運(yùn)行Eclipse數(shù)據(jù)體，運(yùn)行結(jié)果與Eclipse相近。模擬區(qū)域?yàn)榭匣鶃喛四尺叺姿筒氐?0個(gè)井組，分別對(duì)А，Б，В，Г-1，Г-2，Ю-III等6個(gè)層進(jìn)行模擬。在平面上網(wǎng)格步長(zhǎng)為20 m×20 m，模擬網(wǎng)格系統(tǒng)為104× 90×6=56 160個(gè)。從1966年12月試采開(kāi)始到2013年9月，按月整理建模并按月采用定液量擬合，建立模型所需的全區(qū)及單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，如產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量等數(shù)據(jù)。共模擬全油藏261口井，時(shí)間步長(zhǎng)為1個(gè)月。

注采比的改變直接影響到油井的地層壓力和采油速度，合理注采比的確是油田開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵［9］。優(yōu)選注采比方案為：1）反九點(diǎn)井網(wǎng)生產(chǎn)；2）優(yōu)選壓力恢復(fù)時(shí)間；3）論證提液可行性；4）優(yōu)選提液幅度；5）優(yōu)選提液后在壓力恢復(fù)時(shí)間內(nèi)反九點(diǎn)井網(wǎng)下的最佳注采比。

3.1最佳壓力恢復(fù)時(shí)間和最佳恢復(fù)壓力

轉(zhuǎn)注25口油井，得到反九點(diǎn)井網(wǎng)。注水井總井?dāng)?shù)45口，油井總井?dāng)?shù)214口。模擬反九點(diǎn)井網(wǎng)下1，2，3 a內(nèi)壓力恢復(fù)分別達(dá)到原始?jí)毫Γ?.65 MPa）、原始?jí)毫Φ?0%、原始?jí)毫Φ?10%時(shí)的9種注采比方案（見(jiàn)表1），然后按注采平衡預(yù)測(cè)注采比，以及對(duì)應(yīng)注采比下的日產(chǎn)油量（Qos）、日產(chǎn)水量（Qws）、累計(jì)產(chǎn)油量和含水率（fw）隨時(shí)間的變化情況（見(jiàn)圖1）。

表1　反九點(diǎn)井網(wǎng)下9種注采比方案

由圖1可以看出：3 a內(nèi)壓力恢復(fù)90%和2 a內(nèi)壓力恢復(fù)90%對(duì)應(yīng)的日產(chǎn)油量高于其他壓力恢復(fù)下的日產(chǎn)油量，且壓力恢復(fù)90%對(duì)應(yīng)的累計(jì)產(chǎn)油量比壓力恢復(fù)100%和110%時(shí)對(duì)應(yīng)的累計(jì)產(chǎn)油量高；在反九點(diǎn)井網(wǎng)下，開(kāi)始轉(zhuǎn)注時(shí)，日產(chǎn)水量先降低，然后再上升（轉(zhuǎn)注時(shí)油井?dāng)?shù)減少，且轉(zhuǎn)注初期沒(méi)有采取提液措施，日產(chǎn)水量出現(xiàn)降低）；壓力恢復(fù)90%對(duì)應(yīng)的日產(chǎn)水量最低，含水率最低，在2017年之前，3 a內(nèi)壓力恢復(fù)90%注采比下的日產(chǎn)水量、含水率最低，2017年以后，1 a內(nèi)壓力恢復(fù)90%注采比下的日產(chǎn)水量、含水率最低，2 a內(nèi)壓力恢復(fù)90%次之。結(jié)合日產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量隨時(shí)間的變化曲線，最佳壓力恢復(fù)時(shí)間及最佳恢復(fù)壓力為2 a內(nèi)地層壓力恢復(fù)90%。

圖1　不同注采比下Qos，Qws，fw，Np隨時(shí)間的變化情況

3.2提液可行性

肯基亞克某邊底水油藏南部區(qū)域地層能量低、停產(chǎn)井多，該區(qū)域長(zhǎng)期采用彈性能量開(kāi)采，無(wú)任何能量補(bǔ)充。2012年該區(qū)域地層壓力為1.80 MPa，壓力保持程度為67.9%。該油藏南部區(qū)域地層對(duì)應(yīng)狀況較好，在油藏剖面上，層位連通性較好，適合注水開(kāi)發(fā)。在生產(chǎn)中，油藏可通過(guò)不斷放大壓差的方法達(dá)到提高排液量的目的［10］。根據(jù)油水相對(duì)滲透率曲線，采用二維二相方法，計(jì)算其無(wú)因次采液指數(shù)隨含水率的變化規(guī)律 （見(jiàn)圖2）。從圖可以看出：fw＜40%時(shí)，無(wú)因次采液指數(shù)呈下降趨勢(shì)；fw＞40%時(shí)，無(wú)因次采液指數(shù)逐漸上升；fw＞95%時(shí)，無(wú)因次采液指數(shù)為見(jiàn)水前的1.4倍。實(shí)際生產(chǎn)的變化趨勢(shì)與理論曲線基本一致，說(shuō)明了fw＞40%后地層的供液能力逐步增強(qiáng)，該油藏具備提高排液量的條件。

圖2　無(wú)因次采液、采油指數(shù)與含水率的關(guān)系

3.3最佳提液幅度

在反九點(diǎn)井網(wǎng)、2 a內(nèi)壓力恢復(fù)90%的基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)提液10%，15%，20%，25%，30%，35%，40%等7個(gè)方案。模擬出不同提液方案下日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、累計(jì)產(chǎn)油量和含水率隨時(shí)間的變化關(guān)系（見(jiàn)圖3）。

從圖3可以看出，日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、累計(jì)產(chǎn)油量和含水率隨著提液幅度的增大而增加。在油田實(shí)際運(yùn)用中，綜合考慮最佳壓力恢復(fù)條件下各開(kāi)發(fā)指標(biāo)，并對(duì)比不同提液幅度下采出程度的漲幅 （相鄰提液程度對(duì)應(yīng)的采出程度之差），優(yōu)選最佳提液幅度為25%（見(jiàn)表2）。

3.4最佳注采比

由表2可以看出，在最佳壓力恢復(fù)時(shí)間及最佳恢復(fù)壓力（2 a內(nèi)壓力恢復(fù)90%）、最佳提液幅度（25%）等條件下，反九點(diǎn)井網(wǎng)下的最佳注采比為1.63。

4　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

反九點(diǎn)井網(wǎng)下，按注采比1.63生產(chǎn)，肯基亞克某邊底水油藏Y1井、Y2井提液25%后，月產(chǎn)油量、月產(chǎn)水量均上升明顯。措施實(shí)施前Y1和Y2井平均月產(chǎn)油分別為12.00，8.00 m3，措施實(shí)施后，在壓力恢復(fù)階段平均月產(chǎn)油分別增加到130.00，90.00 m3。該注采比保持了合理的地層壓力，使油田具有較強(qiáng)的產(chǎn)液、產(chǎn)油能力，采收率得到明顯提高。

圖3　不同提液幅度下Qos，Qws，fw，Np隨時(shí)間的變化情況

表2　最佳壓力恢復(fù)條件反九點(diǎn)井網(wǎng)下不同提液幅度對(duì)應(yīng)的開(kāi)發(fā)指標(biāo)

5　結(jié)束語(yǔ)

對(duì)于存在邊底水且能量虧空嚴(yán)重的油藏，除了采用傳統(tǒng)油藏工程方法確定注采比外，還可以應(yīng)用數(shù)值模擬方法優(yōu)化注采比。這種基于地層壓力恢復(fù)時(shí)間的注采比數(shù)值模擬優(yōu)化方法，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)見(jiàn)到明顯的增產(chǎn)效果，且保持了合理的地層壓力，提高了油藏采收率，可在同類油藏推廣應(yīng)用。

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（編輯史曉貞）

Injection-production ratio optimization based on numerical simulation and formation pressure recovery time：a case study of depleted reservoirs in Kenkyak Oilfield

CAO Xunchen1，2，YU Gaoming1，DENG Ya2，WAN Qingshan3，WANG Chao2，4
（1.Petroleum Engineering College，Yangtze University，Wuhan 430100，China；2.Research Institute of Petroleum Exploration& Development，PetroChina，Beijing 100083，China；3.Research Institute of Experiment and Detection，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China；4.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

Considering the quick decline of the formation pressure and shortage of energy of a depleted reservoir in Kenkyak Oilfield，the study of numerical simulation has been conducted.In order to optimize the injection-production ratio of this reservoir，material balance method was used to study the relationship between the depleted reservoir pressure recovery rate and the injectionproduction ratio.In the study we firstly determined the best formation pressure recovery time，and then we optimized the reservoir liquid extracting amplitude.Finally the injection-production ratio was optimized.This optimization method is beneficial for enhancing oil recovery.Our study finds that the best formation pressure recovery time is two years and the best recovery pressure is ninety percent of initial formation pressure.In the study，liquid extracting amplitude is determined as twenty-five percent and the injection-production ratio of inverted nine spot flooding pattern is 1.63.According to this ratio，the recovery of this deficit reservoir has been increased efficiently.

numerical simulation；formation pressure；extraction amplitude；injection-production ratio；recovery；deficit reservoir

國(guó)家科技重大專項(xiàng)課題“剩余油分布綜合預(yù)測(cè)與精細(xì)注采結(jié)構(gòu)調(diào)整”（2011ZX05010-002）

TE319

A

10.6056/dkyqt201602013

2015-09-28；改回日期：2016-01-14。

曹勛臣，女，1990年生，在讀碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_(kāi)發(fā)和油藏?cái)?shù)值模擬。E-mail：1101815453@qq.com。

引用格式：曹勛臣，喻高明，鄧亞，等.基于地層壓力恢復(fù)時(shí)間的注采比數(shù)值模擬優(yōu)化方法：以肯基亞克某虧空油藏為例［J］.斷塊油氣田，2016，23（2）：193-196. CAO Xunchen，YU Gaoming，DENG Ya，et al.Injection-production ratio optimization based on numerical simulation and formation pressure recovery time：a case study of depleted reservoirs in Kenkyak Oilfield［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（2）：193-196.