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

曹勛臣，喻高明，鄧亞，萬青山，王朝，4

基于地層壓力恢復時間的注采比數(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2，萬青山3，王朝2，4

（1.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100；2.中國石油勘探開發(fā)研究院油氣田開發(fā)所，北京 100083；3.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000；4.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249）

針對肯基亞克某邊底水油藏地層壓力下降過快、能量不足的問題，開展了數(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時間，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：反九點井網(wǎng)下，該油藏最佳壓力恢復時間為2 a；最佳恢復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)劃和設計注水量的重要依據(jù)。目前，國內(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，而對于邊底水且能量虧空嚴重的油藏，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)平衡原理推導出該類油藏壓力恢復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)選最佳壓力恢復時間以及最佳恢復壓力。論證反九點井網(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。該方法應用于現(xiàn)場后有效緩解了產(chǎn)量遞減速度，該研究成果對同類油藏的開發(fā)具有重要的指導意義。

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、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。目前該油藏開發(fā)狀況為：1）地層能量缺乏有效補充，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，由三角洲前緣過渡到前三角洲，物性由好變差。

2　壓力恢復速度與注采比的關(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、累計入侵水量和累計產(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）兩邊對時間求導，可得到壓力恢復速度計算公式：

式（3）即為注采比與地層壓力恢復速度的關(guān)系式。式中：N，Np分別為地質(zhì)儲量、累計產(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。選用tNavigator三維三相黑油模擬軟件，可加載運行Eclipse數(shù)據(jù)體，運行結(jié)果與Eclipse相近。模擬區(qū)域為肯基亞克某邊底水油藏的50個井組，分別對А，Б，В，Г-1，Г-2，Ю-III等6個層進行模擬。在平面上網(wǎng)格步長為20 m×20 m，模擬網(wǎng)格系統(tǒng)為104× 90×6=56 160個。從1966年12月試采開始到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，時間步長為1個月。

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發(fā)的關(guān)鍵［9］。優(yōu)選注采比方案為：1）反九點井網(wǎng)生產(chǎn)；2）優(yōu)選壓力恢復時間；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時間內(nèi)反九點井網(wǎng)下的最佳注采比。

3.1最佳壓力恢復時間和最佳恢復壓力

轉(zhuǎn)注25口油井，得到反九點井網(wǎng)。注水井總井數(shù)45口，油井總井數(shù)214口。模擬反九點井網(wǎng)下1，2，3 a內(nèi)壓力恢復分別達到原始壓力（2.65 MPa）、原始壓力的90%、原始壓力的110%時的9種注采比方案（見表1），然后按注采平衡預測注采比，以及對應注采比下的日產(chǎn)油量（Qos）、日產(chǎn)水量（Qws）、累計產(chǎn)油量和含水率（fw）隨時間的變化情況（見圖1）。

表1　反九點井網(wǎng)下9種注采比方案

由圖1可以看出：3 a內(nèi)壓力恢復90%和2 a內(nèi)壓力恢復90%對應的日產(chǎn)油量高于其他壓力恢復下的日產(chǎn)油量，且壓力恢復90%對應的累計產(chǎn)油量比壓力恢復100%和110%時對應的累計產(chǎn)油量高；在反九點井網(wǎng)下，開始轉(zhuǎn)注時，日產(chǎn)水量先降低，然后再上升（轉(zhuǎn)注時油井數(shù)減少，且轉(zhuǎn)注初期沒有采取提液措施，日產(chǎn)水量出現(xiàn)降低）；壓力恢復90%對應的日產(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90%注采比下的日產(chǎn)水量、含水率最低，2 a內(nèi)壓力恢復90%次之。結(jié)合日產(chǎn)油量和累計產(chǎn)油量隨時間的變化曲線，最佳壓力恢復時間及最佳恢復壓力為2 a內(nèi)地層壓力恢復90%。

圖1　不同注采比下Qos，Qws，fw，Np隨時間的變化情況

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)域長期采用彈性能量開采，無任何能量補充。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)域地層對應狀況較好，在油藏剖面上，層位連通性較好，適合注水開發(fā)。在生產(chǎn)中，油藏可通過不斷放大壓差的方法達到提高排液量的目的［10］。根據(jù)油水相對滲透率曲線，采用二維二相方法，計算其無因次采液指數(shù)隨含水率的變化規(guī)律 （見圖2）。從圖可以看出：fw＜40%時，無因次采液指數(shù)呈下降趨勢；fw＞40%時，無因次采液指數(shù)逐漸上升；fw＞95%時，無因次采液指數(shù)為見水前的1.4倍。實際生產(chǎn)的變化趨勢與理論曲線基本一致，說明了fw＞40%后地層的供液能力逐步增強，該油藏具備提高排液量的條件。

圖2　無因次采液、采油指數(shù)與含水率的關(guān)系

3.3最佳提液幅度

在反九點井網(wǎng)、2 a內(nèi)壓力恢復90%的基礎(chǔ)上設計提液10%，15%，20%，25%，30%，35%，40%等7個方案。模擬出不同提液方案下日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、累計產(chǎn)油量和含水率隨時間的變化關(guān)系（見圖3）。

從圖3可以看出，日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、累計產(chǎn)油量和含水率隨著提液幅度的增大而增加。在油田實際運用中，綜合考慮最佳壓力恢復條件下各開發(fā)指標，并對比不同提液幅度下采出程度的漲幅 （相鄰提液程度對應的采出程度之差），優(yōu)選最佳提液幅度為25%（見表2）。

3.4最佳注采比

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

4　現(xiàn)場應用

反九點井網(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。措施實施前Y1和Y2井平均月產(chǎn)油分別為12.00，8.00 m3，措施實施后，在壓力恢復階段平均月產(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隨時間的變化情況

表2　最佳壓力恢復條件反九點井網(wǎng)下不同提液幅度對應的開發(fā)指標

5　結(jié)束語

對于存在邊底水且能量虧空嚴重的油藏，除了采用傳統(tǒng)油藏工程方法確定注采比外，還可以應用數(shù)值模擬方法優(yōu)化注采比。這種基于地層壓力恢復時間的注采比數(shù)值模擬優(yōu)化方法，現(xiàn)場應用時見到明顯的增產(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用。

［1］郭粉轉(zhuǎn)，唐海，呂棟梁，等.油藏合理地層壓力保持水平與含水率關(guān)系［J］.石油鉆采工藝，2010，32（2）：51-53，57.

［2］郭粉轉(zhuǎn)，唐海，呂棟梁，等.低滲透油藏合理地層壓力保持水平研究［J］.特種油氣藏，2011，18（1）：90-92，140.

［3］王中敏.新肇油田注采系統(tǒng)井區(qū)注采比調(diào)整研究［J］.長江大學學報（自然科學版），2014，11（8）：71-72，3.

［4］毛瓊，袁建國，于俊吉，等.任丘霧迷山組油藏恢復注水數(shù)值模擬研究［J］.石油鉆采工藝，2001，23（2）：50-53，85.

［5］鄭俊德，姜洪福，馮效樹.薩中地區(qū)合理注采比研究［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2001，8（2）：55-57.

［6］屈斌學.油藏注采比計算方法綜述［J］.石油化工應用，2009，28（5）：7-10，17.

［7］羅承建，徐華義，李留仁.地層壓力水平和注采比與含水率的定量關(guān)系［J］.西安石油學院學報（自然科學版），1999，14（4）：32-34.

［8］袁迎中，張烈輝，何磊，等.注采比多元回歸分析及合理注采比的確定［J］.石油天然氣學報，2008，30（1）：299-302，398.

［9］郝建中.斷塊油藏合理壓力水平及開發(fā)政策技術(shù)界限研究［D］.成都：西南石油學院，2005.

［10］葉俊紅.埕島油田館陶組提液技術(shù)研究及效果分析［D］.青島：中國石油大學（華東），2007.

（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

國家科技重大專項課題“剩余油分布綜合預測與精細注采結(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，研究方向為油氣田開發(fā)和油藏數(shù)值模擬。E-mail：1101815453@qq.com。

引用格式：曹勛臣，喻高明，鄧亞，等.基于地層壓力恢復時間的注采比數(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.