油藏模型工作制度的優(yōu)化新方法

繆 云，王亞會，閆正和，夷曉偉

(中海石油(中國)有限公司 深圳分公司研究院，廣東 深圳 518000)

開發(fā)初期，由于海上油田開發(fā)技術(shù)復(fù)雜、投資大、成本高，為了加快資本的回收，在考慮經(jīng)濟效益和地質(zhì)條件的基礎(chǔ)上，采用先“肥”后“瘦”原則，優(yōu)先開發(fā)油品性質(zhì)好、產(chǎn)能高、儲量集中的油層，對這些油層采用大液量、高速開采的策略。但深入的地質(zhì)和油藏綜合研究表明[1]，海相砂巖油田高速開采需要一定的物質(zhì)基礎(chǔ)：①地質(zhì)條件好;②流體性質(zhì)優(yōu);③油井產(chǎn)能高;④儲量豐度高;⑤地層能量足。處于開發(fā)的中后期油田，挖潛方向則轉(zhuǎn)向物質(zhì)基礎(chǔ)較差的稠油、薄差油藏、井間剩余油。顯然這部分儲量已不能完全滿足高速開發(fā)的物質(zhì)基礎(chǔ)，并且油田中后期開采策略轉(zhuǎn)向穩(wěn)油控水的平穩(wěn)生產(chǎn)，因此急需一套高效精準(zhǔn)的新方法彌補以往數(shù)值模擬工作制度設(shè)計的不足。

1 模型與實際液量工作制度的差異性

新井投產(chǎn)井后評估中發(fā)現(xiàn)，在實鉆前后地質(zhì)油藏變化不大的前提下，對比開發(fā)井實際與預(yù)測效果，設(shè)計模型預(yù)測與實際工作制度的差異導(dǎo)致較難評估開發(fā)井的真實效果。如MM油田的A01H井(圖1-圖4)，ODP調(diào)整項目時期設(shè)計的最大液量為15 000 bbl/d，模型控制生產(chǎn)壓差600 Psi,在定油限液的預(yù)測條件下，模型的液量在3個月后達到了最大設(shè)定液量值，并且初期的生產(chǎn)壓差快速上升至3.45 MPa。而實際的初期液量較低(2 500 bbl/d)，實際的生產(chǎn)壓差僅0.75 MPa。對比生產(chǎn)指標(biāo)發(fā)現(xiàn)初期的平均油量達不到設(shè)計值(2 000 bbl/d)，但從長期的累產(chǎn)與含水曲線的對比上來看，實際的生產(chǎn)效果又優(yōu)于預(yù)測。因此模型與實際液量工作制度的差異導(dǎo)致后期較難評定一口新井的真實開發(fā)效果。除此以外，以往模型的液量設(shè)計方法未能全面地考慮地質(zhì)油藏條件的限制，方案設(shè)計對于現(xiàn)場實施的指導(dǎo)性較弱。

圖1 MM-A01H井ODP預(yù)測與實際對比(日產(chǎn)油與日產(chǎn)液)Fig.1 ODP prediction and actual comparison of MM-A01H well(daily oil and daily liquid)

圖2 MM-A01H井ODP預(yù)測與實際對比(生產(chǎn)壓差)Fig.2 ODP prediction and actual comparison of MM-A01H well(production pressure difference)

圖3 MM-A01H井初產(chǎn)對比Fig.3 Comparison of initial production of MM-A01H well

圖4 MM-A01H井初產(chǎn)與含水曲線對比Fig.4 Comparison of MM-A01H initial production and water cut curve

2 油藏模型工作制度的優(yōu)化

目前MM油田的儲量動用程度高達92%，綜合含水達96%，正處于開發(fā)的中后期，為實現(xiàn)產(chǎn)量的接替，挖潛的重點更多地放在了上部的稠油油藏的開發(fā)、主力油藏的井間加密、薄差油藏的開采上，同時需兼顧到平臺液處理能力、海管的輸送、FPSO油處理能力等，實際的液量工作制度以“分階段提液”為主。筆者提出模型的工作制度設(shè)計包括三個部分：①初期階段，油井初期液量、初期油量、生產(chǎn)壓差的優(yōu)化設(shè)計；②中期階段，提液時機和提液幅度的設(shè)計；③末期階段，最大液量的設(shè)計。

2.1 初期指標(biāo)設(shè)計

初期階段的設(shè)計雖然在以往的方案中有過考慮[2]，但是隨著油田的發(fā)展，地質(zhì)特征認(rèn)識的逐步加深，模型的設(shè)計開發(fā)指標(biāo)應(yīng)該進一步細(xì)化達到精細(xì)模擬的要求，筆者認(rèn)為初期設(shè)計應(yīng)充分考慮不同油藏驅(qū)動類型、油品性質(zhì)、構(gòu)造位置、油柱高度、隔夾層分布、砂體厚度、地層韻律等因素，實現(xiàn)各項指標(biāo)的精細(xì)化設(shè)計(見圖5)。該方法在初期階段的設(shè)計中通過Petrel_RE建立一體化模型，采用“地質(zhì)—油藏—動態(tài)”多角度分析迭代優(yōu)化方法精細(xì)模擬儲層特征，實現(xiàn)剩余油精細(xì)描述。

圖5 不同地質(zhì)油藏條件下的單井初期液量和最大生產(chǎn)壓差分布圖Fig.5 Distribution chart of initial liquid volume and maximum production pressure difference of single well under different geological reservoir conditions

2.2 中期提液時機和幅度設(shè)計

MM油田通過長期生產(chǎn)經(jīng)驗發(fā)現(xiàn)，含水階段、油品性質(zhì)、驅(qū)動類型、提液幅度是影響提液增油效果的主控因素。該油田自投產(chǎn)以來，共采取約400余次提液措施，研究出大量的樣本數(shù)據(jù)。措施效果評價過程中，基于單井動態(tài)數(shù)據(jù)，依據(jù)油嘴和頻率的變化識別并提取歷史提液措施作業(yè)信息，包括提液時間、提液前后油嘴、頻率、壓力等數(shù)據(jù)，共計485次實測記錄。匯總運用WSE軟件[3](措施評價軟件)建立了提液措施數(shù)據(jù)庫，依據(jù)措施平均累增油量和措施前后含水變化指標(biāo)評估增產(chǎn)效果。參考石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，提液增產(chǎn)效果評價指標(biāo)為措施平均累增油量、措施前后含水變化、措施有效期，各評價指標(biāo)計算方法如下。

日增油量計算：

(1)

式中：Δqo為日增油量,m3。

累積增油量計算：

(2)

式中：Δqot為累積增油量，m3；Δqoi為日增油量，m3；T為有效期(提液后日產(chǎn)油量降至提液前水平時所經(jīng)歷的時間)，d。

提液幅度計算：

A=(A1-A2)/A2

式中：A為提液幅度，%；A1為提液后油井正常生產(chǎn)一個月的平均液量，m3；A2為提液前油井正常生產(chǎn)一個月的平均液量，m3。

鉤藤散活性化合物預(yù)測主要通過數(shù)據(jù)庫收集、文獻查找和基于配體結(jié)構(gòu)特征的靶點預(yù)測，從TCMSP中獲取活性化合物的基因靶點信息，通過基于化學(xué)結(jié)構(gòu)相似性預(yù)測的網(wǎng)站（SEA，http://sea. bkslab.org）和the Binding Database（http://www. bindingdb.org）收集可能的靶點，使用UniProt（http:// www.uniprot.org/）對所有靶點信息進行標(biāo)準(zhǔn)化。

基于WSE建立的數(shù)據(jù)庫，將措施平均累增油量、措施前后含水變化、措施有效期定為評估標(biāo)準(zhǔn)，采用統(tǒng)計分析法得到不同影響因素下合理最佳提液時機和幅度，實現(xiàn)模型中期階段工作制度的量化設(shè)計。

(1) 稠油邊、底水最優(yōu)提液時機集中在含水90%～95%階段(圖6)。

圖6 稠油邊水和底水油藏提液效果及含水變化Fig.6 Liquid extraction effect and water cut change of heavy oil reservoirwith edge water and bottom water

(2) 稀油邊、底水最優(yōu)提液時機集中在含水60%～95%(圖7)。

(3) 稠油井的最優(yōu)提液幅度為30%～40%(圖8-a)。

(4) 稀油井的最優(yōu)提液幅度為20%～30%(圖8-b)。

2.3 末期最大液量設(shè)計

數(shù)值模擬末期階段設(shè)計方法與通用方法一致[4]，但筆者提出設(shè)計中應(yīng)綜合考慮不同油藏驅(qū)動類型、油品性質(zhì)、構(gòu)造位置、油柱高度、隔夾層分布、砂體厚度、地層韻律等因素，利用OFM建立靜態(tài)參數(shù)庫實現(xiàn)指標(biāo)分類，如表1。

圖7 稀油邊水和底水油藏提液效果及含水變化Fig.7 Liquid extraction effect and water cut change of thin oil reservoirwith edge water and bottom water

3 數(shù)值模擬中期階段設(shè)計實現(xiàn)的新方法

以往數(shù)值模擬 “分段式”提液，只能采用手動調(diào)控每個時間點下的提液量[5]，無法自動控制在特定含水時期提液，需要油藏人員反復(fù)試驗?zāi)Ｐ蚚6]。對于生產(chǎn)井很多的老油田來說，無疑是一項巨大的工程，可操作性差。

表1 油藏模型預(yù)測控制指標(biāo)選值表Table 1 Selection table of reservoir model predictive control index

筆者創(chuàng)新性采用 “多變量聯(lián)動”設(shè)計技術(shù)，在模型輸入?yún)?shù)和輸出結(jié)果間引入虛擬模型估算器(ENABLE軟件不確定性分析，能夠與模型對接)，整個設(shè)計過程以結(jié)構(gòu)化和自動化的方式實現(xiàn)中期階段的高速高效模擬(圖9)。

圖9 模型工作制度設(shè)計的效果圖Fig.9 Effect drawing of model working system design

該方法采用UDQ自定義變量“WUBL1”、“WUBL2”、 “WUBL3”為某含水階段的液量限制值，參照表1定義的提液幅度范圍“BLPD%”，該處引入虛擬模型估算器ENABLE，快速拾取合理提液時機和幅度下的最優(yōu)解。模擬的最后采用ACTIONW限定提液的含水階段，每定義完一個計算變量以ENDACTIO結(jié)尾(圖10)。

4 油田實際案例分析

以文章開頭敘述的MM油田為例，在ODP模型的基礎(chǔ)上，按優(yōu)化后工作制度預(yù)測的與實際的日產(chǎn)油、日產(chǎn)液、生產(chǎn)壓差吻合程度較好(圖11-圖14)。更重要的是在對比長期指標(biāo)(累產(chǎn)與含水曲線)與短期指標(biāo)(初產(chǎn))時(圖14和圖12)，該井的評價結(jié)果是一致的，不存在矛盾。因此新的設(shè)計方法更貼合實際，對實際操作的指導(dǎo)性較強。

圖10 模型工作制度分段設(shè)計程序Fig.10 Design procedure of model working system

圖11 優(yōu)化制度預(yù)測與實際的生產(chǎn)曲線對比Fig.11 Comparison of optimization system forecast and actual production curve

圖12 優(yōu)化制度設(shè)計后初產(chǎn)與實際對比Fig.12 Comparison between initial production and actual productionafter optimized system design

圖13 優(yōu)化前后方案生產(chǎn)壓差曲線對比Fig.13 Comparison of production differential pressurecurve before and after optimization

圖14 優(yōu)化前后方案的累產(chǎn)與含水曲線對比Fig.14 Comparison of cumulative production and water cutcurves before and after optimization

5 總結(jié)

本文通過分析MM油田老井的歷史生產(chǎn)情況，提煉出不同地質(zhì)油藏條件下的單井預(yù)測條件，最終制定出一套符合實際生產(chǎn)認(rèn)識的模型工作制度優(yōu)化方法。該方法能較好地指導(dǎo)后期調(diào)整井及新油田的開發(fā)方案設(shè)計。另外，優(yōu)化后的設(shè)計方案更貼近實際，有效地避免了模型與實際工作制度差異大而導(dǎo)致后評估難的問題。