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    基于井間連通性的致密油藏注水井動態(tài)裂縫研究

    2022-06-09 09:51:26曾慶橋張亮劉萍王哲王鏈趙良言李治平
    斷塊油氣田 2022年3期
    關鍵詞:模型

    曾慶橋 ,張亮 ,劉萍 ,王哲 ,王鏈 ,趙良言 ,李治平

    (1.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院,河北 任丘 062552;2.成都北方石油勘探開發(fā)技術(shù)有限公司,四川 成都 610051;3.中國地質(zhì)大學(北京)能源學院,北京 100089;4.中國石油華北油田分公司第五采油廠,河北 辛集 052300)

    0 引言

    致密油藏作為重要的非常規(guī)油氣資源,常采用注水開發(fā)的方式進行生產(chǎn),因此,研究水驅(qū)注水井動態(tài)裂縫對于合理、高效的配注和科學開發(fā)致密油藏有著至關重要的作用[1-4]。注水井動態(tài)裂縫的研究主要有流線模型方法、數(shù)值模擬方法、現(xiàn)代試井方法等[5-10],但是,對于定量分析注水井動態(tài)裂縫,這些方法具有理論復雜、計算量大和所需測試數(shù)據(jù)多等不足[11-12]。而分析井間連通性對于研究注水井動態(tài)裂縫具有簡潔快速的優(yōu)勢,常用的連通性模型主要包括Spearman相關分析模型[13]、人工神經(jīng)網(wǎng)絡(ANN)模型[14-15]、卡爾曼濾波法[16]、多 元 線 性 回 歸 模 型[17-18]、 容 阻 模 型 (CRM)[19-22]等 。Spearman模型計算過程簡單、易于求解,但相對理想化;ANN模型收斂速度較慢,操作過程比較復雜;卡爾曼濾波法和多元線性回歸模型都能夠反演井間關系和儲層特征,但不能考慮井底壓力變化對油田生產(chǎn)的影響;容阻模型既可以表征生產(chǎn)井對注水井信號響應的延遲程度,又可以考慮變井底壓力生產(chǎn)的狀況[23-25]。因此,本研究采用容阻模型分析注水井動態(tài)裂縫。

    本文考慮的注水井動態(tài)裂縫特征主要有裂縫半長、裂縫高度和裂縫導流系數(shù)。首先,通過抽取不同裂縫參數(shù)樣本,結(jié)合數(shù)值模擬器獲得注采井生產(chǎn)數(shù)據(jù);然后,根據(jù)油藏容阻模型,獲得不同裂縫參數(shù)下的注采井井間連通系數(shù),并建立裂縫參數(shù)與連通系數(shù)的關系代理模型;最后,將實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)分階段進行容阻模型擬合,得到不同階段連通系數(shù),代入代理模型,獲得注水井裂縫動態(tài)特征。

    1 油藏容阻模型

    1.1 容阻模型推導

    油藏容阻模型中[26-30],假設生產(chǎn)井有一個控制區(qū)域,每口注水井與每口生產(chǎn)井之間通過連通系數(shù)fij(i,j分別為注水井、生產(chǎn)井編號)來表征注水井的注水分配情況,也反映出注采井之間的連通關系(見圖1)。

    圖1 油藏容阻模型示意

    模型中,假設油藏系統(tǒng)主要為單相微可壓縮流體,生產(chǎn)井卸油區(qū)內(nèi)流體綜合壓縮系數(shù)可描述為

    式中:ct為卸油區(qū)流體綜合壓縮系數(shù),1/MPa;Vp為卸油區(qū)容積,m3;pˉ為卸油區(qū)平均壓力,MPa;t為生產(chǎn)時間,d。

    對于生產(chǎn)井卸油區(qū)的封閉系統(tǒng),系統(tǒng)中隨時間而積累的流體體積等于流入流體與流出流體體積的代數(shù)和,將式(1)中平均壓力項采用線性產(chǎn)能模型消除,得到:

    式中:I為卸油區(qū)流入液量,m3/d;Q為卸油區(qū)流出液量(生產(chǎn)井產(chǎn)液量),m3/d;J 為生產(chǎn)井產(chǎn)液指數(shù),m3/(d·MPa);pwf為生產(chǎn)井井底流壓,MPa。

    1.2 容阻模型離散化

    為了將油藏開發(fā)各階段實際生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)代入油藏容阻模型進行參數(shù)擬合,對式(4)進行離散化處理。假設注入井Wi注入的流體中有一部分流向生產(chǎn)井Pj,Wi和Pj之間的連通系數(shù)為fij。忽略生產(chǎn)井井底流壓時,生產(chǎn)井Pj在第n個月末時的產(chǎn)液量Qjn為

    式中:Qj1為生產(chǎn)井 Pj初期產(chǎn)液量,m3/d;tn,t1,tk分別為第n個月末、第1個月末、第k個時間步末對應的時間,d;N為到第n個月末時總的時間步,d;Ni為總的注水井井數(shù),口;Iik為注水井Wi在第k時間步的注水量,m3/d。

    式中:Δpwf,jk為生產(chǎn)井Pj在第k個時間步的井底壓力壓降,MPa。

    1.3 注采井井間連通系數(shù)求解

    在已知生產(chǎn)井Pj的初始產(chǎn)量Qj1、產(chǎn)液指數(shù)Jj、時間常數(shù)τj以及各注采井井間連通系數(shù)fij時,結(jié)合各注水井注入量,可根據(jù)式(6)快速計算各生產(chǎn)井的產(chǎn)液量。本研究中,結(jié)合注采井各階段實際產(chǎn)液量和井底流壓數(shù)據(jù),獲取注采井井間連通系數(shù)變化情況,以進一步表征各階段井間裂縫變化情況。

    2 致密油藏數(shù)值模擬方法

    為獲得水力壓裂后不同裂縫與井間連通系數(shù)的關系,利用不同裂縫配置下的致密油藏數(shù)值模擬方法,得到不同裂縫下的注采井動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)。本研究數(shù)值模擬方法采用對裂縫表征較為精確的離散裂縫模型,獲得不同裂縫配置下的注采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

    2.1 考慮水力裂縫的致密油藏數(shù)值模擬方法

    考慮致密儲層非線性滲流特征、強應力敏感特征及多組分多相流動特征,描述基巖-裂縫系統(tǒng)流體傳導特征,參考文獻[31]以致密油藏滲流模型為基礎,建立了致密油基巖-裂縫流動耦合數(shù)學模型。水力裂縫致密油藏數(shù)值模擬質(zhì)量守恒方程中,考慮巖石和流體的可壓縮性,基于控制體積的流動方程為

    式中:Ω為積分控制單元體;φ為控制單元體儲層孔隙度;ρ為儲層流體的密度,kg/m3;v為儲層流體的滲流速度,m/s;q為控制單元體內(nèi)儲層流體的體積流量,m3/d;n為控制單元體外圍?Ω法向量;S,σ分別為曲面積分變量和體積分變量。

    考慮致密油藏基質(zhì)啟動壓力梯度以及基質(zhì)和裂縫應力敏感效應,得到基質(zhì)和裂縫中流體運動方程:

    式中:vm,vF分別為基質(zhì)網(wǎng)格和裂縫網(wǎng)格滲流速度,m/s;下標m,F(xiàn)分別為基質(zhì)網(wǎng)格和裂縫網(wǎng)格;Km0,KF0分別為基質(zhì)網(wǎng)格和裂縫網(wǎng)格初始滲透率,10-3μm2;αm,αF分別為基質(zhì)和裂縫的應力敏感系數(shù),MPa-1;p,p0分別為當前壓力和原始壓力,MPa;▽p為相鄰網(wǎng)格間壓力梯度,MPa/m;▽z為相鄰網(wǎng)格間重力方向高度梯度,m;ξ1,ξ2分別為啟動壓力梯度項系數(shù);μ為流體黏度,mPa·s;g為重力加速度,m/s2。

    采用調(diào)和平均方法,計算基質(zhì)網(wǎng)格與基質(zhì)網(wǎng)格、基質(zhì)網(wǎng)格與裂縫網(wǎng)格、裂縫網(wǎng)格與裂縫網(wǎng)格之間的傳導率。計算公式分別為

    式中:T為網(wǎng)格間的傳導率;下標a,b分別為不同的網(wǎng)格編號。

    2.2 致密油藏注水井裂縫動態(tài)表征及模擬

    低滲致密油藏注水開發(fā)中,注水井動態(tài)裂縫是油藏水驅(qū)及剩余油分布的主控因素之一。由于致密油藏物性差,“注不進”導致的注入壓力變化往往引起注水井壓裂裂縫的動態(tài)變化。注水井動態(tài)裂縫受注水壓力和地應力共同影響,本文考慮注水井動態(tài)裂縫的變化特征主要體現(xiàn)在裂縫半長Lf、裂縫高度H和裂縫導流系數(shù)Fc3個方面, 用其參數(shù)組合 [Lf, H,F(xiàn)c]來表征某時刻的裂縫特征,其中,裂縫高度通過裂縫與儲層的縫高比表征,導流系數(shù)通過裂縫滲透率與裂縫寬度的乘積表征。

    圖2(圖中P為生產(chǎn)井,W為注水井)展示了注水井水力裂縫特征分別為[50,1,800]和[100,1,600]時,模型剩余油分布情況。

    圖2 不同水力裂縫特征下的油藏含油飽和度分布

    3 代理模型方法及裂縫參數(shù)預測

    代理模型方法可以方便快速地建立不同數(shù)據(jù)之間的聯(lián)系,本文引入基于粒子群算法的最小二乘支持向量機方法(LS-SVM-PSO),建立起不同裂縫配置參數(shù)與注采井井間連通系數(shù)的關系。LS-SVM-PSO相比較于支持向量機(SVM)和最小二乘支持向量機(LSSVM),克服了SVM在大數(shù)據(jù)集中的應用受到時間和內(nèi)存消耗優(yōu)化的限制。基于粒子群優(yōu)化算法是一種模擬鳥群覓食行為的進化算法,即隨機初始化粒子群,進行LS-SVM訓練,計算出每個粒子的適應度值。若滿足終止條件,則輸出最優(yōu)參數(shù)值;否則,計算每個粒子和群體的歷史最優(yōu)值,并不斷更新粒子的位置和速度,反復迭代,直至滿足條件計算出最優(yōu)值。

    用變量 y=[Lf, H,F(xiàn)c]來表征某個特定狀態(tài)下的裂縫特征,采用網(wǎng)格搜索抽樣、拉丁立方體抽樣以及蒙特卡洛隨機抽樣方法獲得M組不同的裂縫參數(shù)組合。將M組裂縫特征變量分別代入數(shù)值模擬器,獲得M組不同裂縫參數(shù)下的注采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)Q={Qm,m=1,2,…,M}。 若模擬區(qū)共有Ni口注水井,Np口生產(chǎn)井,則 q=[W1,W2,…,WNi;P1,P2,…,PNp]為Ni+Np維向量。進一步將各注采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)代入油藏容阻模型式(8)中,獲取不同裂縫參數(shù)配置下的各注采井井間連通系數(shù)。最后,采用LS-SVM-PSO建立不同裂縫參數(shù)對注采井井間連通系數(shù)的響應模型:

    式中:αm為PSO算法優(yōu)化獲得的模型權(quán)重系數(shù);b為支持向量機模型位移量;K( x,xm)為核函數(shù)。

    4 實例應用

    選取華北油田實際低滲區(qū)塊某致密油藏反五點井組(見圖 3,圖中 P1,P2,P3,P4為生產(chǎn)井),根據(jù)區(qū)塊的實際生產(chǎn)動態(tài)參數(shù),為注水井設置不同裂縫參數(shù)進行數(shù)值模擬,獲得不同裂縫參數(shù)下的模擬生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

    圖3 某致密油藏反五點井組單元模型

    利用網(wǎng)格搜索抽樣原理,建立裂縫半長、裂縫高度和裂縫導流系數(shù)的設計樣本數(shù)據(jù):裂縫半長分別取0,20,40,60,80 m;裂縫高度通過縫高比表征,分別取0.2,0.4,0.6,0.8,1.0;裂縫導流系數(shù)分別取 100×10-3,200×10-3,300×10-3,400×10-3,500×10-3μm2·cm。 根據(jù)抽樣共設計5×5×5=125套數(shù)值模擬方案,以樣本裂縫半長 60 m、縫高比 0.8、裂縫導流系數(shù) 400×10-3μm2·cm為例,模擬生產(chǎn)2 700 d,數(shù)值模擬得到各生產(chǎn)井的產(chǎn)液量如圖4所示。

    圖4 特定裂縫參數(shù)下數(shù)值模擬各生產(chǎn)井產(chǎn)液量

    采用容阻模型擬合各生產(chǎn)井產(chǎn)液量(見圖5),用前70%生產(chǎn)時間對應數(shù)據(jù)進行模型訓練,后30%數(shù)據(jù)進行測試。根據(jù)容阻模型預測數(shù)據(jù)與模擬器真實產(chǎn)量數(shù)據(jù)擬合得到:P1井訓練誤差為4.50%,測試誤差為1.62%;P2井訓練誤差為8.09%,測試誤差為12.89%;P3井訓練誤差為7.79%,測試誤差為2.82%;P4井訓練誤差為5.35%,測試誤差為1.31%。各井平均訓練誤差為6.43%,平均測試誤差為4.66%。擬合結(jié)果表明,油藏容阻模型能夠較好地反映油藏注采井間的動態(tài)關系。在[60,0.8,400]條件下,注采井井間連通關系如圖6所示,其中,注水井至生產(chǎn)井的連通性大小由底邊中點在注水井、頂點位于生產(chǎn)井的等腰三角形表示,三角 形底邊長度與注采井之間的連通系數(shù)成正比。

    根據(jù)LS-SVM-PSO模型和數(shù)值模擬的計算結(jié)果,對比驗證LS-SVM-PSO模型的正確性。從數(shù)值模擬過程產(chǎn)生的125組數(shù)據(jù)中,選擇100組進行學習,構(gòu)建LS-SVM代理模型,剩下25組對LS-SVM代理模型進行精度驗證,分別對動態(tài)裂縫的裂縫長度、縫高比和裂縫導流系數(shù)進行測試,其R2分別為0.948 9,0.925 8和0.934 8,驗證了LS-SVM代理模型的可信度。

    獲得裂縫參數(shù)與井間連通系數(shù)的代理模型后,通過獲取不同時間段注采井井間連通系數(shù),進一步結(jié)合代理模型,預測各時間段注水井壓裂裂縫特征。因為4口生產(chǎn)井位于模型的邊角區(qū)域,生產(chǎn)井泄壓范圍僅占1/4,根據(jù)流動邊界數(shù)據(jù)對比,進行生產(chǎn)井的產(chǎn)量劈分校正。

    針對各生產(chǎn)井校正后的產(chǎn)量數(shù)據(jù),將生產(chǎn)時間2 700 d等分為3個時間段,各階段分別采用油藏容阻模型擬合(見圖 7),P1,P2,P3,P4井的平均擬合誤差分別為3.46%,3.81%,3.76%,3.81%。各井各階段平均擬合誤差為3.72%,擬合效果較好。擬合出的各階段注采井井間連通關系如圖8所示。

    圖7 4口井分階段容阻模型擬合結(jié)果

    圖8 各階段注采井井間連通關系

    將各階段井間連通系數(shù)代入通過樣本數(shù)據(jù)建立的LS-SVM代理模型中,獲得3個階段注水井裂縫半長分別為26,64,41 m;注水井裂縫縫高比分別為0.34,0.66,0.48;注水井裂縫導流系數(shù)分別為286×10-3,510×10-3,352×10-3μm2·cm。

    將代理模型預測的裂縫參數(shù)進行建模,設置3個時間段不同裂縫參數(shù)的井組數(shù)值模擬方案,數(shù)值模擬結(jié)果與原各井生產(chǎn)數(shù)據(jù)結(jié)果一致,結(jié)果表明,通過代理模型預測出的注水井壓裂裂縫動態(tài)變化特征具有較好的可信性。

    5 結(jié)論

    1)本文建立了基于油藏容阻模型的井間連通系數(shù)反演方法,建立的容阻模型在井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合中精度較高,表明擬合參數(shù)能很好反映油藏注采井井間連通關系。

    2)基于建立的裂縫參數(shù)與連通系數(shù)的關系代理模型,提出了致密油藏注水井動態(tài)裂縫定量分析方法,能快速實現(xiàn)基于生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)的不同階段注水井動態(tài)裂縫參數(shù)預測。

    3)選取華北油田實際低滲區(qū)塊某致密油藏反五點井組,利用所建立的方法,快速實現(xiàn)了較為準確的注水井動態(tài)裂縫預測分析。

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