油藏井间动态连通性定量评价新方法

2020-07-14陈存良

特种油气藏 2020年3期

陈存良

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

油藏井间动态连通性是油藏开发评价的重要内容之一，可为优势通道识别、调剖调驱试验和优化注水工作等提供关键的技术支持[1-3]。目前油藏井间动态连通性的研究方法有地震属性分析[4]、原油物化分析[5]、试井分析[6]、示踪剂分析[7]、数值模拟[8]和数学方法[9-11]等。地震属性及原油物化分析方法常用于开发早期，通过地震波形反演或对比色谱指纹实现连通性的分析，操作复杂；试井分析方法需要改变油水井工作制度，影响了油田的正常生产，而且计算量大、多解性强；示踪剂分析方法有含水界线、示踪剂配伍性、环保等要求，成本较高；数值模拟方法需要油田具备准确的动静态资料，工作量大，费时费力；数学方法以灰色关联方法居多，该方法虽然计算简单，但计算结果与无量纲方式的选取密切相关，不同无量纲方式计算得到的结果甚至相反，大大降低了结果的可靠程度。因此，为了更加简单准确地评价油田井间动态连通情况，由物质平衡方程出发，建立了一种新的定量评价方法，并在渤海BZ油田进行了实践。

1 理论基础

弹性水驱油藏的物质平衡方程[12]为：

NpBo+WpBw=CtBoiNΔp+WiBw+WeBw

(1)

式中：Np为累计产油量，m3；Bo为原油的体积系数，m3/m3；Bw为水的体积系数，m3/m3；Wp为累计产水量，m3；Ct为综合压缩系数，MPa-1；Boi为原油原始体积系数，m3/m3；N为原油地质储量，m3；Δp为油藏压降，MPa；Wi为累计注水量，m3；We为水侵量，m3。

整理可得：

NL=NL0+WI

(2)

NL=NpBo+WpBw

(3)

NL0=CtBoiNΔp+WeBw

(4)

WI=WiBw

(5)

式中：NL为地下累计产液量，m3；NL0为非注水作用贡献的地下累计产液量，m3；WI为地下累计注水量，m3。

对式(2)求导得：

qL(t)=qL0(t)+I(t)

(6)

式中：t为时间，d；qL为地下日产液量，m3/d；qL0为非注水作用贡献的日产液量，m3/d；I为地下日注水量，m3/d。

由式(6)可知，弹性水驱油藏的产液量是天然能量和人工注水能量共同作用的。在注采平衡条件下，地层压力保持稳定，油藏未发生水侵，非注水作用贡献的瞬时产液量可认为是一个常数。

同理，对于某口采油井n所在的生产单元，可看作小型的弹性水驱油藏，则有：

(7)

当采油井n受多口注水井作用时，则其所在生产单元的注采连通模型可以表示为：

(8)

2 求解方法

注采连通系数是对采油井产液起作用的注水量与总注水量的比例系数。注采连通系数可定量评价油田井间的动态连通情况，注采连通系数越大，注水井对采油井产液起作用的注水量与总注水量的比例越大，则井间动态连通性越好。根据注采连通系数的物理意义，当注水量完全对采油井产液起作用时，注采连通系数为1，当注水量对采油井产液完全不起作用时该值为0，因此，注采连通系数取值介于0和1之间。同时，注水井对所有与之对应的受效采油井的贡献之和不会大于1，即1口注水井的所有注采连通系数之和不大于1。综上所述，约束条件如下：

(9)

式中：Nm为注水井m对应的受效采油井数。

式(8)、(9)联立即为所求模型。采用常规方法求解此模型是非常复杂的[13-19]，为此，提出了一种利用最小二乘原理[20]和优化算法进行求解的简单方法，该方法高效实用。最小二乘原理是通过最小化误差的平方和寻找数据的最佳函数匹配，即通过拟合使得计算值无限逼近实际值，达到求解目的。因此，文中模型可以转化为带有约束的优化模型。

(10)

对于上述优化模型，选用基于模拟退火机制的遗传算法[21]进行求解。基于模拟退火机制的遗传算法融合了遗传算法把握搜索过程能力强和模拟退火算法局部搜索能力强的特点，克服了单一算法的不足，提高了遗传算法运行效率和求解质量。采用该算法求解模型的流程见图1。

图1 注采连通系数计算流程图

3 矿场应用

BZ油田位于渤海南部海域，是发育于黄河口凹陷中央构造脊上的一个复杂断块群向北延伸的部分，属于渤海典型的中轻质复杂断块油藏。自2007年投入开发以来，累计产油量为882.47×104m3，综合含水率为75.2%，受河流相储层发育影响，储层平面非均质性强(渗透率非均质系数为0.81)，导致采油井平面含水差异较大，进行井间动态连通性研究对油藏非均质性认识及稳水控油方案的制订具有重要指导意义。

以4井区为例进行方法应用及验证。选取注水井和采油井相同时间内生产制度稳定且未出现长时间或频繁关井的168组生产数据，通过体积系数将地面产量换算为地下产量，将整理的数据代入根据文中模型自编的计算程序中迭代计算。为加快计算速度，设置遗传算法初始自动生成解为200组，通过选择、交叉、变异等操作形成新解，然后再对生成的解进行模拟退火操作，其结果作为下一次计算的初始解，通过迭代计算直到满足计算误差时输出结果，整个过程均由自编程序自动实现，方便快捷。图2为该井区的注采连通计算结果，图中箭头由注水井指向采油井，其长短与注采连通系数值相匹配，直观描述了井间的注采连通情况。A9H井组有2口采油井且井距相当，但A9H与A7H井间的连通状况(连通系数为0.75)远好于A9H与A8H井间的连通状况(连通系数为0.25)。示踪剂结果显示(表1)，A7H井62d见到示踪剂而A8H井124 d后见到示踪剂，说明注水井A9H与A7H井的连通关系好于与A8H井的连通关系，文中方法与示踪剂结果一致，验证了方法的可靠性。另外，由A3H井组的干扰试井结果可知(图3)，A7H井的压力变化响应最快、波动最大，因此，A3H与A7H井之间的压力传导更快，即注采连通性更好。干扰试井结果显示，注水井A3H与A7H井间的注采连通性依次好于A4H、A2H、A8H，这与计算结果一致，也验证了方法的可靠性。

图2 4井区注采连通情况

表1 A9H井组示踪剂检测结果

图3 A3H井组的干扰试井结果

由图2、3可知，A3H井组内注水驱替并不均衡，注入水向A7H方向突进。因此，对A3H井组开展了调驱作业，累计注入4.25×104m3氮气+微球+泡沫调驱剂，泡沫封堵的稳定性及有效期影响因素较多，当泡沫封堵稳定时增油降水，封堵失效后油减水增，因此，生产曲线有一定波动。调驱3个月后见效(图4)，整体上井组日增油为70 m3/d，日产油由145 m3/d增至215 m3/d，有效期内累计增油量约为1.53×104m3，含水率由86.6%降至79.8%，含水率下降6.8个百分点，增油降水效果明显。

图4 A3H井组生产动态曲线

油藏井间动态连通性定量评价方法在渤海多个油田进行了应用，有效指导了油田挖潜，取得了较好的增油效果。该方法适用于满足注采平衡条件、地层压力相对稳定、边底水等天然能量不发育或天然能量发育但未发生水侵的油田。该方法物理意义明确，仅利用油田的注采数据即可计算注采连通性，资料易于获取，简单易用，在应用时应选用注水井和采油井工作制度稳定时的生产数据，以减少误差。