基于地层压力恢复时间的注采比数值模拟优化方法——以肯基亚克某亏空油藏为例

曹勋臣，喻高明，邓亚，万青山，王朝，4

基于地层压力恢复时间的注采比数值模拟优化方法
——以肯基亚克某亏空油藏为例

曹勋臣1，2，喻高明1，邓亚2，万青山3，王朝2，4

（1.长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100；2.中国石油勘探开发研究院油气田开发所，北京 100083；3.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；4.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）

针对肯基亚克某边底水油藏地层压力下降过快、能量不足的问题，开展了数值模拟研究。利用物质平衡法研究了亏空油藏压力恢复速度与注采比之间的关系，在此基础上优化亏空油藏注采比。首先优选最佳地层压力恢复时间，然后优化油藏提液幅度，最终优选合理注采比。结果表明：反九点井网下，该油藏最佳压力恢复时间为2 a；最佳恢复压力为原始地层压力的90%；最佳提液幅度为25%；最佳注采比为1.63。按此注采比进行生产，有效提高了该亏空油藏的采收率。

数值模拟；地层压力；提液幅度；注采比；采收率；亏空油藏

0　引言

合理的注采比（IPR）可以有效缓解平面、层间和层内矛盾，并使地层保持一定的压力［1］，是水驱油田规划和设计注水量的重要依据。目前，国内外在优化油田注采比方面的研究方法主要有物质平衡法［2］、最优化方法［3］、不平衡系数法［4］、多元回归法［5］以及注采比与水油比关系法［6］等，这些方法主要是油藏工程的方法，而对于边底水且能量亏空严重的油藏，利用数值模拟方法确定合理注采比的研究较少。

本文利用物质平衡原理推导出该类油藏压力恢复速度与合理注采比的关系式。在此基础上，建立油藏地质模型，优选最佳压力恢复时间以及最佳恢复压力。论证反九点井网下提液可行性，优化提液幅度，最终利用数模软件优化油藏注采比。该方法应用于现场后有效缓解了产量递减速度，该研究成果对同类油藏的开发具有重要的指导意义。

1　区块特征

肯基亚克某油藏整体受构造控制，局部受断裂和岩性控制，边、底水较发育。该油藏白垩系、侏罗系各层构造形态呈近东西向延伸的椭圆形隆起状，长、短轴比约为2∶1，南翼倾角8°～15°，北翼倾角9°～3°，顶深51～216 m。该油藏由于缺乏有效的地层能量补充，地层压力较低（1.48～1.70 MPa），压力保持程度仅为52.3%～60.2%，平面分布上，地层压力具有不均匀性。目前该油藏开发状况为：1）地层能量缺乏有效补充，地层压力下降，单井产能下降；2）边底水上侵，造成含水上升，产能下降；3）储层物性决定单井初期产能，在北部靠近地堑附近属于水下分支河道沉积，由三角洲前缘过渡到前三角洲，物性由好变差。

2　压力恢复速度与注采比的关系

该油藏初始条件为：pi＞pb，We≠0，Bo=Boi。综合考虑油层流体和油层岩石的弹性变化、累计入侵水量和累计产水量等因素，根据物质平衡原理［7-8］，可得到注采平衡关系式：

式（1）两边对时间求导，可得到压力恢复速度计算公式：

式（3）即为注采比与地层压力恢复速度的关系式。式中：N，Np分别为地质储量、累计产油量，104m3；pi，pb，p分别为原始地层压力、饱和压力、目前地层压力，MPa；Ct为油层综合压缩系数，MPa-1；Boi，Bo，Bw分别为原始原油体积系数、目前原油体积系数、地层水体积系数；Wi，We，Wp分别为注水量、边底水入侵量、累计产水量，104m3；Qi，Qe，Qw，Qo分别为注水速度、水侵速度、产水速度、产油速度，m3/a。

3　优选最佳注采比

利用建模软件VIP进行地质建模，得到各层的构造深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、油水饱和度等参数的网格数据场。选用tNavigator三维三相黑油模拟软件，可加载运行Eclipse数据体，运行结果与Eclipse相近。模拟区域为肯基亚克某边底水油藏的50个井组，分别对А，Б，В，Г-1，Г-2，Ю-III等6个层进行模拟。在平面上网格步长为20 m×20 m，模拟网格系统为104× 90×6=56 160个。从1966年12月试采开始到2013年9月，按月整理建模并按月采用定液量拟合，建立模型所需的全区及单井生产动态数据，如产油量、产水量、产气量等数据。共模拟全油藏261口井，时间步长为1个月。

注采比的改变直接影响到油井的地层压力和采油速度，合理注采比的确是油田开发的关键［9］。优选注采比方案为：1）反九点井网生产；2）优选压力恢复时间；3）论证提液可行性；4）优选提液幅度；5）优选提液后在压力恢复时间内反九点井网下的最佳注采比。

3.1最佳压力恢复时间和最佳恢复压力

转注25口油井，得到反九点井网。注水井总井数45口，油井总井数214口。模拟反九点井网下1，2，3 a内压力恢复分别达到原始压力（2.65 MPa）、原始压力的90%、原始压力的110%时的9种注采比方案（见表1），然后按注采平衡预测注采比，以及对应注采比下的日产油量（Qos）、日产水量（Qws）、累计产油量和含水率（fw）随时间的变化情况（见图1）。

表1　反九点井网下9种注采比方案

由图1可以看出：3 a内压力恢复90%和2 a内压力恢复90%对应的日产油量高于其他压力恢复下的日产油量，且压力恢复90%对应的累计产油量比压力恢复100%和110%时对应的累计产油量高；在反九点井网下，开始转注时，日产水量先降低，然后再上升（转注时油井数减少，且转注初期没有采取提液措施，日产水量出现降低）；压力恢复90%对应的日产水量最低，含水率最低，在2017年之前，3 a内压力恢复90%注采比下的日产水量、含水率最低，2017年以后，1 a内压力恢复90%注采比下的日产水量、含水率最低，2 a内压力恢复90%次之。结合日产油量和累计产油量随时间的变化曲线，最佳压力恢复时间及最佳恢复压力为2 a内地层压力恢复90%。

图1　不同注采比下Qos，Qws，fw，Np随时间的变化情况

3.2提液可行性

肯基亚克某边底水油藏南部区域地层能量低、停产井多，该区域长期采用弹性能量开采，无任何能量补充。2012年该区域地层压力为1.80 MPa，压力保持程度为67.9%。该油藏南部区域地层对应状况较好，在油藏剖面上，层位连通性较好，适合注水开发。在生产中，油藏可通过不断放大压差的方法达到提高排液量的目的［10］。根据油水相对渗透率曲线，采用二维二相方法，计算其无因次采液指数随含水率的变化规律 （见图2）。从图可以看出：fw＜40%时，无因次采液指数呈下降趋势；fw＞40%时，无因次采液指数逐渐上升；fw＞95%时，无因次采液指数为见水前的1.4倍。实际生产的变化趋势与理论曲线基本一致，说明了fw＞40%后地层的供液能力逐步增强，该油藏具备提高排液量的条件。

图2　无因次采液、采油指数与含水率的关系

3.3最佳提液幅度

在反九点井网、2 a内压力恢复90%的基础上设计提液10%，15%，20%，25%，30%，35%，40%等7个方案。模拟出不同提液方案下日产油量、日产水量、累计产油量和含水率随时间的变化关系（见图3）。

从图3可以看出，日产油量、日产水量、累计产油量和含水率随着提液幅度的增大而增加。在油田实际运用中，综合考虑最佳压力恢复条件下各开发指标，并对比不同提液幅度下采出程度的涨幅 （相邻提液程度对应的采出程度之差），优选最佳提液幅度为25%（见表2）。

3.4最佳注采比

由表2可以看出，在最佳压力恢复时间及最佳恢复压力（2 a内压力恢复90%）、最佳提液幅度（25%）等条件下，反九点井网下的最佳注采比为1.63。

4　现场应用

反九点井网下，按注采比1.63生产，肯基亚克某边底水油藏Y1井、Y2井提液25%后，月产油量、月产水量均上升明显。措施实施前Y1和Y2井平均月产油分别为12.00，8.00 m3，措施实施后，在压力恢复阶段平均月产油分别增加到130.00，90.00 m3。该注采比保持了合理的地层压力，使油田具有较强的产液、产油能力，采收率得到明显提高。

图3　不同提液幅度下Qos，Qws，fw，Np随时间的变化情况

表2　最佳压力恢复条件反九点井网下不同提液幅度对应的开发指标

5　结束语

对于存在边底水且能量亏空严重的油藏，除了采用传统油藏工程方法确定注采比外，还可以应用数值模拟方法优化注采比。这种基于地层压力恢复时间的注采比数值模拟优化方法，现场应用时见到明显的增产效果，且保持了合理的地层压力，提高了油藏采收率，可在同类油藏推广应用。

［1］郭粉转，唐海，吕栋梁，等.油藏合理地层压力保持水平与含水率关系［J］.石油钻采工艺，2010，32（2）：51-53，57.

［2］郭粉转，唐海，吕栋梁，等.低渗透油藏合理地层压力保持水平研究［J］.特种油气藏，2011，18（1）：90-92，140.

［3］王中敏.新肇油田注采系统井区注采比调整研究［J］.长江大学学报（自然科学版），2014，11（8）：71-72，3.

［4］毛琼，袁建国，于俊吉，等.任丘雾迷山组油藏恢复注水数值模拟研究［J］.石油钻采工艺，2001，23（2）：50-53，85.

［5］郑俊德，姜洪福，冯效树.萨中地区合理注采比研究［J］.油气地质与采收率，2001，8（2）：55-57.

［6］屈斌学.油藏注采比计算方法综述［J］.石油化工应用，2009，28（5）：7-10，17.

［7］罗承建，徐华义，李留仁.地层压力水平和注采比与含水率的定量关系［J］.西安石油学院学报（自然科学版），1999，14（4）：32-34.

［8］袁迎中，张烈辉，何磊，等.注采比多元回归分析及合理注采比的确定［J］.石油天然气学报，2008，30（1）：299-302，398.

［9］郝建中.断块油藏合理压力水平及开发政策技术界限研究［D］.成都：西南石油学院，2005.

［10］叶俊红.埕岛油田馆陶组提液技术研究及效果分析［D］.青岛：中国石油大学（华东），2007.

（编辑史晓贞）

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

国家科技重大专项课题“剩余油分布综合预测与精细注采结构调整”（2011ZX05010-002）

TE319

A

10.6056/dkyqt201602013

2015-09-28；改回日期：2016-01-14。

曹勋臣，女，1990年生，在读硕士研究生，研究方向为油气田开发和油藏数值模拟。E-mail：1101815453@qq.com。

引用格式：曹勋臣，喻高明，邓亚，等.基于地层压力恢复时间的注采比数值模拟优化方法：以肯基亚克某亏空油藏为例［J］.断块油气田，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.