基于均匀设计法的稠油底水油藏提液研究

2020-09-19孙恩慧杨东东郭敬民

石油化工应用 2020年8期

孙恩慧，杨威，杨东东，郭敬民，谭捷

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

CB 油田为渤海地区典型的稠油油田，目前已进入高含水阶段，大量油田生产实践表明：提液措施可以扩大水驱平面波及范围，延缓油井产量递减[1-3]。目前，提液措施已广泛用于很多油田，取得很好增油效果[4-6]。合理的提液时机和提液幅度的选择可以获得较好的增油效果，提高油藏采收率，对油田进入高含水后期开发至关重要。

本文以CB 油田油藏为例，开展稠油底水油藏提液时机和提液幅度研究，基于均匀设计方法，运用多元回归方法，建立增底水油藏增采幅度与提液时机和提液幅度之间的关系，通过构建合适的目标函数，确定了稠油底水油藏合理的提液时机和提液幅度，指导油田后期生产。

1 CB 油田基本概况

CB 油田位于渤海西部海域，主要目的层为明化镇组，为河流相沉积，地层原油黏度200 mPa·s，储层物性好，储层平均孔隙度30 %，平均渗透率4 000 mD，为典型的稠油底水油藏。油藏天然能量充足，为提液提供了良好的物质基础。经过十多年的开采，目前该油田进入特高含水期，综合含水达到95.4 %，后期提液是重要的稳产措施。

2 基于均匀设计法的提液技术研究

本文利用均匀设计法[7]分析稠油底水油藏合理的提液时机和提液幅度，首先进行试验设计，由均匀设计表确定不同试验方案（不同的提液时机与提液幅度），然后根据所确定的提液时机与提液幅度进行数值试验（油藏数值模拟计算），并统计试验方案的增采幅度（提高采收率幅度）。最后，对试验结果处理。

将提高采收率幅度与提液时机和提液幅度的关系表示为二元二次方程的形式，如下：

式（1）中：ERm-增采幅度，%；x-提液时机；y-提液幅度；a、b、c、d、e 均为系数。对不同的提液时机、提液幅度及其相应的增采幅度进行多元回归得到相应系数，即可确定该函数关系。

把式（1）转变为对目标函数求最大值，最优参数应满足：

将式（1）代入式（2）求解并化简后仍为二元二次方程，由求根公式可得：

式（3）的解可由曲线交会法求出，所求出的xopt、yopt即为最优的提液时机与提液幅度。将xopt、yopt代入式（1）即可得到其增采幅度。

3 方法应用

建立底水油藏数值模拟模型，渗透率为4 000 mD，地层原油黏度200 mPa·s，地层厚度15 m。设计5 口水平井生产，水平井长度300 m，模型网格设置为50×50×30，x、y、z 网格大小分别为50 m、50 m、1 m，纵向网格上1～20 层为油层，21～30 层为水层。水体采用FK 水体，水体为刚性水体，模拟方案采用水平井定液量生产，产液量为1 500 m3/d，关井极限含水率为98 %。PVT、相渗曲线等数据采用CB 油藏实际数据。

本文采用均匀设计法时主要考虑提液时机和提液幅度2 个因素，每个因素考虑6 个水平（见表1）。

表1 提液时机和提液幅度参数设计表

选择U6（62）进行试验设计，得到表2 所示的CB 油田提液优化试验方案，并利用数模软件进行油藏数值模拟计算，计算结果（见表2）。

对表2 的第2～4 列数据进行多元回归，可以得到式（1）中a、b、c、d、e 的值，则增采幅度的方程为：

方程回归的决定系数（相关系数的平方）为0.99，表2 中计算结果相对误差-1.3 %～4.2 %，表明上述方程的可靠性，为了进一步验证所建增采幅度方程的可靠性，进行了全面试验，36 个试验的数值模拟结果与用上述方程式计算的增采幅度的误差（见表3）。

由表3 可以看出，最大相对误差为-3.5 %，且相对误差较大的试验方案主要集中于参数取值的边界处，中间部分基本上在±2.0 %以内，再次证实了所建增采幅度方程的可靠性。

表2 试验方案及计算结果

表3 全面试验方案数值试验结果与方程计算值的相对误差，%

图1 提液时机与提液幅度交会图

将式（4）中回归出的系数代入式（3）中，并绘制其曲线交会图（见图1）。从图1 可以看出最优的提液时机为xopt=0.6，提液幅度yopt=1.3，计算对应的采收率增幅为0.5 %。

4 实例应用

C17H 为CB 油田新投产的一口水平井，渗透率为3 000 mD，位于原油黏度200 mPa·s 的油藏上，该井投产后无无水采油期，初期含水上升较快，该井的生产曲线（见图2）。设计生产井含水60 %后进行提液措施，提液幅度为1.3 左右，从图2 可以看出，该井提液后增油效果明显，也进一步证实了本文的研究成果，本文研究结果为后期调整井提液措施的实施具有借鉴意义。