油藏模型工作制度的优化新方法

2020-09-24王亚会闫正和夷晓伟

资源环境与工程 2020年3期

缪云，王亚会，闫正和，夷晓伟

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东深圳 518000)

开发初期，由于海上油田开发技术复杂、投资大、成本高，为了加快资本的回收，在考虑经济效益和地质条件的基础上，采用先“肥”后“瘦”原则，优先开发油品性质好、产能高、储量集中的油层，对这些油层采用大液量、高速开采的策略。但深入的地质和油藏综合研究表明[1]，海相砂岩油田高速开采需要一定的物质基础：①地质条件好;②流体性质优;③油井产能高;④储量丰度高;⑤地层能量足。处于开发的中后期油田，挖潜方向则转向物质基础较差的稠油、薄差油藏、井间剩余油。显然这部分储量已不能完全满足高速开发的物质基础，并且油田中后期开采策略转向稳油控水的平稳生产，因此急需一套高效精准的新方法弥补以往数值模拟工作制度设计的不足。

1 模型与实际液量工作制度的差异性

新井投产井后评估中发现，在实钻前后地质油藏变化不大的前提下，对比开发井实际与预测效果，设计模型预测与实际工作制度的差异导致较难评估开发井的真实效果。如MM油田的A01H井(图1-图4)，ODP调整项目时期设计的最大液量为15 000 bbl/d，模型控制生产压差600 Psi,在定油限液的预测条件下，模型的液量在3个月后达到了最大设定液量值，并且初期的生产压差快速上升至3.45 MPa。而实际的初期液量较低(2 500 bbl/d)，实际的生产压差仅0.75 MPa。对比生产指标发现初期的平均油量达不到设计值(2 000 bbl/d)，但从长期的累产与含水曲线的对比上来看，实际的生产效果又优于预测。因此模型与实际液量工作制度的差异导致后期较难评定一口新井的真实开发效果。除此以外，以往模型的液量设计方法未能全面地考虑地质油藏条件的限制，方案设计对于现场实施的指导性较弱。

图1 MM-A01H井ODP预测与实际对比(日产油与日产液)Fig.1 ODP prediction and actual comparison of MM-A01H well(daily oil and daily liquid)

图2 MM-A01H井ODP预测与实际对比(生产压差)Fig.2 ODP prediction and actual comparison of MM-A01H well(production pressure difference)

图3 MM-A01H井初产对比Fig.3 Comparison of initial production of MM-A01H well

图4 MM-A01H井初产与含水曲线对比Fig.4 Comparison of MM-A01H initial production and water cut curve

2 油藏模型工作制度的优化

目前MM油田的储量动用程度高达92%，综合含水达96%，正处于开发的中后期，为实现产量的接替，挖潜的重点更多地放在了上部的稠油油藏的开发、主力油藏的井间加密、薄差油藏的开采上，同时需兼顾到平台液处理能力、海管的输送、FPSO油处理能力等，实际的液量工作制度以“分阶段提液”为主。笔者提出模型的工作制度设计包括三个部分：①初期阶段，油井初期液量、初期油量、生产压差的优化设计；②中期阶段，提液时机和提液幅度的设计；③末期阶段，最大液量的设计。

2.1 初期指标设计

初期阶段的设计虽然在以往的方案中有过考虑[2]，但是随着油田的发展，地质特征认识的逐步加深，模型的设计开发指标应该进一步细化达到精细模拟的要求，笔者认为初期设计应充分考虑不同油藏驱动类型、油品性质、构造位置、油柱高度、隔夹层分布、砂体厚度、地层韵律等因素，实现各项指标的精细化设计(见图5)。该方法在初期阶段的设计中通过Petrel_RE建立一体化模型，采用“地质—油藏—动态”多角度分析迭代优化方法精细模拟储层特征，实现剩余油精细描述。

图5 不同地质油藏条件下的单井初期液量和最大生产压差分布图Fig.5 Distribution chart of initial liquid volume and maximum production pressure difference of single well under different geological reservoir conditions

2.2 中期提液时机和幅度设计

MM油田通过长期生产经验发现，含水阶段、油品性质、驱动类型、提液幅度是影响提液增油效果的主控因素。该油田自投产以来，共采取约400余次提液措施，研究出大量的样本数据。措施效果评价过程中，基于单井动态数据，依据油嘴和频率的变化识别并提取历史提液措施作业信息，包括提液时间、提液前后油嘴、频率、压力等数据，共计485次实测记录。汇总运用WSE软件[3](措施评价软件)建立了提液措施数据库，依据措施平均累增油量和措施前后含水变化指标评估增产效果。参考石油行业标准，提液增产效果评价指标为措施平均累增油量、措施前后含水变化、措施有效期，各评价指标计算方法如下。

日增油量计算：

(1)

式中：Δqo为日增油量,m3。

累积增油量计算：

(2)

式中：Δqot为累积增油量，m3；Δqoi为日增油量，m3；T为有效期(提液后日产油量降至提液前水平时所经历的时间)，d。

提液幅度计算：

A=(A1-A2)/A2

式中：A为提液幅度，%；A1为提液后油井正常生产一个月的平均液量，m3；A2为提液前油井正常生产一个月的平均液量，m3。

钩藤散活性化合物预测主要通过数据库收集、文献查找和基于配体结构特征的靶点预测，从TCMSP中获取活性化合物的基因靶点信息，通过基于化学结构相似性预测的网站（SEA，http://sea. bkslab.org）和the Binding Database（http://www. bindingdb.org）收集可能的靶点，使用UniProt（http:// www.uniprot.org/）对所有靶点信息进行标准化。

基于WSE建立的数据库，将措施平均累增油量、措施前后含水变化、措施有效期定为评估标准，采用统计分析法得到不同影响因素下合理最佳提液时机和幅度，实现模型中期阶段工作制度的量化设计。

(1) 稠油边、底水最优提液时机集中在含水90%～95%阶段(图6)。

图6 稠油边水和底水油藏提液效果及含水变化Fig.6 Liquid extraction effect and water cut change of heavy oil reservoirwith edge water and bottom water

(2) 稀油边、底水最优提液时机集中在含水60%～95%(图7)。

(3) 稠油井的最优提液幅度为30%～40%(图8-a)。

(4) 稀油井的最优提液幅度为20%～30%(图8-b)。

2.3 末期最大液量设计

数值模拟末期阶段设计方法与通用方法一致[4]，但笔者提出设计中应综合考虑不同油藏驱动类型、油品性质、构造位置、油柱高度、隔夹层分布、砂体厚度、地层韵律等因素，利用OFM建立静态参数库实现指标分类，如表1。

图7 稀油边水和底水油藏提液效果及含水变化Fig.7 Liquid extraction effect and water cut change of thin oil reservoirwith edge water and bottom water

3 数值模拟中期阶段设计实现的新方法

以往数值模拟 “分段式”提液，只能采用手动调控每个时间点下的提液量[5]，无法自动控制在特定含水时期提液，需要油藏人员反复试验模型[6]。对于生产井很多的老油田来说，无疑是一项巨大的工程，可操作性差。

表1 油藏模型预测控制指标选值表Table 1 Selection table of reservoir model predictive control index

笔者创新性采用 “多变量联动”设计技术，在模型输入参数和输出结果间引入虚拟模型估算器(ENABLE软件不确定性分析，能够与模型对接)，整个设计过程以结构化和自动化的方式实现中期阶段的高速高效模拟(图9)。

图9 模型工作制度设计的效果图Fig.9 Effect drawing of model working system design

该方法采用UDQ自定义变量“WUBL1”、“WUBL2”、 “WUBL3”为某含水阶段的液量限制值，参照表1定义的提液幅度范围“BLPD%”，该处引入虚拟模型估算器ENABLE，快速拾取合理提液时机和幅度下的最优解。模拟的最后采用ACTIONW限定提液的含水阶段，每定义完一个计算变量以ENDACTIO结尾(图10)。

4 油田实际案例分析

以文章开头叙述的MM油田为例，在ODP模型的基础上，按优化后工作制度预测的与实际的日产油、日产液、生产压差吻合程度较好(图11-图14)。更重要的是在对比长期指标(累产与含水曲线)与短期指标(初产)时(图14和图12)，该井的评价结果是一致的，不存在矛盾。因此新的设计方法更贴合实际，对实际操作的指导性较强。