馬奎前，陳存良，劉英憲

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

由于油層層間非均質(zhì)性的差異，多層合采會造成層間驅(qū)替不均衡，層間矛盾突出[1-3]。近年來大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和油田實(shí)踐證明[4-7]，多層合采過程中注入水均勻推進(jìn)會有效提高注水效果，采用分層注水方式可有效改善層間驅(qū)替不均衡的狀況[8-10]。分層配注量為分層注水的關(guān)鍵，早期常用的確定分層注水量的方法是有效厚度法(H法)和地層系數(shù)法(KH法)[11]，由于考慮因素單一，效果不理想。近年來多因素配注方法逐漸形成，包括劈分系數(shù)法[12-14]、滲流阻力法[15]、剩余油法[16-18]、基于數(shù)學(xué)理論的方法[19-21]等，但是這些方法均沒有考慮均衡驅(qū)替的理念。李傳亮等[22]、李陽等[23]針對平面非均質(zhì)油藏開發(fā)，定義油井同時見水為均衡驅(qū)替，并據(jù)此提出了井距優(yōu)化方法，但是該方法并不適用于多層油藏[24-29]。目前鮮有適用于多層油藏的基于均衡驅(qū)替理論的分層配注方法。為此，以實(shí)現(xiàn)層間均衡驅(qū)替為目標(biāo)建立了新的注水井分層配注方法，為分層配注量的計(jì)算提供了一定的技術(shù)支持。

1 計(jì)算思路

所謂層間均衡驅(qū)替是指通過調(diào)配分層注水量使得各層采出程度相同?；诰怛?qū)替的注水井分層配注方法的計(jì)算思路為：首先利用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)或開發(fā)生產(chǎn)數(shù)據(jù)得到采出程度和注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系；然后分別計(jì)算目前配注層的采出程度和注入孔隙體積倍數(shù)；最后根據(jù)計(jì)劃注入量或者調(diào)控時間，利用迭代法計(jì)算出配注層達(dá)到均衡驅(qū)替時所需要的注入孔隙體積倍數(shù)，進(jìn)而得到各配注層需要的配注量。

2 配注方法的建立與求解

2.1 采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系

大量的巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)[30-31]和生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表明，采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系可以表示為半對數(shù)關(guān)系或者雙對數(shù)關(guān)系[32-33]，即：

lgPV=a1+b1R

(1)

lgPV=a2+b2lgR

(2)

式中：PV為注入孔隙體積倍數(shù)；R為采出程度；a1、a2、b1、b2為回歸系數(shù)。

2.2 目前采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)的計(jì)算

統(tǒng)計(jì)采油井的累計(jì)采油量和注水井的累計(jì)注水量，利用以下公式計(jì)算目前的采出程度和注入孔隙體積倍數(shù)：

(3)

(4)

式中：PVnowi為第i層目前的注入孔隙體積倍數(shù)；Wi為第i層的累計(jì)注水量，104m3；Vφi為第i層的儲層孔隙體積，104m3；Rnowi為第i層目前的采出程度；Qoi為第i層的累計(jì)采油量，104m3；Voi為第i層的原油地質(zhì)儲量，104m3。

2.3 配注量計(jì)算

在已知計(jì)劃注入量或者調(diào)控時間的情況下，采用迭代法計(jì)算配注量。具體過程為：

(1) 假設(shè)達(dá)到均衡驅(qū)替時的采出程度為Rm，根據(jù)式(1)或式(2)計(jì)算出各層對應(yīng)的注入孔隙體積倍數(shù)PVmi：

lgPVmi=a1+b1Rm

(5)

lgPVmi=a2+b2lgRm

(6)

式中：PVmi為第i層達(dá)到均衡驅(qū)替時所需要的注入孔隙體積倍數(shù)；Rm為達(dá)到均衡驅(qū)替時的采出程度。

(2) 計(jì)算所需的配注量對應(yīng)的注入孔隙體積倍數(shù)：

ΔPVi=PVmi-PVnowi

(7)

式中：ΔPVi為第i層所需的配注量對應(yīng)的注入孔隙體積倍數(shù)。

(3) 計(jì)算所需配注量：

Δwi=ΔPVi·Vφi

(8)

式中：Δwi為第i層所需的配注量，104m3。

(4) 計(jì)算各層所需的配注量之和，進(jìn)而計(jì)算其與計(jì)劃配注量之間的誤差，若滿足誤差需求，則輸出各層所需配注量，并計(jì)算日配注量；否則，更新Rm，重復(fù)(2)—(4)步驟。

(9)

σ=|w-wJ|

(10)

(11)

式中：w為各層所需配注量的和，104m3；σ為計(jì)算誤差，104m3；wJ為計(jì)劃配注量，104m3；qi為第i層的日配注量，m3/d；tT為調(diào)控時間，d。

3 礦場應(yīng)用

BZ油田位于渤海南部，是黃河口凹陷中央構(gòu)造脊上的一個復(fù)雜斷塊群，屬于典型的中輕質(zhì)復(fù)雜斷塊油藏，主要含油層段為明化鎮(zhèn)組下段。該油田采用單砂體布井方式、水平井采油直井合注的開發(fā)模式。經(jīng)過多年開發(fā)，該油田已進(jìn)入中高含水階段，層間矛盾日益突出，對該油田開展均衡驅(qū)替研究意義重大。以1D井區(qū)為例進(jìn)行說明。該井區(qū)有2套砂體，1砂體儲層相對均質(zhì)，平均滲透率為1 300 mD，孔隙度為27.6%，該砂體有2口水平采油井和2口注水井(W1井、W2井)，呈排狀井網(wǎng)，其中，注水井W1井單注該砂體，注采井距約為450 m；2砂體規(guī)模較小，儲層均質(zhì)，平均滲透率為1 900 mD，孔隙度為28.8%，該砂體有1口水平采油井和1口注水井(W2井)，注采井距約為550 m。該井區(qū)自2015年起開發(fā)，先期利用天然能量衰竭開發(fā)，后期注水開發(fā)，分層調(diào)配前各層開采情況見表1，從注入孔隙體積倍數(shù)及采出程度可以看出2個砂體開采并不均衡，存在一定的層間矛盾。

表1 1D井區(qū)各砂體分層調(diào)配前開采數(shù)據(jù)

圖1為1D井區(qū)采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)的回歸關(guān)系曲線。由圖1可知，采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)半對數(shù)關(guān)系存在線性規(guī)律。利用文中方法，迭代計(jì)算得到達(dá)到均衡驅(qū)替時的采出程度為20.5%，對應(yīng)注入孔隙體積倍數(shù)為0.29。在2 a調(diào)整期內(nèi)，1砂體注水0.18注入孔隙體積倍數(shù)，2砂體注水0.12注入孔隙體積倍數(shù)，即1砂體日注水量增加到668 m3/d，2砂體日注水量減少到141m3/d。在W1井注入量不變的情況下，對W2井重新開展分層配注，調(diào)整后1D井區(qū)平均日增油量為23 m3/d，含水下降約4%，起到了較好的降水增油效果(圖2)。通過合理分配各層注水量有效提高了1砂體的動用程度，提高了注入水的利用率，減少了注入水的無效循環(huán)，使得油田整體的采出程度提升。

圖1 1D井區(qū)采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系曲線

圖2 1D井區(qū)開采曲線

4 結(jié) 論

(1) 以實(shí)現(xiàn)層間均衡驅(qū)替為目標(biāo)，根據(jù)儲層采出程度與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系，利用迭代法建立了一種新的基于層間均衡驅(qū)替的注水井分層配注方法。

(2) 基于層間均衡驅(qū)替的分層配注方法有效增加了儲層的動用程度，提高了注入水的利用率，減少了注入水的低效無效循環(huán)。

(3) 將新方法應(yīng)用于渤海BZ油田，1D井區(qū)平均日增油23 m3/d，含水下降約4%，起到了較好的降水增油效果，具有一定的推廣價(jià)值。