一种适用海上油田减弱水聚干扰影响的注采结构优化方法

技术领域

本发明涉及油气田开发的技术领域，具体涉及一种适用海上油田减弱水聚干扰影响的注采结构优化方法。

背景技术

目前，注水开发仍然是一种最普遍的油田开发方式，全世界大部分的石油产量都是通过水驱的方式采出。但注水开发油田进入到高含水期后，日产液量大幅增加，油井井口含水率较高，水驱开发的经济效益一般会呈现出逐渐变差的趋势。特别是对于海上油田，注水开发后期日产液量大，而平台的液处理能力有限，当达到一定规模后，如不对平台进行升级改造，油田总产液量必须进行控制，那么水驱开发效果必然会受到一定的限制。因此，国内海上部分储层物性好、砂体分布连续的油田已经实施了聚合物驱增产措施，并取得了一定的效果，油田综合含水得到有效控制，日产油量增加。

在追求提高油田的开发效果过程中，大多会经历多轮次的开发调整，特别是对于实施聚合物驱调整的海上油田，由于不同时间对油田实施的调整方法不同，因此，调整后在同一油藏中会出现注水井和注聚井同时存在的现象，而在实际生产中会发现经过调整后，出现了未达预期开发效果的问题。主要是由于水和聚合物的粘度存在较大差异，在油藏中渗流阻力不同，流动速度不同，会影响聚合物在油藏中的波及面积，从而减弱聚合物驱的开发效果，表现出明显的水聚干扰作用。

针对海上油田水聚干扰的问题，显然最简单有效的方法是将油藏中的注水井转变为注聚井。但是由于海上平台注聚能力和设备的限制，注聚规模难以持续增大，对注水井进行整体调整的空间有限。因此，目前只能考虑油藏在已经存在水聚干扰的前提下，并且不增大注聚规模，通过对油藏单元中的注入井和生产井的生产制度进行调整，以实现减弱水聚干扰影响程度的目的，即需要建立通过对注水井、注聚井和生产井的注入速度比和注采结构进行优化的调整方法。

由于水聚同驱现象是海上油田近些年出现的一种新问题，同时由于海上油田与陆上油田开发特点不同，目前系统研究减弱水聚干扰的注采结构优化方法较少，同时未考虑实际油藏中影响水聚干扰的各种地质因素和开发因素，不能有效指导实际油藏中提高聚合物驱开发效果的需要。

发明内容

本发明的目的就是基于现有技术方法的缺陷，针对存在水聚同驱的油藏，提供一种在不增大注聚规模的前提下通过建立对注水井、注聚井的注入速度比和注采结构进行优化的调整方法，以实现减弱水聚干扰影响程度的目标。

为实现上述目的，本发明采用的技术解决方案是：

本发明首先根据实际油藏中注水井和注聚井所处油藏单元中的井网分布特征设计出典型的水聚同驱注采井网油藏单元，如图1所示；然后考虑实际油藏中影响油藏开发效果的主要地质因素和开发因素：平面渗透率、层间渗透率、层内渗透率和注聚浓度；再针对每一个因素考虑不同的条件，采用单因素和正交设计多因素分析方法，基于油藏数值模拟方法建立相应的油藏数值模拟油藏单元，如图2所示，即为建立的典型的水聚同驱平面非均质油藏单元，然后将油藏单元中注聚井和注水井的注入速度比设计了多个不同的参数，根据油藏数值模拟计算结果对不同方案的累产油和净现值进行综合评价，如图3、图4、图5所示，通过对曲线的变化趋势进行分析，按照净现值较大、泰尔指数较小的准均衡状态得到不同条件下的最优注聚和注水速度比，再采用多元线性回归方法建立了考虑多个不同影响因素下的最优注聚和注水速度比通用数学表达式；最后还可通过调整注聚单元中生产井和注水单元中的生产井采液量比值，如图6所示，通过调整最上部编号为a的两口油井和下部编号为b的两口油井的日产液量改变油藏单元的注采结构；同样根据油藏数值模拟计算结果对不同方案的累产油和净现值进行综合评价，得出油藏最优的产液量比值，建立不同平面渗透率级差、不同注聚和注水速度比值条件下最优产液比图版，如图7所示，得出一种水聚干扰条件下减弱水聚干扰程度的注采结构优化方法。

本发明针对存在水聚干扰的油藏单元，考虑了不同的地质因素和开发因素，建立了一种减弱水聚干扰注采结构协调优化方法。本发明建立了考虑多个不同影响因素下的最优注聚和注水速度比通用数学表达式和不同平面渗透率级差、不同注聚和注水速度比值条件下最优产液比图版，属于原始创新技术。本发明的先进性表现在如下方面：油藏注聚规模不需要扩大，不需要将注水井调整为注聚合物，成本支出不需要增加；基于回归得到的最优速度比数学表达式和油藏单元的地质参数及开发参数易于快速计算单元中最优的注聚和注水速度比；基于建立不同平面渗透率级差、不同注聚和注水速度比值条件下最优产液比图版和油藏单元地质参数快速查出注水单元和注聚单元的最优产液比数值。本发明给出了明确的技术思路、方法和步骤。本发明在不增加注聚规模的前提下，仅通过对注入井和生产井的产量进行优化就可达到减弱水聚干扰影响的目标；该方法适用性广，将其他存在水聚同驱油藏单元的地质参数和开发参数带入通用表达式中和图版中，可以快速得到相关优化参数。

附图说明

图1是典型的水聚同驱油藏单元示意图。

图2是典型的水聚同驱平面非均质油藏单元示意图。

图3是平面渗透率级差为3时不同注入速度比的净现值和泰尔指数。

图4是层间渗透率级差为6时不同注入速度比的净现值和泰尔指数。

图5是注聚浓度为1600mg/L时不同注入速度比值的净现值和泰尔指数。

图6是典型的水聚同驱平面非均质油藏单元注采结构优化方案设计示意图。

图7是不同注聚、注水速度比值条件下的最优产液比。

其中：注聚井1，注水井2，生产井3，高渗区4，低渗区5。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明，便于清楚地了解本发明，但它们不对本发明构成限定。

一种适用海上油田减弱水聚干扰影响的注采结构优化方法，包括以下步骤：

步骤一，根据实际油藏所采用的注采井网形式设计出典型的水聚同驱注采井网油藏单元，从油藏中抽提出两个相邻的注采单元，其中一个注采单元的注入井为注水井，另外一个注采单元的注入井为注聚井；

步骤二，考虑实际油藏中影响油藏开发效果的主要地质因素和开发因素：平面渗透率、层间渗透率和注聚浓度，再针对每一个因素设置不同的平面渗透率级差、层间渗透率级差和聚合物浓度；

步骤三，基于步骤一中设计的水聚同驱注采井网单元，首先采用每次只改变其中一个因素的单因素试验设计方法建立分别考虑渗透率级差、层间渗透率级差和聚合物浓度的三类油藏数值模拟模型，然后采用多因素多水平的正交设计方法建立相应的油藏数值模拟模型；

步骤四，针对步骤三中的采用单因素方法设计的三类油藏数值模拟模型，将油藏单元中注聚井和注水井的注入速度比作为分析对象，设计多个不同的注入速度比参数值，根据油藏数值模拟方法计算的结果对各个方案的泰尔指数和净现值进行综合评价；通过对曲线的变化趋势进行分析，按照净现值较大、泰尔指数较小的准均衡状态得到不同渗透率级差、不同层间渗透率级差和不同聚合物浓度单因素变化时的最优注聚与注水速度比图版；

步骤五，针对步骤三中采用正交设计方法所建立的油藏数值模拟模型，同理将油藏单元中注聚井和注水井的注入速度比作为分析对象，设计多个不同的注入速度比参数值，根据油藏数值模拟计算结果，综合和评价各方案的净现值和泰尔指数，得到所有油藏模型的最优注聚与注水速度比，最后采用多元线性回归方法建立建立了同时考虑不同的平面渗透率级差、层间渗透率级差和聚合物浓度的最优注聚和注水速度比综合数学表达式。

步骤六，针对已确定平面渗透率级差、层间渗透率级差和注聚浓度的水聚同驱油藏单元，在给定的注聚速度与注水速度条件下，对注聚单元和注水单元外部的生产井设置不同的产液速度，设计出多个油藏数值模拟模型，并进行油藏数值模拟计算，根据得到的各个方案累积产油量可以得出注聚单元和注水单元外部生产井的最优产液速度比值。

步骤七，基于步骤六中建立油藏数值模拟模型的思路，建立与步骤六不同平面渗透率级差的三类平面非均质模型，每一类油藏模型中设计多个注聚速度、注水速度比值，同时对注聚单元和注水单元外部的生产井设置不同的产液速度，又可建立多个油藏模拟模型；通过对各方案累积产油量和净现值指标进行分析，可以得到同一个平面渗透率级差的油藏模型在给定注入速度比值下最优的产液速度比值，从而建立考虑平面渗透率级差的注采结构优化图版。

本发明提出了一种减弱水聚干扰注采结构协调优化方法，该方法中以建立的典型水聚同驱油藏单元为基础，采用了油藏数值模拟方法，基于单因素分析、多因素正交分析和多元线性回归方法建立一个通用数学表达式和技术图版。

本发明提供了一种在注水和注聚同时开发的油藏中通过对注水、注聚注入速度比和注采结构进行优化以减弱水聚干扰的方法，该方法首先根据实际油藏中注水井和注聚井所处油藏单元中的井网分布特征设计出典型的水聚同驱注采井网油藏单元；然后考虑实际油藏中影响油藏开发效果的主要地质因素和开发因素：平面渗透率、层间渗透率、层内渗透率和注聚浓度；再针对每一个因素考虑不同的条件，采用单因素和正交设计多因素分析方法，基于油藏数值模拟方法建立相应的油藏数值模拟油藏单元，然后将油藏单元中注聚井和注水井的注入速度比值设计多个不同的参数，根据油藏数值模拟计算结果对不同方案的累产油和净现值进行综合评价，得到不同条件下的最优注聚和注水速度比，采用多元线性回归建立了考虑多个不同影响因素下的最优注聚和注水速度比通用数学表达式；最后还可通过调整注聚单元中生产井和注水单元中的生产井采液量比值，同样根据油藏数值模拟计算结果对不同方案的累产油和净现值进行综合评价，得出油藏最优的产液量比值，建立不同平面渗透率级差、不同注聚和注水速度比值条件下最优产液比图版，得到水聚干扰条件下减弱水聚干扰程度的注采结构优化方法。本发明针对存在水聚干扰的油藏单元，考虑了不同地质因素和开发因素，建立了一种减弱水聚干扰注采结构协调优化方法。

方法理论研究

基于海上典型聚合物驱油田水聚同注的注采井网形式，抽提出典型表征平面水聚干扰的注采井网形式，如图1所示。油藏单元为交错的排状注采井网形式，中间为两口注入井，上部单元为一口注聚井1，下部单元为一口注水井2，油藏单元右边部和左边部分别部署三口生产井3。因此，油藏单元的上半部为注聚单元、下半部为注水单元，形成了一个典型水聚同驱油藏单元。其中，油藏的井距和排距参数可以依据实际油藏井网进行设计。

1、注聚与注水速度比优化

1.1平面渗透率级差

根据典型水聚同驱油藏单元，考虑平面非均质的影响，建立了如图2所示的平面非均质油藏单元，上部注聚单元为高渗区4，下部注水单元为低渗区5。上下两个单元的平面渗透率级差设计了四个，级差分别为2（665mD，1335mD）、3（500mD，1500mD）、5（333mD，1667mD）、6（285mD，1715mD）四个级别，所有模型的油层平均渗透率相同，均为1000mD。根据以上地质单元特征参数和实际油藏的流体、岩石等高压物性参数建立相应的油藏数值模拟模型。然后对两口注入井设计不同的注入量，假定注水速度保持不变，通过调整注聚井的注入速度设定不同注聚、注水速度比，注聚、注水速度比分别设置为：0.65、0.7、0.75、0.8、0.85、0.9，共建立了24个油藏数值模拟模型。根据油藏数值模拟动态生产指标可以计算出不同平面渗透率级差时不同注聚、注水速度比值各方案的净现值和泰尔指数，如图3所示。其中泰尔指数计算方法如下：

（1）

——泰尔指数，即化学驱均衡程度指数，其值为0～1，泰尔指数越小，化学驱均衡程度越高；/>

通过对净现值和表征驱替均衡程度的泰尔指数进行综合分析，在保证方案的净现值较大时同时还要求泰尔指数小，达到一种准均衡驱替状态时为最优的注聚、注水速度比。由此，根据计算指标的变化趋势可以得到不同平面渗透率级差条件下最优的注聚、注水速度比，本实例中平面渗透率级差为2、3、4、6时注聚、注水最优速度比值分别为0.9、0.85、0.8、0.8。

1.2层间渗透率级差

同理，根据典型水聚同驱油藏单元，建立两层层间非均质模型，分析不同层间渗透率级差条件下最优的注入速度比。油藏模型的层间渗透率级差设计了四个，级差分别为2（665mD，1335mD）、4（400mD，1600mD）、6（285mD，1715mD）、8（222mD，1778mD）四个级别，所有油藏模型的平均渗透率相同，均为1000 mD。注聚、注水速度比分别设置为：0.65、0.7、0.75、0.8、0.85、0.9，共建立了24个油藏数值模型。依据同样的综合评价方法，得出本实例中层间渗透率级差为2、4、6、8时注聚、注水最优速度比分别为0.85、0.85、0.8、0.75。

1.3注聚浓度

同理，根据典型水聚同驱油藏单元，建立单层均质油藏模型，分析不同注聚浓度条件下最优的注入速度比。设置不同的聚合物注入浓度，设置了4个参数值，分别为：1000mg/L，1200mg/L、1400mg/L、1600mg/L、1800mg/L。注聚、注水速度比仍设置为：0.65、0.7、0.75、0.8、0.85、0.9，共计36个油藏数值模型。统计分析每个模型对应的生产指标，从而得出注聚浓度对注聚注水速度比值的影响。依据同样的综合评价方法，得出本实例中注聚浓度为1200mg/L、 1400 mg/L、1600 mg/L、1800mg/L的注聚、注水最优速度比分别为0.9、0.85、0.85、0.85。

1.4 多因素综合分析

根据典型水聚同驱油藏单元，考虑在平面渗透率级差、层间渗透率级差和注聚浓度的综合影响，采用正交设计方法建立相应的油藏数值模拟模型，以上三个因素均考虑三个水平，因此采用3因素3水平的正交设计表共设计了9个非均质油藏模型，采用油藏数值模拟方法建立计算模型。针对每个模型都设计5个注聚、注水速度比，分别为0.65、0.7、0.75、0.8、0.85、0.9。根据油藏数值模拟计算结果，综合和评价各方案的净现值和泰尔指数，可以得到9个模型的最优注聚速度与注水速度比值。

根据以上得到的不同条件下的最优注聚速度与、注水速度比值，通过多元线性回归方法，建立了考虑平面渗透率级差、层间渗透率级差和注聚浓度在水聚干扰条件下的最优注聚、注水速度比的公式：

Y=0.0941-0.012X

其中：X

2、注采结构优化

2.1模型设计

以上建立了通过调整油藏单元中注水井和注聚井的注入速度比值来减弱水聚干扰程度的方法，但并未研究通过对注聚单元和注水单元外部生产井的产液速度进行优化控制来达到减弱水聚干扰程度的方法。因此，本节中进一步提出对油藏单元中注入井和生产井的注采结构进行整体优化的技术方法和思路。

本实例中首先确定油藏中注入聚合物浓度为1200mg/L，可以根据油藏实际情况建立多个单层平面非均质模型，平面非均质模型设计方法同1.1节中，如图4所示。油藏模型的平面渗透率级差设计了三个，级差分别为2（665mD，1335mD）、3（500mD，1500mD）、4（400mD，1600mD），所有油藏模型的平均渗透率相同，均为1000 mD。图6中c井和d井两口注入井的注聚、注水速度比设计了四个级别：0.7、0.75、0.85、0.9。然后针对以上每一个模型，对油井的日产液量进行控制，通过调整最上部编号为a的两口油井和下部编号为b的两口油井的日产液量改变油藏单元的注采结构，中部编号为e的两口油井日产液量设置为油藏单元的平均日产液量，且保持不变，设计了8个注采结构优化方案，编号为b的油井和编号为a的油井的日产液量比值分别设计为：1、1.25、1.5、1.75、2.0、2.5、3.0、3.5。基于以上模型设计方法和思路，采用油藏数值模拟方法共建立了96个油藏数值模拟模型。

采用以上油藏数值模拟模型建立的思路和方法，根据目标油藏的地质参数和开发参数，可建立满足研究需要的、考虑其他不同影响因素的针对水聚干扰问题的注采结构优化油藏模型。

2.2注采结构优化图版

基于以上96个油藏数值模拟模型，通过数值模拟计算可以得到各方案的动态指标，通过对各方案累积产油量和净现值指标进行综合评价，可以得到同一个平面渗透率级差的地质模型在给定注入速度比值下最优的产液量比，从而建立本例中考虑平面渗透率级差的注采结构优化图版，如图7所示。可以得出，当地质模型平面渗透率级差为2时，在不同的注聚/注水速度比时，除注水、注聚速度比为1.43时注水单元和注聚单元的最优产液比为1外，其他最优产液比为1.75~2；平面渗透率级差为3时，最优产液比为2~3；平面渗透率级差为4时，最优产液比为1.25。

因此，基于以上图版，可根据不同的注入速度比值查出最优的产液量比值，建立一套注采结构优化调整方法。基于以上研究方法，可根据油藏实际情况，建立相应的油藏模型，通过调整油井的产液量得到不同地质特征、不同注入速度比的最优注采参数组合。

虽然本发明已以具体实施例揭示，但其并非用以限定本发明，任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和范围的前提下所作出影响因素的变化，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，皆应仍属本专利涵盖的范畴。