CN108868712A - 一种基于连通性方法的油藏开发生产优化方法和*** - Google Patents

Abstract

本发明涉及油藏生产方法，特别涉及一种基于连通性方法的油藏开发生产优化方法和***。本发明以井间连通单元为对象建立了精确的前缘追踪方法进行饱和度计算，获得井点处各层油水两相产出动态；通过对油藏历史动态自动拟合反演连通模型参数，得到注采井间传导率、流量劈分和注水效率等信息，并以此为依据通过迭代计算对油藏进行分层动态配产配注自动优化设计，减少低效水驱方向流量，改善注采矛盾。应用算例显示，所建方法计算快速、能够准确的进行饱和度追踪和计算产出动态，所得分层注水方案较好的实现降水增油效果，实际油藏优化后预测年增油近五万方，为油田注采方案实时优化提供了新思路。

Description

一种基于连通性方法的油藏开发生产优化方法和***

技术领域

本发明涉及油藏生产方法，特别涉及一种基于连通性方法的油藏开发生产优化方法和***。

背景技术

我国原油储量90％都赋存于碎屑岩储层当中，由于纵向跨度大、非均质性强，层间矛盾突出。分层注水是减轻层间矛盾，增产稳产的重要措施，目前油田现场已初步实现分层实时测调工艺技术。但油藏分层注水方案设计方法亟待研究，实现注水方案和配套工艺齐头并进，才能更好满足实际现场应用。

人工注水方案优化设计主要依赖于油藏工程方法或数值模拟技术，设计方案随机性强，费时费力且容易“漏掉”最优方案。油藏动态实时生产优化理论是当前油田自动注采方案设计的重要研究热点，其主要是结合油藏数值模拟技术与最优化理论，将油水井注采参数的设计转化为最优控制模型求解，采用诸如伴随梯度，随机扰动梯度算法，启发式算法等最大化模型函数，进而自动求解最优工作制度，但由于梯度求解难度较高，数模运算量较大、实际优化问题的维数较高，带来优化算法的低效问题，该方法距离实际应用为时尚早。

井间连通性是注水优化设计的重要依据，基于注采动态数据的井间连通性模型已逐渐从单相发展到油水两相、单层发展到多层预测的新阶段，具有计算快速，可定量表征井间连通关系等优点，在油藏方案评价设计中逐步得到应用。但当前连通性模型进行复杂油藏油水动态预测时，饱和度追踪方法尚未应用于油藏分层注采优化方案中，因此不能切实地对当前油藏开采方案进行优化改进，从而提高油藏开采效率。

发明内容

本发明提供了一种基于连通性方法的油藏开发生产优化方法和***，解决了以上所述的技术问题。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种基于连通性方法的油藏开发生产优化方法，包括以下步骤：

步骤1，建立用于模拟井间油水动态的初始连通性模型，所述初始连通性模型将油藏注采***离散成井与井之间的连通单元，每个连通单元由传导率和控制体积两个特征参数表征；

步骤2，基于连通单元并通过物质平衡方程和水驱前缘推进方程进行井点压力和井间流量计算，并进行饱和度追踪，生成井点处的当前油水产出动态指标；

步骤3，采用油藏的历史油水产出动态指标对所述当前油水产出动态指标进行自动拟合反演，调整所述初始连通性模型的特征参数，并生成优化后的连通性模型；

步骤4，通过所述优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并获取油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率，根据各层段的注水效率和所述区块平均注水效率的比较结果对注水井的当前开发生产方法进行第一次优化；采用优化后的注水井开发生产方法计算各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对优化后的注水井开发生产方法进行第二次优化。

本发明的有益效果是：本发明的技术方案综合井间连通关系和注水效率反演结果建立了一种新的多层油藏分层精细注水优化方法，以降低低效水窜流量和提高注水效率为目标，通过迭代优化求解自动制定油水井分层注采方案，实现多层油藏动态配产的配注设计。同时设计方法计算快速，能够准确的进行饱和度追踪和计算产出动态，所得分层注水方案较好的实现降水增油效果，实际油藏优化后预测年增油近五万方，为油田注采方案实时优化提供了新思路。

在上述技术方案的基础上，本发明还可以做如下改进。

进一步，所述步骤2具体包括以下步骤：

S201，以所述连通单元为对象建立物质平衡方程：

其中，t为时间，i，j为井序号，k为油层序号，N_l为油层数，N_w为注采井数，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负，C_tk为第k层的综合压缩系数，V_pik为第k层第i井的泄油体积；

S202，采用定液和定压两种方式对所述物质平衡方程进行隐式差分求解，生成井间连通单元之间的流量

其中，n为当前时刻，q_ijk为第k层i井与j井间连通单元内部流量，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，T_ijk为第k层i井和j井间的平均传导率；

S203，当上游井点j饱和度介于前缘饱和度和束缚水饱和度之间且下游井点i为束缚水饱和度状态时，利用激波的求解方法，将饱和度面在连通单元中的推进速度记为ν_ijk：

设井间连通单元长度为L_ijk，饱和度面在连通单元中从上游节点j出发运动的时间为Δn，此时井点i饱和度计算结果为：

其中，n为当前时刻，n′为上一时刻，f_w为含水率，f_w′(s_wijk)为在第k层从第j井追踪到第i井处的含水率导数，f_w′(S_wjk)为第j井在第k层的含水率导数，F_vijk为从第j井流向第i井在第k层的无因次累计流量，L_ijk为i井与j井在第k层距离，S_wijk为第k层i井与j井间连通单元的含水饱和度，S_wik为第i井在第k层的含水饱和度，V_ijk为第k层i井与j井间连通体积，ν_ijk为第k层i井与j井连通单元内部饱和度面推进速度。

采用上述进一步方案的有益效果是：本进一步技术方案中对饱和度追踪方法进行了改进，解决了在驱替过程中当上游井点饱和度介于束缚水饱和度和驱替前缘饱和度之间时，现有技术的饱和度追踪方法难以准确求解饱和度分布状态的问题，饱和度计算方法更加精确，生成的井点处各层油水两相产出动态指标也更加准确，进一步提高了油藏开发的效果。

进一步，所述步骤4具体为：

S401，通过步骤3优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并采集油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率；

S402，对注水井各层段注水效率进行评价，若注水井的注水效率小于所述区块平均注水效率，则进行降注，否则进行增注，并生成第一次优化后的油藏开发生产方法，具体优化后注水井各层注入量为：

其中，η_ik为该井在第k层调整权重，具体计算公式如下：

其中Wef为区块的注水效率，Wef_ik为第i口注水井在第k层注水效率，Wef_max，Wef_min为当前注水井中最低和最高效率，α为产液调整指数，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，η_max，η_min为液量调整系数的上下限，m为优化阶段最后时刻；

S403，采用第一次优化后的油藏开发生产方法计算最后时刻各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对油藏开发生产方法进行第二次优化，具体配产优化计算公式为：

其中A_ijk为第i口注水井向第j口井在第k层注水劈分系数，m为优化阶段最后时刻，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，为优化后注水井各层注入量，N_I为注水井数，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负；

S404，采用第二次优化后的油藏开发生产方法模拟预设时间后，重复步骤S401-S403，再次对当前油藏开发生产方法进行优化。

采用上述进一步方案的有益效果是：本进一步技术方案可以减小低效水驱方向流量，提高区块注水效率，同时实现油藏注采政策动态优化。

进一步，η_min＝-0.5，η_max＝0.5，α取值为2。

为了解决本发明的技术问题，还提供了一种基于连通性方法的油藏开发生产优化***，包括：

模型建立模块，用于建立用于模拟井间油水动态的初始连通性模型，所述初始连通性模型将油藏注采***离散成井与井之间的连通单元，每个连通单元由传导率和控制体积两个特征参数表征；

计算模块，用于基于连通单元并通过物质平衡方程和水驱前缘推进方程进行井点压力和井间流量计算，并进行饱和度追踪，生成井点处的当前油水产出动态指标；

反演模块，用于采用油藏的历史油水产出动态指标对所述当前油水产出动态指标进行自动拟合反演，调整所述初始连通性模型的特征参数，并生成优化后的连通性模型；

优化模块，用于通过所述优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并获取油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率，根据各层段的注水效率和所述区块平均注水效率的比较结果对注水井的当前开发生产方法进行第一次优化；采用优化后的注水井开发生产方法计算各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对优化后的注水井开发生产方法进行第二次优化。

本发明的有益效果是：本发明的技术方案综合井间连通关系和注水效率反演结果建立了一种新的多层油藏分层精细注水优化方法，以降低低效水窜流量和提高注水效率为目标，通过迭代优化求解自动制定油水井分层注采方案，实现多层油藏动态配产的配注设计。同时设计方法计算快速，能够准确的进行饱和度追踪和计算产出动态，所得分层注水方案较好的实现降水增油效果，实际油藏优化后预测年增油近五万方，为油田注采方案实时优化提供了新思路。

进一步，所述计算模块具体包括：

模型建立单元，用于以所述连通单元为对象建立以下物质平衡方程：

其中，t为时间，i，j为井序号，k为油层序号，N_l为油层数，N_w为注采井数，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负，C_tk为第k层的综合压缩系数，V_pik为第k层第i井的泄油体积；

第一计算单元，用于采用定液和定压两种方式对所述物质平衡方程进行隐式差分求解，生成井间连通单元之间的流量为：

其中，n为当前时刻，q_ijk为第k层i井与j井间连通单元内部流量，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，T_ijk为第k层i井和j井间的平均传导率；

第二计算单元，用于当上游井点j饱和度介于前缘饱和度和束缚水饱和度之间且下游井点i为束缚水饱和度状态时，利用激波的求解方法，将饱和度面在连通单元中的推进速度记为ν_ijk：

并设井间连通单元长度为L_ijk，饱和度面在连通单元中从上游节点j出发运动的时间为Δn，生成井点i饱和度计算结果为：

其中，n为当前时刻，n′为上一时刻，f_w为含水率，f_w′(s_wijk)为在第k层从第j井追踪到第i井处的含水率导数，f_w′(S_wjk)为第j井在第k层的含水率导数，F_vijk为从第j井流向第i井在第k层的无因次累计流量，L_ijk为i井与j井在第k层距离，S_wijk为第k层i井与j井间连通单元的含水饱和度，S_wik为第i井在第k层的含水饱和度，V_ijk为第k层i井与j井间连通体积，ν_ijk为第k层i井与j井连通单元内部饱和度面推进速度。

采用上述进一步方案的有益效果是：本进一步技术方案中对饱和度追踪方法进行了改进，解决了在驱替过程中当上游井点饱和度介于束缚水饱和度和驱替前缘饱和度之间时，现有技术的饱和度追踪方法难以准确求解饱和度分布状态的问题，饱和度计算方法更加精确，生成的井点处各层油水两相产出动态指标也更加准确，进一步提高了油藏开发的效果。

进一步，所述优化模块具体包括：

第三计算单元，用于通过优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并采集油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率；

第一优化单元，用于对注水井各层段注水效率进行评价，若注水井的注水效率小于所述区块平均注水效率，则进行降注，否则进行增注，并生成第一次优化后的油藏开发生产方法，具体优化后注水井各层注入量为：

其中，η_ik为该井在第k层调整权重，具体计算公式如下：

其中Wef为区块的注水效率，Wef_ik为第i口注水井在第k层注水效率，Wef_max，Wef_min为当前注水井中最低和最高效率，α为产液调整指数，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，η_max，η_min为液量调整系数的上下限，m为优化阶段最后时刻；

第二优化单元，用于采用第一次优化后的油藏开发生产方法计算最后时刻各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对油藏开发生产方法进行第二次优化，具体配产优化计算公式为：

其中A_ijk为第i口注水井向第j口井在第k层注水劈分系数，m为优化阶段最后时刻，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，为优化后注水井各层注入量，N_I为注水井数，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负。

采用上述进一步方案的有益效果是：本进一步技术方案可以减小低效水驱方向流量，提高区块注水效率，同时实现油藏注采政策动态优化。

进一步，η_min＝-0.5，η_max＝0.5，α取值为2。

附图说明

图1为本发明实施例1提供的基于连通性方法的油藏开发生产优化方法的流程示意图；

图2为饱和度追踪示意图；

图3为概念油藏模型井位示意图；

图4为W2井产水曲线对比图；

图5a为实施例2中概念油藏渗透率场的第一层渗透率；

图5b为实施例2中概念油藏渗透率场的第二层渗透率；

图6a为实施例2中区块产油拟合结果；

图6b为实施例2中单井产油速度拟合结果；

图7a为实施例2中第一层油藏模型参数反演结果；

图7b为实施例2中第二层油藏模型参数反演结果；

图8a为实施例2中第一层注水劈分状况；

图8b为实施例2中第二层注水劈分状况；

图9为实施例2中分层注水效率评价；

图10a为实施例2中注水井优化方案；

图10b为实施例2中生产井优化方案；

图11为实施例2中优化前后区块生产指标变化；

图12a为实施例2中第一层优化前各层剩余油对比；

图12b为实施例2中第一层优化后各层剩余油对比；

图12c为实施例2中第二层优化前各层剩余油对比；

图12d为实施例2中第二层优化后各层剩余油对比；

图13a为实施例3中区块累产油拟合结果；

图13b为实施例3中区块含水率拟合结果；

图14a为实施例3中第一层注水劈分曲线图；

图14b为实施例3中第二层注水劈分曲线图；

图14c为实施例3中第三层注水劈分曲线图；

图15为实施例3中分层注水效率图；

图16a为实施例3中注水井优化方案；

图16b为实施例3中生产井优化方案；

图17为实施例3中区块优化前后指标对比图；

图18为本发明实施例4提供的基于连通性方法的油藏开发生产优化***的结构示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。

图1为本发明实施例1提供的基于连通性方法的油藏开发生产优化方法的流程示意图，如图1所示，包括以下步骤：

步骤1，建立用于模拟井间油水动态的初始连通性模型，所述初始连通性模型将油藏注采***离散成井与井之间的连通单元，每个连通单元由传导率和控制体积两个特征参数表征；

步骤2，基于连通单元并通过物质平衡方程和水驱前缘推进方程进行井点压力和井间流量计算，并进行饱和度追踪，生成井点处的当前油水产出动态指标；

步骤3，采用油藏的历史油水产出动态指标对所述当前油水产出动态指标进行自动拟合反演，调整所述初始连通性模型的特征参数，并生成优化后的连通性模型；

步骤4，通过所述优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并获取油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率，根据各层段的注水效率和所述区块平均注水效率的比较结果对注水井的当前开发生产方法进行第一次优化；采用优化后的注水井开发生产方法计算各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对优化后的注水井开发生产方法进行第二次优化。

本发明实施例的技术方案综合井间连通关系和注水效率反演结果建立了一种新的多层油藏分层精细注水优化方法，以降低低效水窜流量和提高注水效率为目标，通过迭代优化求解自动制定油水井分层注采方案，实现多层油藏动态配产的配注设计。同时设计方法计算快速，能够准确的进行饱和度追踪和计算产出动态，所得分层注水方案较好的实现降水增油效果，实际油藏优化后预测年增油近五万方，为油田注采方案实时优化提供了新思路。

以下对上述方案进行详细说明。

上述实施例的步骤1中，首先根据注采数据建立用于模拟井间油水动态的初始连通性模型，基本原理是将非均质多层油藏离散成一系列由井间传导率(T_ijk)和连通体积(V_pijk)参数表征的井间连通单元，以连通单元为对象建立物质平衡方程：

考虑定液定压两种生产方式，对式(1)隐式差分求解后，可得井间连通单元之间的流量

在另一实施例中求得流量以后，可以采用克莱驱油理论，将连通单元内部的油水流动视作一维水驱油问题，以井点为结算对象，利用上游权方法如式(3)所示对连通单元内饱和度进行计算，进而计算油水产出动态：

式中：为在第k层从第j井追踪到第i井处的含水率导数；为第j井在第k层的含水率导数；为从第j井流向第i井的从0到n时刻无因次累积流量。

在其他实施例中，在处理实际的油藏计算过程当中，由于关停井、注采转换等油田措施，导致井底流型剧变，该方法无法处理，为了保证饱和度稳定性，可以采用液流转向后的饱和度反向追踪计算方法，在每一次计算饱和度过程中，都按照正向和方向追踪一次，取其最小值，保证在频繁液流转向的情况下都实现饱和度的精确计算，含水率导数计算公式如下：

式中，ij其k中与代表从0时刻直到n′时刻及n时刻的i井流向j井的无因次累计流量；代表从n′时刻到n时刻从j井流向i井的反向无因次累计流量。

连通单元内部的等饱和度面移动规律与波的传播规律类似，油水饱和度分布计算可转化为黎曼问题，采用激波理论求解。根据初值条件下等饱和度间断面左右饱和度情况，可将油水等饱和度面的移动方程分解为激波，疏散波和复合波三种形式求解。

由贝克莱驱油理论可知，任意等饱和度面推进速度等于该点处含水率对其饱和度导数。例如某个连通单元上游井点j与下游井点i，初始饱和度均大于前缘饱和度，如图2所示。在该连通单元饱和度分布上，两个任意指定的饱和度面对应的推进速度分别f_w'(S_w1)和f_w'(S_w2)，由其饱和度可知f_w'(S_w1)＜f_w'(S_w2)，从而两个等饱和度面距离随着时间推移，逐步疏远，因此该饱和度追踪计算属于疏散波。当某个连通单元上下游井点饱和度均小于前缘饱和度如红色线条所示，则间断面上下的饱和度面推进速度为f_w'(S_w3)和f_w'(S_wc)，由其饱和度可知f_w'(S_w3)＞f_w'(S_wc)，两个饱和度面随着时间推移会相遇，并接着以f_w'(S_w3)的速度向下游推进，波及过的区域，饱和度变为S_w3，这种类型为激波。而复合波则是由疏散波和激波组合而成，如图2所示，上游井点饱和度大于前缘饱和度，下游小于前缘饱和度。从上游井点至油水前缘处，为疏散波，而油水前缘至下游井点则为激波。

式(4)能够很好求解上游井点含水饱和度大于前缘饱和度时连通单元内饱和度分布问题，如图2中所示两种饱和度分布状况。然而在驱替过程中，假如上游井点饱和度介于束缚水饱和度和驱替前缘饱和度之间时，该上游井点所属下游连通单元内，实际上仍以低于前缘饱和度激波在向下游推进，如图2中所示，式(4)无法描绘这一现象，从而导致含水前缘突破相比于实际情况会存在滞后效应，突破后含水上升相比实际更快。

针对该问题，本实施例的技术方案对饱和度追踪方法进行了改进，针对存在上游井点j饱和度介于前缘饱和度和束缚水饱和度之间，下游井点i为束缚水饱和度状态时，利用激波的求解方法，将饱和度面在连通单元中的推进速度记为ν_ijk：

设井间连通单元长度为L_ijk，上游井点j为坐标记饱和度面从上游节点出发运动Δn时间，从而此时井点i饱和度计算结果表达如下：

当v_ijkΔn＞L_ijk时，则该饱和度面驱替至下游井点i处，此时，井点i处含水率可按分流量方程进行计算，否则井点产出仍为纯油流流动。

综上所述饱和度计算过程，最后改进后的井点饱和度计算公式如下：

为了对改进后的饱和度追踪方法进行验证，采用ECLIPSE模拟器与改进前后的饱和度追踪方法进行对比，设计了“丁”形概念油藏算例，井位分布如图3所示，共4口井，I1，I2为两口水井，W1关井，W2井生产，其中I1，I2注入速度为15方/天，W2生产速度30方/天，油水粘度分别为20mPa·s，1mPa·s，地层渗透率1000mD，共生产100天。从图4中可以看出改进后的饱和度前缘方法能够与商业软件油藏网格模型的见水规律基本一致，证明了改进后的方法计算更为准确。由井位分布可知，由于I1井水驱前缘会优先抵达W2井，随后I2的水驱前缘抵达W2井。因此W2井含水率会出现两个阶梯状跃变，按照改进前饱和度计算方法，当W1井计算井点饱和度低于含水前缘饱和度时，则默认W1至W2连通单元内部一直为纯油流，从而导致W2井见水突破滞后，而改进后的方法则能够精确模拟这个问题。

综上改进后的饱和度追踪方法能够兼顾低含水期饱和度追踪计算。改进后饱和度追踪方法仍为半解析，且压力方程维数低，整个过程运算代价远远小于传统油藏模拟，且计算稳定，能满足现场实时动态反演和方案决策。

具体的步骤3中，可以采用随机扰动近似方法和投影梯度方法等方法对初始连通性模型进行反演，调整所述初始连通性模型的特征参数，具体方法在公开的文献中有记载，在此不进行详细说明。

利用本发明步骤3优化后连通性模型，可以输出各时刻油井分层产液、产油和水井分层注水劈分系数等信息，揭示油藏平面、纵向上注采井间相互作用关系。具体如下，

式中，分别为第i井第k层的日产液劈分系数和第k层的日产油劈分系数、第i井和第j井间在第k层的注水劈分系数。

利用上述信息可进一步精确计算水井每层注水效率，它是指注水井在每一层向周边油井供水驱替出的原油的总量与其在该层注水量比值，即：

由式(10)可知，注水井注水效率可以反映出水井及周边油井内连通单元驱替状况，注水效率越小，说明单位注入水情况下驱替出原油较少，耗水率较大，周围可能存在优势流道，造成一定无效水循环。

由此，本发明的技术方案提出基于连通性模型提出分层注水动态优化的基本思想：通过计算最后时刻所有注水井在各层段注水效率与区块注水效率相对比，其注水效率高于区块注水效率则进行增注，反之则进行减注，然后在调整后的注水井的工作制度的基础之上，依据各水井向各油井的注水劈分系数，对油井的工作制度进行调整，从而减小低效水驱方向流量，提高区块注水效率。在生产一段时间后，重新评价注水效率，再次调整注采工作制度，实现油藏注采政策动态优化。

分层注水动态优化方法具体工作流程如下：

(1)获取油藏开发历史最后m时刻的区块平均注水效率，即区块产油量除以区块注水量，计算公式如下:

(2)对水井各层注水效率进行评价，如果注水井注水效率Wef_ik＜Wef那么则需要降注，反之则增注，具体优化后水井各层注入量为：

其中，η_ik为该井在第k层调整权重，具体计算公式如下：

通常考虑实际区块生产情况约束，注采井液量调整受限，一般推荐η_min＝-0.5，η_max＝0.5，即液量幅度波动不超过50％，Wef_min与Wef_max为单井中注水效率最低和最高值，α为指数项，一般推荐取值2，来约束η_ik的大小。

(3)分层注水方案优化完成后，依据水井注水量优化后改变量和最后时刻向周围油井的劈分系数对产油井的产液量进行优化。其配产计算公式如下：

至此，油水井下一阶段注采优化方案已制定完成，带入多层油藏井间连通性模型中进行模拟一段时间，重新计算劈分系数以及注水效率，重复以上步骤(1)～(3)，再次制定注采优化方案，实现动态的配产配注优化。

上述公式中各符合的释义如下：

A_ik——第i口在第k层产液劈分量，f；A_ijk——第i口注水井向第j口井在第k层注水劈分系数，f；A_oik——第i口生产井在第k层产油劈分量，f；C_tk——第k层的综合压缩系数，MPa^-1；f_w——含水率，f；f_w′(s_wijk)——在第k层从第j井追踪到第i井处的含水率导数；f_w′(S_wjk)——第j井在第k层的含水率导数；F_vijk——从第j井流向第i井在第k层的无因次累计流量；L_ijk——i井与j井在第k层距离；N_l——油层数；N_w——注采井数；N_I——注水井数；p_i，p_j——第i井和第j井泄油区内的平均压力，MPa；q_i——第i井流量，注入为正、产出为负，m³/s；q_ijk——第k层i井与j井间连通单元内部流量，m³/s；S_wc——束缚水饱和度，f；S_wf——水驱前缘饱和度，f；S_wijk——第k层i井与j井间连通单元的含水饱和度，f；S_wik——第i井在第k层的含水饱和度，f；t——时间，s；T_ijk——第k层i井和j井间的平均传导率，m³/(s·MPa)；V_ijk——第k层i井与j井间连通体积，m³；V_pik——第k层第i井的泄油体积，m³；ν_ijk——第k层i井与j井连通单元内部饱和度面推进速度，m/s；Wef——区块的注水效率，f；Wef_ik——第i口注水井在第k层注水效率；Wef_max，Wef_min——当前注水井中最低和最高效率，f；α——产液调整指数；η_ik——第i口注水井在第k层的液量调整系数；η_max，η_min——液量调整系数的上下限。上标：m——优化阶段最后时刻；n——当前时刻，s；n′——上一时刻，s。下标：i，j——井序号；k——油层序号。

以下通过具体实施例2进行说明。

实施例2借助油藏数值模拟技术构建了一个网格划分为21×21×2的存在高渗带正韵律油藏，网格大小为DX＝DY＝20m,DZ＝10m，油藏9口井5注4采，分注合采，渗透率场分布如图5a、图5b所示，初始油藏饱和度为0.2，油水粘度分别为1.0和20.0mPa·s。采用成熟的数模软件对该油藏进行了生产动态模拟运算，模拟生产时间为900天，油藏整体注采平衡，最终区块含水率达到82.0％。

采用多层油藏井间连通性对前900天生产动态进行模拟，运算一次耗时为0.22秒，相比ECLIPSE模拟一次耗时20秒，提速近百倍。然后，将连通性模型模拟动态与ECLIPSE模型的生产动态进行历史拟合，拟合过程中采用随机扰动近似梯度算法进行优化计算，经过50多步迭代优化拟合收敛。图6a、图6b为区块及单井生产动态拟合结果，拟合效果较好。图7a、图7b为油藏井间传导率反演结果，括号中的一个数值为传导率，m³/(MPa·s-1)，第二个值为控制体积，104m³，其中一条为高渗条带，一条为中等程度连通，另一条为连通程度相对较低，基本与概念油藏的渗透率场相符，验证了反演后模型参数能够把握油藏的主要地质特征。图8a、图8b所示反演后各层水井劈分系数结果，W5井在第一层向P1～P4井的劈分大小分别为0.48，0.15，0.27，0.10，W5井在第二层向P1～P4井的劈分大小为0.27，0.29，0.30，0.14，其中三角箭头越大则表明该油水井间劈分流量越大，水流劈分主要沿着高渗条带流动与实际地质特征的机理分析是一致的，可以看出反演后连通性模型能够表征实际油藏流动规律及高渗条带对油水流动的影响。

根据公式(11)、(12)，对最后生产时刻的油藏单井各层及区块的注水效率进行计算，如图9所示，区块的注水效率为0.17，即区块注入一方水大约产出0.17方油。由于地质模型中第二层渗透率级差相比与第一层更高，水流更容易沿着高渗条带窜流，无效水循环现象严重，导致第二层单井注水效率明显下降，反演所得信息与机理分析一致。

根据分层注水动态优化工作流程，根据公式(13)～(15)对油藏的注采工作制度保持注采比进行优化，共优化540天，分3个调控步，每步180天，优化后工作制度如图10a、图10b所示，由于第一层注水井效率均大于区块注水效率，在优化方案中第一层第一次调控注水量大幅增加，注水井在第二层注水效率均低于区块注水效率，第二层则注入量大幅减小，从而降低了第二层高渗层无效水循环的流量，抑制了高耗水驱，改善了层间及注采矛盾，实现了多层油藏均匀驱替效果。对于油井，可以看到由于区块高渗条带的存在剩余主要富集于生产井P2与P4之间，这两口井相应产液量大幅提升，P1保持稳定，P3则降液稳水。

优化后的区块指标如图11所示，从区块产油速度曲线可以看出，通过分层精细注水优化调整工作制度，起到了降水增油的效果。通过540天维持注采比的工作制度调整，优化后的区块累产油升高了3660方，含水率则相比于优化前的下降了0.5％。将优化后的工作制度带入ECLIPSE油藏模拟器，并对比了按照原始注采方案一直生产的油藏模型剩余油情况，如图12a、图12b、图12c、图12d所示。优化后两层的剩余油明显下降，说明了通过利用连通性方法模拟的注水劈分及注水效率信息，实现了在维持注采井网的条件下仅通过注采液量调整实现多层油藏剩余油挖潜。

实施例3涉及到一块海外多层水驱油田，某实验区12口井6注6采，进行模拟计算，该油藏总共分三层，分注合采，通过自动历史拟合前2011天，反演模型参数，输出最后时刻注水劈分及驱油效率等信息，进而对油藏开发方案进行调整。

区块累产油和含水率生产动态历史拟合如图13a、图13b所示，该图显示油藏油水动态得到了较好的拟合，拟合相关系数达到95％以上。同时，依据反演后的参数场结果，模拟输出了最后时刻的各层注水劈分信息，以及注水效率，其中区块注水效率为0.34，如图14a、图14b、图14c及图15所示。依据该信息对该区块进行了540天分层注水动态优化工作，共分三次注采调控，每步180天，优化后的注采量工作制度如图16a、图16b所示，可以看到，与区块注水效偏差较大的注水井注入量得到了大幅的调整，相近的水井，注入量波动不大。经过三次分层注水动态优化配置，区块优化后的生产指标如图17所示，优化方案起到了明显的降水增油效果，含水率下降了1.6％，累产油增加了7.05万方。

综上，本发明提供的油藏开发生产优化方法具有以下有益效果：

(1)改进后的饱和度追踪方法较好的刻画了连通单元内各种饱和度面推进过程，可以更好模拟多层油藏中复杂的油水流动规律，尤其是在中低含水阶段；

(2)所建模型取得了较好的自动历史拟合效果，所得井间连通性参数与概念模型地质特征相吻合，有效揭示低效水窜方向，且分层注水优化方法改善了注采矛盾，提高注水利用效率，实际油藏优化后含水率下降1.6％，累产油增加7.05万方；

(3)所提出的分层注水优化方法的本质是在定量认识注采井间连通状况和流动关系的基础上，通过降低低效水驱方向的流量分布，抑制高耗水驱水窜，实现降水增油的效果。该方法计算快速，不依赖复杂地质建模，可与现有分层实时注水工艺技术相融合，进一步满足大数据化的油田开发生产决策需求。

图18为本发明实施例4提供的基于连通性方法的油藏开发生产优化***的结构示意图，如图18所示，包括：

模型建立模块，用于建立用于模拟井间油水动态的初始连通性模型，所述初始连通性模型将油藏注采***离散成井与井之间的连通单元，每个连通单元由传导率和控制体积两个特征参数表征；

计算模块，用于基于连通单元并通过物质平衡方程和水驱前缘推进方程进行井点压力和井间流量计算，并进行饱和度追踪，生成井点处的当前油水产出动态指标；

反演模块，用于采用油藏的历史油水产出动态指标对所述当前油水产出动态指标进行自动拟合反演，调整所述初始连通性模型的特征参数，并生成优化后的连通性模型；

优化模块，用于通过所述优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并获取油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率，根据各层段的注水效率和所述区块平均注水效率的比较结果对注水井的当前开发生产方法进行第一次优化；采用优化后的注水井开发生产方法计算各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对优化后的注水井开发生产方法进行第二次优化。

上述实施例中综合井间连通关系和注水效率反演结果建立了一种新的多层油藏分层精细注水优化方法，以降低低效水窜流量和提高注水效率为目标，通过迭代优化求解自动制定油水井分层注采方案，实现多层油藏动态配产的配注设计。同时设计方法计算快速，能够准确的进行饱和度追踪和计算产出动态，所得分层注水方案较好的实现降水增油效果，实际油藏优化后预测年增油近五万方，为油田注采方案实时优化提供了新思路。

优选实施例中，所述计算模块具体包括：

模型建立单元，用于以所述连通单元为对象建立以下物质平衡方程：

其中，t为时间，i，j为井序号，k为油层序号，N_l为油层数，N_w为注采井数，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负，C_tk为第k层的综合压缩系数，V_pik为第k层第i井的泄油体积；

第一计算单元，用于采用定液和定压两种方式对所述物质平衡方程进行隐式差分求解，生成井间连通单元之间的流量为：

其中，n为当前时刻，q_ijk为第k层i井与j井间连通单元内部流量，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，T_ijk为第k层i井和j井间的平均传导率；

第二计算单元，用于当上游井点j饱和度介于前缘饱和度和束缚水饱和度之间且下游井点i为束缚水饱和度状态时，利用激波的求解方法，将饱和度面在连通单元中的推进速度记为ν_ijk：

并设井间连通单元长度为L_ijk，饱和度面在连通单元中从上游节点j出发运动的时间为Δn，生成井点i饱和度计算结果为：

其中，n为当前时刻，n′为上一时刻，f_w为含水率，f_w′(s_wijk)为在第k层从第j井追踪到第i井处的含水率导数，f_w′(S_wjk)为第j井在第k层的含水率导数，F_vijk为从第j井流向第i井在第k层的无因次累计流量，L_ijk为i井与j井在第k层距离，S_wijk为第k层i井与j井间连通单元的含水饱和度，S_wik为第i井在第k层的含水饱和度，V_ijk为第k层i井与j井间连通体积，ν_ijk为第k层i井与j井连通单元内部饱和度面推进速度。

上述优选实施例中对饱和度追踪方法进行了改进，解决了在驱替过程中当上游井点饱和度介于束缚水饱和度和驱替前缘饱和度之间时，现有技术的饱和度追踪方法难以准确求解饱和度分布状态的问题，饱和度计算方法更加精确，生成的井点处各层油水两相产出动态指标也更加准确，进一步提高了油藏开发的效果。

另一优选实施例中，所述优化模块具体包括：

第三计算单元，用于通过优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并采集油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率；

第一优化单元，用于对注水井各层段注水效率进行评价，若注水井的注水效率小于所述区块平均注水效率，则进行降注，否则进行增注，并生成第一次优化后的油藏开发生产方法，具体优化后注水井各层注入量为：

其中，η_ik为该井在第k层调整权重，具体计算公式如下：

其中Wef为区块的注水效率，Wef_ik为第i口注水井在第k层注水效率，Wef_max，Wef_min为当前注水井中最低和最高效率，α为产液调整指数，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，η_max，η_min为液量调整系数的上下限，具体的η_min＝-0.5，η_max＝0.5，α取值为2，m为优化阶段最后时刻；

第二优化单元，用于采用第一次优化后的油藏开发生产方法计算最后时刻各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对油藏开发生产方法进行第二次优化，具体配产优化计算公式为：

其中A_ijk为第i口注水井向第j口井在第k层注水劈分系数，m为优化阶段最后时刻，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，为优化后注水井各层注入量，N_I为注水井数，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负。

上述优选实施例可以减小低效水驱方向流量，提高区块注水效率，同时实现油藏注采政策动态优化。

尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。

Claims (8)

1.一种基于连通性方法的油藏开发生产优化方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1，建立用于模拟井间油水动态的初始连通性模型，所述初始连通性模型将油藏注采***离散成井与井之间的连通单元，每个连通单元由传导率和控制体积两个特征参数表征；

步骤2，基于连通单元并通过物质平衡方程和水驱前缘推进方程进行井点压力和井间流量计算，并进行饱和度追踪，生成井点处的当前油水产出动态指标；

步骤3，采用油藏的历史油水产出动态指标对所述当前油水产出动态指标进行自动拟合反演，调整所述初始连通性模型的特征参数，并生成优化后的连通性模型；

步骤4，通过所述优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并获取油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率，根据各层段的注水效率和所述区块平均注水效率的比较结果对注水井的当前开发生产方法进行第一次优化；采用优化后的注水井开发生产方法计算各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对优化后的注水井开发生产方法进行第二次优化。

2.根据权利要求1所述的基于连通性方法的油藏开发生产优化方法，其特征在于，所述步骤2具体包括以下步骤：

S201，以所述连通单元为对象建立物质平衡方程：

其中，t为时间，i，j为井序号，k为油层序号，N_l为油层数，N_w为注采井数，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负，C_tk为第k层的综合压缩系数，V_pik为第k层第i井的泄油体积；

S202，采用定液和定压两种方式对所述物质平衡方程进行隐式差分求解，生成井间连通单元之间的流量

其中，n为当前时刻，q_ijk为第k层i井与j井间连通单元内部流量，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，T_ijk为第k层i井和j井间的平均传导率；

S203，当上游井点j饱和度介于前缘饱和度和束缚水饱和度之间且下游井点i为束缚水饱和度状态时，利用激波的求解方法，将饱和度面在连通单元中的推进速度记为ν_ijk：

设井间连通单元长度为L_ijk，饱和度面在连通单元中从上游节点j出发运动的时间为Δn，此时井点i饱和度计算结果为：

其中，n为当前时刻，n′为上一时刻，f_w为含水率，f′_w(s_wijk)为在第k层从第j井追踪到第i井处的含水率导数，f′_w(S_wjk)为第j井在第k层的含水率导数，F_vijk为从第j井流向第i井在第k层的无因次累计流量，L_ijk为i井与j井在第k层距离，S_wijk为第k层i井与j井间连通单元的含水饱和度，S_wik为第i井在第k层的含水饱和度，V_ijk为第k层i井与j井间连通体积，ν_ijk为第k层i井与j井连通单元内部饱和度面推进速度。

3.根据权利要求1或2所述的基于连通性方法的油藏开发生产优化方法，其特征在于，所述步骤4具体为：

S401，通过步骤3优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并采集油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率；

S402，对注水井各层段注水效率进行评价，若注水井的注水效率小于所述区块平均注水效率，则进行降注，否则进行增注，并生成第一次优化后的油藏开发生产方法，具体优化后注水井各层注入量为：

其中，η_ik为该井在第k层调整权重，具体计算公式如下：

其中Wef为区块的注水效率，Wef_ik为第i口注水井在第k层注水效率，Wef_max，Wef_min为当前注水井中最低和最高效率，α为产液调整指数，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，η_max，η_min为液量调整系数的上下限，m为优化阶段最后时刻；

S403，采用第一次优化后的油藏开发生产方法计算最后时刻各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对油藏开发生产方法进行第二次优化，具体配产优化计算公式为：

其中A_ijk为第i口注水井向第j口井在第k层注水劈分系数，m为优化阶段最后时刻，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，为优化后注水井各层注入量，N_I为注水井数，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负；

S404，采用第二次优化后的油藏开发生产方法模拟预设时间后，重复步骤S401-S403，再次对当前油藏开发生产方法进行优化。

4.根据权利要求3所述的基于连通性方法的油藏开发生产优化方法，其特征在于，η_min＝-0.5，η_max＝0.5，α取值为2。

5.一种基于连通性方法的油藏开发生产优化***，其特征在于，包括：

模型建立模块，用于建立用于模拟井间油水动态的初始连通性模型，所述初始连通性模型将油藏注采***离散成井与井之间的连通单元，每个连通单元由传导率和控制体积两个特征参数表征；

计算模块，用于基于连通单元并通过物质平衡方程和水驱前缘推进方程进行井点压力和井间流量计算，并进行饱和度追踪，生成井点处的当前油水产出动态指标；

反演模块，用于采用油藏的历史油水产出动态指标对所述当前油水产出动态指标进行自动拟合反演，调整所述初始连通性模型的特征参数，并生成优化后的连通性模型；

优化模块，用于通过所述优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并获取油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率，根据各层段的注水效率和所述区块平均注水效率的比较结果对注水井的当前开发生产方法进行第一次优化；采用优化后的注水井开发生产方法计算各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对优化后的注水井开发生产方法进行第二次优化。

6.根据权利要求5所述的基于连通性方法的油藏开发生产优化***，其特征在于，所述计算模块具体包括：

模型建立单元，用于以所述连通单元为对象建立以下物质平衡方程：

其中，t为时间，i，j为井序号，k为油层序号，N_l为油层数，N_w为注采井数，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负，C_tk为第k层的综合压缩系数，V_pik为第k层第i井的泄油体积；

第一计算单元，用于采用定液和定压两种方式对所述物质平衡方程进行隐式差分求解，生成井间连通单元之间的流量为：

其中，n为当前时刻，q_ijk为第k层i井与j井间连通单元内部流量，p_i，p_j为第i井和第j井泄油区内的平均压力，T_ijk为第k层i井和j井间的平均传导率；

第二计算单元，用于当上游井点j饱和度介于前缘饱和度和束缚水饱和度之间且下游井点i为束缚水饱和度状态时，利用激波的求解方法，将饱和度面在连通单元中的推进速度记为ν_ijk：

并设井间连通单元长度为L_ijk，饱和度面在连通单元中从上游节点j出发运动的时间为Δn，生成井点i饱和度计算结果为：

其中，n为当前时刻，n′为上一时刻，f_w为含水率，f′_w(s_wijk)为在第k层从第j井追踪到第i井处的含水率导数，f′_w(S_wjk)为第j井在第k层的含水率导数，F_vijk为从第j井流向第i井在第k层的无因次累计流量，L_ijk为i井与j井在第k层距离，S_wijk为第k层i井与j井间连通单元的含水饱和度，S_wik为第i井在第k层的含水饱和度，V_ijk为第k层i井与j井间连通体积，ν_ijk为第k层i井与j井连通单元内部饱和度面推进速度。

7.根据权利要求5或6所述的基于连通性方法的油藏开发生产优化***，其特征在于，所述优化模块具体包括：

第三计算单元，用于通过优化后的连通性模型计算最后时刻所有注水井在各层段的注水效率，并采集油藏开发历史最后时刻的区块平均注水效率；

第一优化单元，用于对注水井各层段注水效率进行评价，若注水井的注水效率小于所述区块平均注水效率，则进行降注，否则进行增注，并生成第一次优化后的油藏开发生产方法，具体优化后注水井各层注入量为：

其中，η_ik为该井在第k层调整权重，具体计算公式如下：

其中Wef为区块的注水效率，Wef_ik为第i口注水井在第k层注水效率，Wef_max，Wef_min为当前注水井中最低和最高效率，α为产液调整指数，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，η_max，η_min为液量调整系数的上下限，m为优化阶段最后时刻；

第二优化单元，用于采用第一次优化后的油藏开发生产方法计算最后时刻各水井向周围油井的注水劈分系数，并根据所述注水劈分系数对油藏开发生产方法进行第二次优化，具体配产优化计算公式为：

其中A_ijk为第i口注水井向第j口井在第k层注水劈分系数，m为优化阶段最后时刻，η_ik为第i口注水井在第k层的液量调整系数，为优化后注水井各层注入量，N_I为注水井数，q_i为第i井流量，注入为正、产出为负。

8.根据权利要求7所述的基于连通性方法的油藏开发生产优化***，其特征在于，η_min＝-0.5，η_max＝0.5，α取值为2。