周16油藏注采实时优化数值模拟分析

周16油藏注采实时优化数值模拟分析
伍世英;喻高明;赵辉
【摘要】针对周16油藏的开发现状及油藏的实际情况，对该油藏进行注采实时优化数值模拟分析，研究表明，与常规注采方案相比，采用注采实时优化方案的开发效果更好；注水量和采液量无约束优化方案比注水量和采液量有约束优化方案更具有优势，建议生产开发中多加以采用。

【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》
【年(卷),期】2014(000)011
【总页数】4页(P132-135)
【关键词】注采实时优化技术;油藏数值模拟;提高采出程度
【作者】伍世英;喻高明;赵辉
【作者单位】长江大学石油工程学院，湖北武汉430100;长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100;长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100
【正文语种】中文
【中图分类】TE323
周16油藏经过6年来的开发，注水利用率低，开发效果逐渐变差；剩余油分布在构造高部位、油层边部、水驱不完善的地方，受构造、物性等的影响。

为此，根据剩余油分布研究成果，对周16油藏开发调整方案进行了注采优化方案设计，以便为该油藏后期合理开发提供参考。

1 油藏概况
周16油藏位于周返断裂带周矶断层上升盘南部，为一岩性油藏，驱动类型属弹性水压驱动油藏。

地面基本油密度0.875g／cm3，黏度27.55mPa·s，含硫0.34%。

周16油藏基本油为低黏度基本油，基本油性质较好。

周16油藏基本始地层压力36.94MPa，地层压力系数1.34，饱和压力4.32MPa，属高压低饱和油藏。

圈定
含油面积为2.0km2，平均有效厚度为4.7m。

周16油藏地质储量的单储系数为7.4×104t／（km2·m），为中产、特低丰度、中深层、超小型油藏。

主要开发技
术如下：油层组潜43整体部署，一次动用；油井采取压裂措施，增加单井产能；采用面积注水方式，立足早期注水，提高地层能量。

截至2012年12月，油井15口，水井9口，综合含水72.66%。

累计产油10.76×104t，采出程度为15.36%。

2 注采实时优化基本原理
常规注采方案设计是以整个油藏或井组为单元，模拟不同时间、不同注采量的多种开采方式，根据计算结果优选出相对较好的生产方案，由于仅限于人为设定的有限组合，因而得到的方案不是最优，且花费大量人力与物力。

注采实时优化技术是基于历史拟合后的油藏模型，对油藏的生产方案进行优化，由此提高生产区块的生产能力和油藏的采收率，其基本原理如下：以实现油藏经济效益最大化为目标，把对油藏生产体系的控制描述成一个最优化问题，通过优化油水井的注采参数求解该问题并获取最优控制方案，据此调控油水井生产并改善开发效果，其最优控制数学模型如下：
目标函数（NPV）＝油价×累油－注水及产出水费用－其他
式中，J为性能指标函数（包括采油量、产水量、最大经济效益）；u为控制变量（注采量），包括各时刻油水井工作制度；y为状态变量（包括压力、饱和度等）；m为控制变量；Np为采油井数；Ni为注水井井数；qo为产油量；qw为产水量；
b为伯努利常数；ro为油井半径；rw为水井半径；rwi为注水井边缘半径；t为时间。

根据最优化基本理论可知，沿着性能指标函数J对u的梯度方向进行迭代搜索计算，便可求得J的局部极大值及相应的最优控制u＊。

鉴于油藏整体规划的限制以及注采量和单井操作限制等特殊因素对最大经济效益的制约，提出以下几个约束条件：
ei（u，y，m）＝0 （等式约束函数ei：油藏整体规划的限制）
cj（u，y，m）≤0 （不等式约束函数cj：油藏整体注采量的限制）
ulowk ≤uk≤uupk （边界约束函数uk：单井操作的限制）
3 数值模拟分析
3.1 注水量和采液量有约束优化
在周16油藏现场施工中，进行注水量和采液量无约束优化时，常规方案是在基本井网布置和现有工作制度下生产（即不对注水量和产液量进行调整），优化方案是以历史最后时刻的注采比为基准，保证预测全区阶段注采比在1.05左右并进行实时控制。

不同生产方案下周16－3井注水量、产液量对比图分别如图1、图2所示。

由图1、图2可以看出，采用优化方案和常规方案的区块日注水量、产液量基本持平，而累注水量和累产液量则相同。

不同生产方案下区块产油量、含水率对比图如图3、图4所示。

与常规方案相比，采用优化方案后日产油量和累产油量明显增加，而区块含水率降低。

因此，采用优化方案的开发效果要好于常规方案。

图1 不同生产方案下区块周16－3井注水量对比图
图2 不同生产方案下区块周16平2井产液量对比图
图3 不同生产方案下区块产油量对比图
3.2 注水量和采液量无约束优化
在周16油藏现场施工中，进行注水量和采液量无约束优化时，常规方案是在基本
井网布置和现有工作制度下生产（即不对注水量和产液量进行调整），优化方案是保持基本井网布置不变，对注水量和产液量进行实时控制，不同时刻注水量和采液量不同。

不同生产方案下周16－3井注水量曲线图如图5所示。

从图5可以看出，采用优化方案后日注水量和累注水量明显减少。

不同生产方案下区块产液量、产油量对比图分别如图6、图7所示。

可以看出，采用优化方案后日采液、产油量和累采液、产油量明显增加。

此外，采用优化方案后区块含水率明显降低（见图8）。

上述分析表明，采用优化方案的开发效果明显好于常规方案。

图4 不同生产方案下区块含水率对比图
图5 不同生产方案下区块周16－3井注水量对比图
图6 不同生产方案下区块产液量对比图
图7 不同生产方案下区块产油量对比图
对比分析注水量和采液量有约束、无约束优化2种方案，采用无约束优化方案后
的注水量和产液量更低、产油量更高，且区块含水率降低更明显。

4 结论
1）与常规注采方案相比，采用注采实时优化方案的开发效果更好。

2）注水量和采液量无约束优化方案比注水量和采液量有约束优化方案更具有优势，建议生产开发中多加以采用。

图8 不同生产方案下区块含水率对比图
［参考文献］
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