CN112528573B - 一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统 - Google Patents

一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统 Download PDF

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CN112528573B CN202011385800.1A CN202011385800A CN112528573B CN 112528573 B CN112528573 B CN 112528573B CN 202011385800 A CN202011385800 A CN 202011385800A CN 112528573 B CN112528573 B CN 112528573B
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Abstract

本发明涉及一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统，优化方法包括：获取处于特高含水期目标井组的井组数据；井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；根据井组数据确定纵向水洗程度划分级别；纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；根据井组数据、纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；以经济净现值最大化为目标函数，对堵水数值模拟模型中堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数。本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统能够提高优化堵剂参数的全面性和针对性，提高优化过程的速度和精度，提高了堵水过程的效益，实现了堵剂参数自动优化。

Description

一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，特别是涉及一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统。
背景技术
由于储层非均质性和流体流度差异等原因，注水开发过程中油井通常出现过早见水甚至发生水淹，导致注入水低效和无效循环，注水开发效果变差。目前，油井堵水已成特高含水期油藏治理的常态化操作，是改善油田注水开发效果、实现稳产的有效手段。但对于特高含水期油藏，单独采用一种堵剂进行堵水效果难以达到预期，现场常常采用多种堵剂体系组合的方式进行堵水：
(1)针对水洗程度较强的层，常采用封堵剂进行处理，以此来降低强水洗层渗透率，实现高强度深部封堵的目的；
(2)针对水洗程度中等的层，常采用相渗调节剂进行处理。相渗调节剂的作用机理是降低中水洗层内的油水两相相对渗透率，由于其降低水相渗透率的效果远大于降低油相渗透率的效果，因此能够充分挖掘中水洗层的剩余油潜力，同时降低油井含水率。
但现有技术往往只考虑单种堵剂的情形，针对特高含水期油藏堵剂体系组合注入的方式尚缺乏参数优化设计的相关方法；现有技术没有应用优化算法和堵水数值模拟结合，无法同时实现堵剂浓度和注入量等参数的一体化优化设计，堵水方案设计过程繁琐复杂；堵剂参数的确定往往以现场工作人员的经验为主，盲目性强，而且主要借助于方案对比优选的方法确定参数，耗费时间长、工作量大、堵水效果差。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统，能够提高堵剂参数优化的全面性和针对性，提高优化过程的速度和精度，提高了堵水过程的效益，实现了堵剂参数的自动优化。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法，所述优化方法包括：
获取处于特高含水期目标井组的井组数据；所述井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；
根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别；所述纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；
根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；所述堵剂参数包括：封堵剂的浓度、封堵剂的注入量、相渗调节剂的浓度和相渗调节剂的注入量；
以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数。
优选地，根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别，具体包括：
判断所述纵向水洗数据是否有具体划分数据，若有划分数据，则获取所述目标井组的纵向划分层的个数、各纵向划分层的厚度、各纵向划分层的孔隙度、各纵向划分层的渗透率、各纵向划分层的含油饱和度；
计算每个所述纵向划分层的饱和度非均质系数：
Figure BDA0002810950910000021
其中，CSoi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的饱和度非均质系数；N为纵向划分层的个数；Soi，Sok分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的含油饱和度；Hk为所述纵向划分层k的地层厚度；
计算每个所述纵向划分层的渗透率非均质系数：
Figure BDA0002810950910000022
其中，CKi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的渗透率非均质系数；Ki，Kk分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的渗透率；
计算每个所述纵向划分层的孔隙度非均质系数：
Figure BDA0002810950910000031
其中，Cφi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的孔隙度非均质系数；φi，φk分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的孔隙度；
计算每个所述纵向划分层的综合水洗级别系数：
Figure BDA0002810950910000032
其中，Ri为将所述纵向划分层i在纵向上的综合水洗级别系数；
根据Ri判断所述纵向水洗程度划分级别，包括：
若Ri<0，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为弱水洗层；
若0≤Ri<0.95，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为中水洗层；
若Ri≥0.95，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为强水洗层；
若无划分数据，则根据特高含水期油藏地层原生和注入开发过程中注入水的冲刷导致的地层非均质性的特点，将所述目标井组的储层按纵向非均质性划分为所述纵向水洗程度划分级别：强水洗层、中水洗层、弱水洗层。
优选地，根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型，具体包括：
根据目标井组的地质数据建立目标井组的地质模型；
考虑封堵剂注入地层后会逐渐失效，根据所述封堵剂的浓度、注入所述封堵剂前的地层渗透率和注入所述封堵剂后的地层渗透率建立封堵剂的封堵率与封堵剂浓度和时间的第一数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层水相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层水相渗透率建立相渗调节剂的水相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第二数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层油相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层油相渗透率建立相渗调节剂的油相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第三数学模型；
根据所述封堵剂的注入量和顶替液在所述强水洗层中前缘的半径建立封堵剂在强水洗层中的作用范围与封堵剂注入量的第四数学模型，根据所述相渗调节剂的注入量和所述顶替液在所述中水洗层中前缘的半径建立相渗调节剂在中水洗层中的作用范围与相渗调节剂注入量的第五数学模型；所述顶替液为进一步将所述封堵剂和所述相渗调节剂推向地层深处的液体；
根据所述第一数学模型、所述第二数学模型、所述第三数学模型、所述第四数学模型、所述第五数学模型建立同时注入封堵剂和相渗调节剂的所述目标井组内的油水两相渗流的基本微分方程；
根据所述目标井组的地质模型提供的参数，使用全隐式方法对所述基本微分方程进行求解，得到所述堵水数值模拟模型。
优选地，所述第一数学模型为：
Figure BDA0002810950910000041
其中，Rf(Cf,t)为封堵剂的封堵率；Ka(Cf)为注入封堵剂后的瞬时地层渗透率；Kb为注入封堵剂前的地层渗透率；Cf为封堵剂浓度；t为注入堵剂后的时间，Tf为封堵剂有效作用时间；
所述第二数学模型为：
Figure BDA0002810950910000042
其中，PRw(Cx,t)为相渗调节剂的水相有效渗透率降低率；Kwa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层水相有效渗透率；Kwb为注入相渗调节剂前的瞬时水相有效渗透率；Cx为相渗调节剂浓度；t为注入堵剂后的时间；Tx为相渗调节剂有效作用时间；
所述第三数学模型为：
Figure BDA0002810950910000043
其中，PRo(Cx,t)为相渗调节剂的油相有效渗透率降低率；Koa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层油相有效渗透率；Kob为注入相渗调节剂前的瞬时油相有效渗透率。
优选地，所述第四数学模型为：
Figure BDA0002810950910000051
所述第五数学模型为：
Figure BDA0002810950910000052
其中，rf为封堵剂在强水洗层中作用范围的半径；rx为相渗调节剂在中水洗层作用范围的半径；Vf，Vx分别为封堵剂和相渗调节剂的注入量；H为注水地层厚度；αh为强水洗层占注水地层厚度的分数、αm为中水洗层占注水地层厚度的分数；Rh为顶替液在强水洗层中前缘的半径；Rm为顶替液在中水洗层中前缘的半径；β为方向系数；φh为强水洗层的孔隙度；φm为中水洗层的孔隙度。
优选地，所述基本微分方程为：
油组分
Figure BDA0002810950910000053
水组分
Figure BDA0002810950910000054
其中，φ为地层孔隙度；K为地层渗透率，Kro为油的相对渗透率、Krw为水的相对渗透率；Bo为地层中油的体积系数、Bw为地层中水的体积系数；μo为油相的粘度、μw为水相的粘度；So为油相的饱和度、Sw为水相的饱和度；po为油相的压力、pw为水相的压力；ρo为油相的密度、ρw为水相的密度；qo为油相单元体积油藏注入的质量、qw为水相单元体积油藏注入的质量；g为重力加速度；D为深度；t为时间；
根据建立的堵水各类堵剂的作用范围，地层可分为三个部分：强水洗层内封堵剂作用范围，中水洗层内相渗调节剂作用范围，以及其他区域；封堵剂作用范围之内，PRo(Cx,t)＝PRw(Cx,t)＝0；相渗调节剂作用范围内，Rf(Cf,t)＝0；其他区域内，PRo(Cx,t)＝PRw(Cx,t)＝Rf(Cf,t)＝0；其中，Rf(Cf,t)为封堵剂的封堵率；PRw(Cx,t)为相渗调节剂的水相有效渗透率降低率；PRo(Cx,t)为相渗调节剂的油相有效渗透率降低率。
优选地，使用全隐式方法对所述基本微分方程进行求解，得到所述堵水数值模拟模型，具体包括：
使用全隐式方法，结合辅助方程，对所述基本微分方程进行求解，得到油水两相的压力和饱和度场；
结合所述压力、所述饱和度场、所述第一数学模型和所述第四数学模型，计算封堵剂作用范围内网格的渗透率；
结合所述压力、所述饱和度场、所述第二数学模型、第三数学模型和所述第五数学模型，计算相渗调节剂作用范围内网格的水相和油相渗透率；
在每个单位时间内重复此迭代计算过程，直至模拟时长结束，得到井组堵水后的模拟生产状况。
优选地，以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数，具体包括：
特高含水期油井堵剂参数优化就是在约束的堵剂注入量和注入浓度范围内，通过对注入参数的优化使得油井生产经济净现值达到最大。油井堵剂参数优化的目标函数为：
max ΔNPV＝ΔQoPoα-[VfPf+VxPx+Cm(Vf+Vx)+(Te+TPo)ΔQoα]
其中，ΔNPV为增量净现值；ΔQo为评价时间内累计增油质量；Po为原油价格；α为原油商品率；Cm为堵剂施工费用；Vf，Vx分别为封堵剂注入量和相渗调节剂注入量；Cf，Cx分别为封堵剂浓度和相渗调节剂浓度；Pf，Px分别为封堵剂和相渗调节剂堵剂价格；Te为资源税；T为综合税率；
在堵水过程中，受注入能力和堵剂价格的影响，对堵剂注入量和注入浓度要施加限制，以保证优化后的堵剂参数处于合理的范围之内；
油井堵剂参数优化的约束条件为:
ui low≤ui≤ui up,i＝1,2,...,Nu
其中，ui low为第i个堵剂参数；ui low为堵剂参数ui的下约束；ui up为堵剂参数ui的上约束；Nu为堵剂参数的个数；油井堵剂参数优化的目标函数和约束条件共同构成了油井堵剂参数优化的数学模型。
采用最优化算法对油井堵剂参数优化的数学模型进行求解，得到所述封堵剂浓度、所述相渗调节剂浓度、所述封堵剂注入量和所述相渗调节剂注入量的最优值，即为最优堵剂参数。
一种特高含水期油井的堵剂参数优化系统，所述优化系统包括：
数据获取模块，用于获取处于特高含水期目标井组的井组数据；所述井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；
级别划分模块，用于根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别；所述纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；
堵水数值模拟模型构建模块，根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；所述堵剂参数包括：封堵剂的浓度、封堵剂的注入量、相渗调节剂的浓度和相渗调节剂的注入量；
参数优化模块，用于以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数。
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统将优化算法和堵水数值模拟结合起来，针对特高含水期油藏纵向非均质性强的特点，以经济效益最大化为目标函数，对生产井组堵剂体系组合注入方式中各类堵剂的参数进行优化设计，使得优化参数更加全面，计算过程更加简单快速，更具有针对性，仅需输入特定的参数即可实现堵剂参数的自动优化，因此应用起来更加方便有效、可操作性强，并能确保获得最佳的经济效益。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统的方法流程图；
图2为本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统的最优化算法迭代过程中增量净现值的变化曲线图；
图3为本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统的系统模块图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明的目的是提供一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统，能够提高优化堵剂参数的全面性和针对性，提高优化过程的速度和精度，提高了堵水过程的效益，实现了堵剂参数的自动优化。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
图1为本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统的方法流程图，如图1所示，本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法包括：
步骤100：获取处于特高含水期目标井组的井组数据；所述井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；
步骤200：根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别；所述纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；
步骤300：根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；所述堵剂参数包括：封堵剂的浓度、封堵剂的注入量、相渗调节剂的浓度和相渗调节剂的注入量；
步骤400：以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数。
优选地，所述步骤100中的井组数据包括油井的地质资料和生产动态资料，所述地质资料包括各种地质图、油层物理性质、油水流体性质等数据；所述生产动态资料包括井组内注水井的日注水量，目标生产井的日产液量、日产油量和含水率以及采出程度等数据。
具体的，所述井组数据包括井组控制面积，油层厚度，纵向水洗级别划分结果，纵向划分层段个数以及各层的孔隙度、渗透率、饱和度、以及油水相的粘度、密度和相渗曲线等流体物性参数。
优选地，所述步骤200具体为：
判断所述纵向水洗划分结果是否有具体划分数据，若有划分数据，则获取所述目标井组的纵向划分层的个数、各纵向划分层的厚度、各纵向划分层的孔隙度、各纵向划分层的地层渗透率、各纵向划分层的含油饱和度；
计算每个所述纵向划分层的饱和度非均质系数：
Figure BDA0002810950910000091
其中，CSoi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的饱和度非均质系数；N为纵向划分层的个数；Soi，Sok分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的含油饱和度；Hk为所述纵向划分层k的地层厚度；
计算每个所述纵向划分层的渗透率非均质系数：
Figure BDA0002810950910000092
其中，CKi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的渗透率非均质系数；Ki，Kk分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的地层渗透率；
计算每个所述纵向划分层的孔隙度非均质系数：
Figure BDA0002810950910000093
其中，Cφi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的孔隙度非均质系数；φi，φk分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的孔隙度；
计算每个所述纵向划分层的综合水洗级别系数：
Figure BDA0002810950910000101
其中，Ri为将所述纵向划分层i在纵向上的综合水洗级别系数；
根据Ri判断所述纵向水洗程度划分级别，包括：
若Ri<0，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为弱水洗层；
若0≤Ri<0.95，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为中水洗层；
若Ri≥0.95，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为强水洗层；
若无划分数据，则根据特高含水期油藏地层原生和注入开发过程中注入水的冲刷导致的地层非均质性的特点，将所述目标井组的储层按纵向非均质性划分为所述纵向水洗程度划分级别：强水洗层、中水洗层、弱水洗层。
优选地，所述步骤300中根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型，具体包括：
根据目标井组的地质数据建立目标井组的地质模型；
考虑封堵剂注入地层后会逐渐失效，根据所述封堵剂的浓度、注入所述封堵剂前的地层渗透率和注入所述封堵剂后的地层渗透率建立封堵剂的封堵率与封堵剂浓度和时间的第一数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层水相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层水相渗透率建立相渗调节剂的水相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第二数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层油相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层油相渗透率建立相渗调节剂的油相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第三数学模型；
根据所述封堵剂的注入量和顶替液在所述强水洗层中前缘的半径建立封堵剂在强水洗层中的作用范围与封堵剂注入量的第四数学模型，根据所述相渗调节剂的注入量和所述顶替液在所述中水洗层中前缘的半径建立相渗调节剂在中水洗层中的作用范围与相渗调节剂注入量的第五数学模型；所述顶替液为进一步将所述封堵剂和所述相渗调节剂推向地层深处的液体；
根据所述第一数学模型、所述第二数学模型、所述第三数学模型、所述第四数学模型、所述第五数学模型建立同时注入封堵剂和相渗调节剂的所述目标井组内的油水两相渗流的基本微分方程；
根据所述目标井组的地质模型提供的参数，使用全隐式方法对所述基本微分方程进行求解，得到所述堵水数值模拟模型。
优选地，所述第一数学模型为：
Figure BDA0002810950910000111
其中，Rf(Cf,t)为封堵剂的封堵率；Ka(Cf)为注入封堵剂后的瞬时地层渗透率；Kb为注入封堵剂前的地层渗透率；Cf为封堵剂浓度；t为注入堵剂后的时间，Tf为封堵剂有效作用时间；
所述第二数学模型为：
Figure BDA0002810950910000112
其中，PRw(Cx,t)为相渗调节剂的水相有效渗透率降低率；Kwa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层水相有效渗透率；Kwb为注入相渗调节剂前的瞬时水相有效渗透率；Cx为相渗调节剂浓度；t为注入堵剂后的时间；Tx为相渗调节剂有效作用时间；
所述第三数学模型为：
Figure BDA0002810950910000113
其中，PRo(Cx,t)为相渗调节剂的油相有效渗透率降低率；Koa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层油相有效渗透率；Kob为注入相渗调节剂前的瞬时油相有效渗透率。
优选地，所述第四数学模型为：
Figure BDA0002810950910000114
所述第五数学模型为：
Figure BDA0002810950910000121
其中，rf为封堵剂在强水洗层中作用范围的半径；rx为相渗调节剂在中水洗层作用范围的半径；Vf，Vx分别为封堵剂和相渗调节剂的注入量；H为注水地层厚度；αh为强水洗层占注水地层厚度的分数、αm中水洗层占注水地层厚度的分数；Rh为顶替液在强水洗层中前缘的半径；Rm为顶替液在中水洗层中前缘的半径；β为方向系数；φh为强水洗层的孔隙度；φm为中水洗层的孔隙度。
可选地，由于堵水数值模拟主要考虑油水两相，因此建立储层内油水两相渗流的基本微分方程，所述基本微分方程为：
油组分
Figure BDA0002810950910000122
水组分
Figure BDA0002810950910000123
其中，φ为地层孔隙度；K为地层渗透率，Kro为油的相对渗透率、Krw为水的相对渗透率；Bo为地层中油的体积系数、Bw为地层中水的体积系数；μo为油相的粘度、μw为水相的粘度；So为油相的饱和度、Sw为水相的饱和度；po为油相的压力、pw为水相的压力；ρo为油相的密度、ρw为水相的密度；qo为油相单元体积油藏注入的质量、qw为水相单元体积油藏注入的质量；g为重力加速度；D为深度；t为时间；
根据建立的堵水各类堵剂的作用范围，地层可分为三个部分：强水洗层内封堵剂作用范围，中水洗层内相渗调节剂作用范围，以及其他区域；封堵剂作用范围之内，PRo(Cx,t)＝PRw(Cx,t)＝0；相渗调节剂作用范围内，Rf(Cf,t)＝0；其他区域内，PRo(Cx,t)＝PRw(Cx,t)＝Rf(Cf,t)＝0；其中，Rf(Cf,t)为封堵剂的封堵率；PRw(Cx,t)为相渗调节剂的水相有效渗透率降低率；PRo(Cx,t)为相渗调节剂的油相有效渗透率降低率。
优选地，使用全隐式方法对所述基本微分方程进行求解，得到所述堵水数值模拟模型，具体包括：
使用全隐式方法，结合辅助方程，对所述基本微分方程进行求解，得到油水两相的压力和饱和度场；
结合所述压力、所述饱和度场、所述第一数学模型和所述第四数学模型，计算封堵剂作用范围内网格的渗透率；
结合所述压力、所述饱和度场、所述第二数学模型、第三数学模型和所述第五数学模型，计算相渗调节剂作用范围内网格的水相和油相渗透率；
在每个网格的单位长度内重复此迭代计算过程，直至模拟时长结束，得到所述堵水数值模拟模型。
具体的，由于堵水数值模拟主要考虑油水两相，所以辅助方程为毛管力和饱和度约束方程：
毛管力约束方程：pc＝po-pw；
饱和度约束方程：So+Sw＝1。
优选地，以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数，具体包括：
特高含水期油井堵剂参数优化就是在约束的堵剂注入量和注入浓度范围内，通过对注入参数的优化使得油井生产经济净现值达到最大。油井堵剂参数优化的目标函数为：
max ΔNPV＝ΔQoPoα-[VfPf+VxPx+Cm(Vf+Vx)+(Te+TPo)ΔQoα]
其中，ΔNPV为增量净现值；ΔQo为评价时间内累计增油质量；Po为原油价格；α为原油商品率；Cm为堵剂施工费用；Vf，Vx分别为封堵剂注入量和相渗调节剂注入量；Cf，Cx分别为封堵剂浓度和相渗调节剂浓度；Pf，Px分别为封堵剂和相渗调节剂堵剂价格；Te为资源税；T为综合税率；
在堵水过程中，受注入能力和堵剂价格的影响，对堵剂注入量和注入浓度要施加限制，以保证优化后的堵剂参数处于合理的范围之内；
油井堵剂参数优化的约束条件为:
ui low≤ui≤ui up,i＝1,2,...,Nu
其中，ui low为第i个堵剂参数；ui low为堵剂参数ui的下约束；ui up为堵剂参数ui的上约束；Nu为堵剂参数的个数；油井堵剂参数优化的目标函数和约束条件共同构成了油井堵剂参数优化的数学模型。
采用最优化算法对油井堵剂参数优化的数学模型进行求解，得到所述封堵剂浓度、所述相渗调节剂浓度、所述封堵剂注入量和所述相渗调节剂注入量的最优值，即为最优堵剂参数。
作为一种可选的实施方式，本发明选取某含油面积11.4km2，地质储量2366×104t，采出程度51.7％，采油速度0.28％，综合含水97.1％的区块。经过较长时间的开发，目前处于特高含水期、高采出程度、低采油速度的开发阶段。井组8X211的基本参数如表1所示，表1为井组8X211基本参数表。下面将采用本发明所提供的方法进行8X211油井的堵剂参数优化设计。
表1
油井井号 生产层位 日液，m<sup>3</sup>/d 日油，t/d 含水，％ 动液面，m 沉没度，m
8X211 Ng5<sup>3</sup> 90.1 1.2 98.7 220 631
a：获取特高含水期生产井组的地质资料、生产动态资料等井组数据。
b：通过目标井组井组数据确定纵向水洗程度划分级别，其中表2为目标井组纵向水洗程度划分级别表。
表2
Figure BDA0002810950910000141
Figure BDA0002810950910000151
由表2可以看出该井组纵向水洗级别可以分为3个级别，底部为强水洗层，中部为中水洗层，顶部为弱水洗层。强水洗层、中水洗层、弱水驱层厚度比例分别为25％、67.5％、12.5％；
c：根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型，建立各类堵剂堵水效果(作用范围与封堵效果)与注入参数(用量与浓度)的数学模型，实现堵水数值模拟过程：
c1：根据目标井组的地质数据建立目标井组的地质模型。
c2：考虑封堵剂注入地层后会逐渐失效，根据所述封堵剂的浓度、注入所述封堵剂前的地层渗透率和注入所述封堵剂后的地层渗透率建立封堵剂的封堵率与封堵剂浓度和时间的第一数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层水相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层水相渗透率建立相渗调节剂的水相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第二数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层油相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层油相渗透率建立相渗调节剂的油相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第三数学模型。
具体的，c2中所述第一数学模型为：
Figure BDA0002810950910000152
其中，Rf(Cf,t)为封堵剂的封堵率；Ka(Cf)为注入封堵剂后的瞬时地层渗透率；Kb为注入封堵剂前的地层渗透率；Cf为封堵剂浓度；t为注入堵剂后的时间，Tf为封堵剂有效作用时间；
所述第二数学模型为：
Figure BDA0002810950910000161
其中，PRw(Cx,t)为相渗调节剂的水相有效渗透率降低率；Kwa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层水相有效渗透率；Kwb为注入相渗调节剂前的瞬时水相有效渗透率；Cx为相渗调节剂浓度；t为注入堵剂后的时间；Tx为相渗调节剂有效作用时间；
所述第三数学模型为：
Figure BDA0002810950910000162
其中，PRo(Cx,t)为相渗调节剂的油相有效渗透率降低率；Koa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层油相有效渗透率；Kob为注入相渗调节剂前的瞬时油相有效渗透率。
表3和表4分别为封堵剂和相渗调节剂的岩心封堵实验结果：
表3
C<sub>f</sub>，kg/m<sup>3</sup> K<sub>a</sub>，μm<sup>2</sup> K<sub>b</sub>，μm<sup>2</sup> R<sub>f</sub>(C<sub>f</sub>)，％
3.0 2.587 0.202 92.2
4.0 2.485 0.033 95.6
5.0 2.612 0.021 98.1
6.0 2.608 0.0209 99.2
表4
Figure BDA0002810950910000163
Figure BDA0002810950910000171
根据表3和表4的实验数据，拟合封堵剂浓度与封堵率以及相渗调节剂浓度与水相和油相渗透率降低率的数学关系式，研究表明，三次多项式可以良好反映堵水效果与堵剂浓度的关系式，如表5所示：
表5
Figure BDA0002810950910000172
所述第四数学模型为：
Figure BDA0002810950910000173
所述第五数学模型为：
Figure BDA0002810950910000174
其中，rf为封堵剂在强水洗层中作用范围的半径；rx为相渗调节剂在中水洗层作用范围的半径；Vf，Vx分别为封堵剂和相渗调节剂的注入量；H为注水地层厚度，αh为强水洗层占注水地层厚度的分数、αm中水洗层占注水地层厚度的分数；Rh为顶替液在强水洗层中前缘的半径；Rm为顶替液在中水洗层中前缘的半径；β为方向系数；φh为强水洗层的孔隙度；φm为中水洗层的孔隙度。
在8X211井组内，举例说明不同堵剂作用范围的确定过程，假设封堵剂的用量为0.1倍强水洗层的孔隙体积，相渗调节剂的用量为0.1倍中水洗层的孔隙体积，根据上式计算各类堵剂的作用范围，结果如表6所示，表6为堵剂作用范围计算结果：
表6
Figure BDA0002810950910000181
c3：根据所述第一数学模型、所述第二数学模型、所述第三数学模型、所述第四数学模型、所述第五数学模型建立同时注入封堵剂和相渗调节剂的所述目标井组内的油水两相渗流的基本微分方程；
c4：根据所述目标井组的地质模型提供的参数，使用全隐式方法对所述基本微分方程进行求解，得到所述堵水数值模拟模型。
d：以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数；
使用基于步骤d的堵水数值模拟模型编写堵剂参数优化设计软件进行计算和优化，油田现场选用封堵剂价格为32.5元/kg，相渗调节剂综合费用为18元/kg，施工费用按15元/m3计算，油价按45美元/桶计算，生产运输税率综合折损20％，使用最优化算法对各类堵剂注入参数进行优化，迭代400步，优化结果如表7所示，表7为优化方案堵水效果对比：
表7
Figure BDA0002810950910000182
Figure BDA0002810950910000191
图2为本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统的最优化算法迭代过程中增量净现值的变化曲线图，如图2所示，使用该方法，对该特高含水井组进行堵水方案优化设计，与根据油田经验方法设计的堵水方案进行对比。可以发现，根据油田经验方法设计的堵水方案有较好的增油效果和经济效益，但使用本发明所提供方法优化所得的堵水方案能够进一步提升经济效益，堵剂有效期内累增油量提升7.9％，增量净现值提升13.73％，同时解决了油田现场堵水方案设计的盲目性，提高了措施成功率，应用起来方便高效，对现场堵水方案设计具有重要指导意义。
图3为本发明特高含水期油井的堵剂参数优化方法及系统的系统模块图，如图3所示，本发明还提供一种特高含水期油井的堵剂参数优化系统，所述优化系统包括：
数据获取模块，用于获取处于特高含水期目标井组的井组数据；所述井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；
级别划分模块，用于根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别；所述纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；
堵水数值模拟模型构建模块，根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；所述堵剂参数包括：封堵剂的浓度、封堵剂的注入量、相渗调节剂的浓度和相渗调节剂的注入量；
参数优化模块，用于以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数。
本发明的有益效果如下：
(1)将优化算法和堵水数值模拟结合起来。针对特高含水期油藏纵向非均质性强的特点，以经济效益最大化为目标函数，使用智能优化算法针对生产井组各类堵剂注入参数进行优化设计。该技术与常规堵水方案设计技术相比，优化参数更加全面，计算过程更加简单快速，更具有针对性，仅需输入特定的参数即可实现堵剂参数自动优化，并能确保取得最佳的经济效益。
(2)本发明经现场实施取得了较好的效果。与常规技术相比，该技术考虑的因素更加全面，而且所需资料易于得到，可针对不同井组量身定制堵水方案，因此应用起来更加方便有效、可操作性强。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (3)

1.一种特高含水期油井的堵剂参数优化方法，其特征在于，所述优化方法包括：
获取处于特高含水期目标井组的井组数据；所述井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；
根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别；所述纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；
根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；所述堵剂参数包括：封堵剂的浓度、封堵剂的注入量、相渗调节剂的浓度和相渗调节剂的注入量；
以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数；
根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型，具体包括：
根据目标井组的地质数据建立目标井组的地质模型；
考虑封堵剂注入地层后会逐渐失效，根据所述封堵剂的浓度、注入所述封堵剂前的地层渗透率和注入所述封堵剂后的地层渗透率建立封堵剂的封堵率与封堵剂浓度和时间的第一数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层水相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层水相渗透率建立相渗调节剂的水相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第二数学模型；考虑相渗调节剂注入地层后会逐渐失效，根据所述相渗调节剂的浓度、注入所述相渗调节剂前的地层油相渗透率和注入所述相渗调节剂后的地层油相渗透率建立相渗调节剂的油相渗透率降低率与相渗调节剂浓度和时间的第三数学模型；
根据所述封堵剂的注入量和顶替液在所述强水洗层中前缘的半径建立封堵剂在强水洗层中的作用范围与封堵剂注入量的第四数学模型，根据所述相渗调节剂的注入量和所述顶替液在所述中水洗层中前缘的半径建立相渗调节剂在中水洗层中的作用范围与相渗调节剂注入量的第五数学模型；所述顶替液为进一步将所述封堵剂和所述相渗调节剂推向地层深处的液体；
根据所述第一数学模型、所述第二数学模型、所述第三数学模型、所述第四数学模型、所述第五数学模型建立同时注入封堵剂和相渗调节剂的所述目标井组内的油水两相渗流的基本微分方程；
根据所述目标井组的地质模型提供的参数，使用全隐式方法对所述基本微分方程进行求解，得到所述堵水数值模拟模型；
所述第一数学模型为：
Figure FDA0003510071890000021
其中，Rf(Cf,t)为封堵剂的封堵率；Ka(Cf)为注入封堵剂后的瞬时地层渗透率；Kb为注入封堵剂前的地层渗透率；Cf为封堵剂浓度；t为注入堵剂后的时间，Tf为封堵剂有效作用时间；
所述第二数学模型为：
Figure FDA0003510071890000022
其中，PRw(Cx,t)为相渗调节剂的水相有效渗透率降低率；Kwa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层水相有效渗透率；Kwb为注入相渗调节剂前的瞬时水相有效渗透率；Cx为相渗调节剂浓度；t为注入堵剂后的时间；Tx为相渗调节剂有效作用时间；
所述第三数学模型为：
Figure FDA0003510071890000023
其中，PRo(Cx,t)为相渗调节剂的油相有效渗透率降低率；Koa(Cx)为相渗调节剂作用后的瞬时地层油相有效渗透率；Kob为注入相渗调节剂前的瞬时油相有效渗透率；
所述第四数学模型为：
Figure FDA0003510071890000031
所述第五数学模型为：
Figure FDA0003510071890000032
其中，rf为封堵剂在强水洗层中作用范围的半径；rx为相渗调节剂在中水洗层作用范围的半径；Vf，Vx分别为封堵剂和相渗调节剂的注入量；H为注水地层厚度，αh为强水洗层占注水地层厚度的分数、αm中水洗层占注水地层厚度的分数；Rh为顶替液在强水洗层中前缘的半径；Rm为顶替液在中水洗层中前缘的半径；β为方向系数；φh为强水洗层的孔隙度；φm为中水洗层的孔隙度；
所述基本微分方程为：
油组分
Figure FDA0003510071890000033
水组分
Figure FDA0003510071890000034
其中，φ为地层孔隙度；K为地层渗透率，Kro为油的相对渗透率、Krw为水的相对渗透率；Bo为地层中油的体积系数、Bw为地层中水的体积系数；μo为油相的粘度、μw为水相的粘度；So为油相的饱和度、Sw为水相的饱和度；po为油相的压力、pw为水相的压力；ρo为油相的密度、ρw为水相的密度；qo为油相单元体积油藏注入的质量、qw为水相单元体积油藏注入的质量；g为重力加速度；D为深度；t为时间；Cf，Cx分别为封堵剂浓度和相渗调节剂浓度；
根据建立的堵水各类堵剂的作用范围，地层可分为三个部分：强水洗层内封堵剂作用范围，中水洗层内相渗调节剂作用范围，以及其他区域；封堵剂作用范围之内，PRo(Cx,t)＝PRw(Cx,t)＝0；相渗调节剂作用范围内，Rf(Cf,t)＝0；其他区域内，PRo(Cx,t)＝PRw(Cx,t)＝Rf(Cf,t)＝0；其中，Rf(Cf,t)为封堵剂的封堵率；PRw(Cx,t)为相渗调节剂的水相有效渗透率降低率；PRo(Cx,t)为相渗调节剂的油相有效渗透率降低率；
使用全隐式方法对所述基本微分方程进行求解，得到所述堵水数值模拟模型，具体包括：
使用全隐式方法，结合辅助方程，对所述基本微分方程进行求解，得到油水两相的压力和饱和度场；
结合所述压力、所述饱和度场、所述第一数学模型和所述第四数学模型，计算封堵剂作用范围内网格的渗透率；
结合所述压力、所述饱和度场、所述第二数学模型、第三数学模型和所述第五数学模型，计算相渗调节剂作用范围内网格的水相和油相渗透率；
在每个网格的单位长度内重复此迭代计算过程，直至模拟时长结束，得到井组堵水后的模拟生产状况；
以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数，具体包括：
特高含水期油井堵剂参数优化就是在约束的堵剂注入量和注入浓度范围内，通过对注入参数的优化使得油井生产经济净现值达到最大；油井堵剂参数优化的目标函数为：
max ΔNPV＝ΔQoPoα-[VfPf+VxPx+Cm(Vf+Vx)+(Te+TPo)ΔQoα]
其中，ΔNPV为增量净现值；ΔQo为评价时间内累计增油质量；Po为原油价格；α为原油商品率；Cm为堵剂施工费用；Vf，Vx分别为封堵剂注入量和相渗调节剂注入量；Pf，Px分别为封堵剂和相渗调节剂堵剂价格；Te为资源税；T为综合税率；
在堵水过程中，受注入能力和堵剂价格的影响，对堵剂注入量和注入浓度要施加限制，以保证优化后的堵剂参数处于合理的范围之内；
油井堵剂参数优化的约束条件为:
ui low≤ui≤ui up,i＝1,2,...,Nu
其中，ui为第i个堵剂参数；ui low为堵剂参数ui的下约束；ui up为堵剂参数ui的上约束；Nu为堵剂参数的个数；油井堵剂参数优化的目标函数和约束条件共同构成了油井堵剂参数优化的数学模型；
采用最优化算法对油井堵剂参数优化的数学模型进行求解，得到所述封堵剂浓度、所述相渗调节剂浓度、所述封堵剂注入量和所述相渗调节剂注入量的最优值，即为最优堵剂参数。
2.根据权利要求1所述的特高含水期油井的堵剂参数优化方法，其特征在于，根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别，具体包括：
判断所述纵向水洗数据是否有具体划分数据，若有划分数据，则获取所述目标井组的纵向划分层的个数、各纵向划分层的厚度、各纵向划分层的孔隙度、各纵向划分层的渗透率、各纵向划分层的含油饱和度；
计算每个所述纵向划分层的饱和度非均质系数：
Figure FDA0003510071890000061
其中，CSoi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的饱和度非均质系数；N为纵向划分层的个数；Soi，Sok分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的含油饱和度；Hk为所述纵向划分层k的地层厚度；
计算每个所述纵向划分层的渗透率非均质系数：
Figure FDA0003510071890000062
其中，CKi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的渗透率非均质系数；Ki，Kk分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的渗透率；
计算每个所述纵向划分层的孔隙度非均质系数：
Figure FDA0003510071890000063
其中，Cφi为所述纵向划分层i在特高含水期井组内的孔隙度非均质系数；φi，φk分别为所述纵向划分层i和所述纵向划分层k的孔隙度；
计算每个所述纵向划分层的综合水洗级别系数：
Figure FDA0003510071890000071
其中，Ri为将所述纵向划分层i在纵向上的综合水洗级别系数；
根据Ri判断所述纵向水洗程度划分级别，包括：
若Ri<0，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为弱水洗层；
若0≤Ri<0.95，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为中水洗层；
若Ri≥0.95，则将所述纵向划分层i在该生产井组内确定为强水洗层；
若无划分数据，则根据特高含水期油藏地层原生和注入开发过程中注入水的冲刷导致的地层非均质性的特点，将所述目标井组的储层按纵向非均质性划分为所述纵向水洗程度划分级别：强水洗层、中水洗层、弱水洗层。
3.一种应用于权利要求1或2中任意一项所述方法的特高含水期油井的堵剂参数优化系统，其特征在于，所述优化系统包括：
数据获取模块，用于获取处于特高含水期目标井组的井组数据；所述井组数据包括处于特高含水期的目标井组的地质数据、生产动态数据和纵向水洗数据；
级别划分模块，用于根据所述井组数据确定纵向水洗程度划分级别；所述纵向水洗程度划分级别包括强水洗层、中水洗层和弱水洗层；
堵水数值模拟模型构建模块，根据所述井组数据、所述纵向水洗程度划分级别和堵剂参数建立堵水数值模拟模型；所述堵剂参数包括：封堵剂的浓度、封堵剂的注入量、相渗调节剂的浓度和相渗调节剂的注入量；
参数优化模块，用于以经济净现值最大化为目标函数，对所述堵水数值模拟模型中所述堵水堵剂的堵剂参数进行优化，得到最优堵剂参数。
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The Research and Application of High Temperature Resistance Plugging Agent and Plugging Technology;Cuiting Zhang等;《International Journal of Intelligent Information and Management Science》;20180228(第7期);正文第28-32页 *
新型选择性堵水剂的研究与应用进展;魏发林等;《油田化学》;20070325(第1期);正文第93-96页 *
最优化方法在油田控水稳油中的应用;胥泽银;《四川联合大学学报（工程科学版）》;19990930(第5期);正文第7-11页 *
油田调剖堵水方案优化方法研究与应用;陈现军;《中国优秀博硕士学位论文全文数据库（硕士） 工程科技I辑》;20140915(第9期);全文 *

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