CN114109346A - 油藏注采同井井网调整方法和系统 - Google Patents
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Abstract
本申请涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种油藏注采同井井网调整方法和系统。旨在解决相关技术中并没有通过对油藏井网进行调整，以提高油藏采收率的方法。该方法包括根据实际油藏资料，建立油藏数值模型并进行数值模拟，根据数值模拟的计算结果分别划分出高、低渗透率网格条带，并分别形成高、低渗透率井网单元，将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井，在注采同井中通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替，计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网，进而提高油藏的采收率与经济效益。
Description
技术领域
本申请涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种油藏注采同井井网调整方法和系统。
背景技术
油气田开发是指对具有工业价值的油气田，从油气田的实际情况和生产规律出发，制订出合理的开发方案并对油气田进行建设和投产，使油气田按预定的生产能力和经济效果长期生产。
由于油藏储层平面以及纵向非均质性，使得油藏储层中含有不同渗透率的区域，其中，渗透率较高的区域形成高渗透率条带，渗透率较低的区域形成低渗透率条带。对于具有高渗透率条带的油藏而言，由于其特殊的储层物性特征(例如孔隙度和渗透率的分布状态等)，采用传统的五点井网开发后，处于高渗透率条带中的油井见水很快，甚至导致油田在开采中期阶段就出现采收率低下的情况，当油井含水率达到特高含水率98％后，无继续开采的价值。
然而，相关技术中并没有通过对油藏井网进行调整，以提高油藏采收率的方法。
发明内容
本申请提供一种油藏注采同井井网调整方法和系统，旨在解决相关技术中并没有通过对油藏井网进行调整，以提高油藏采收率的方法。
为了实现上述目的，第一方面，本申请提供一种油藏注采同井井网调整方法，包括：
根据实际油藏资料，建立油藏数值模型，将油藏数值模型的纵向划分为若干网格层，并对每个网格层进行数值模拟；
根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的高渗透率网格条带，布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的低渗透率网格条带，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元；
将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井；
在注采同井中，通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替；
计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网。
在上述的油藏注采同井井网调整方法中，可选的是，在根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的高渗透率网格条带，布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的低渗透率网格条带，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元的步骤中，具体包括：
根据数值模拟的计算结果得到每个网格层中的每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值；
对每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值分别进行归一化计算，并分别得到每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值；
根据客观赋权的变异系数法计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数；
根据每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值和权重系数，计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的加权求和结果，并计算所有网格的加权求和结果的平均值；
加权求和结果大于平均值的所有网格形成高渗透率网格条带，加权求和结果小于平均值的所有网格形成低渗透率网格条带；
布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元。
在上述的油藏注采同井井网调整方法中，可选的是，每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数之和等于1。
在上述的油藏注采同井井网调整方法中，可选的是，在计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网的步骤中，具体包括：
计算将至少部分井调整为注采同井后，石油产量的增量；
根据石油产量的增量，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的毛利润；
计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的成本；
根据所增加的毛利润和所增加的成本，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的净利润；
将增加的净利润取最大值时的调整方案选为井网调整的最终方案，并确定出需要调整为注采同井的井，应用于实际油藏井网。
在上述的油藏注采同井井网调整方法中，可选的是，井网的类型包括四点法井网、五点法井网、七点法井网及九点法井网中的一种或多种。
第二方面，本申请提供一种油藏注采同井井网调整系统，包括：
模拟模块，模拟模块用于根据实际油藏资料，建立油藏数值模型，将油藏数值模型的纵向划分为若干网格层，并对每个网格层进行数值模拟；
划分模块，划分模块用于根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的高渗透率网格条带，布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的低渗透率网格条带，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元；
调整模块，调整模块用于将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井；
注采模块，注采模块用于在注采同井中，通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替；
计算模块，计算模块用于计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网。
在上述的油藏注采同井井网调整系统中，可选的是，划分模块包括：
获取单元，获取单元用于根据数值模拟的计算结果得到每个网格层中的每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值；
第一计算单元，第一计算单元用于对每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值分别进行归一化计算，并分别得到每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值；
第二计算单元，第二计算单元用于根据客观赋权的变异系数法计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数；
第三计算单元，第三计算单元用于根据每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值和权重系数，计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的加权求和结果，并计算所有网格的加权求和结果的平均值；
第一形成单元，第一形成单元用于加权求和结果大于平均值的所有网格形成高渗透率网格条带，加权求和结果小于平均值的所有网格形成低渗透率网格条带；
第二形成单元，第二形成单元用于布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元。
在上述的油藏注采同井井网调整系统中，可选的是，每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数之和等于1。
在上述的油藏注采同井井网调整系统中，可选的是，计算模块包括：
第四计算单元，第四计算单元用于计算将至少部分井调整为注采同井后，石油产量的增量；
第五计算单元，第五计算单元用于根据石油产量的增量，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的毛利润；
第六计算单元，第六计算单元用于计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的成本；
第七计算单元，第七计算单元用于根据所增加的毛利润和所增加的成本，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的净利润；
第一确定单元，第一确定单元用于将增加的净利润取最大值时的调整方案选为井网调整的最终方案，并确定出需要调整为注采同井的井，应用于实际油藏井网。
在上述的油藏注采同井井网调整系统中，可选的是，井网的类型包括四点法井网、五点法井网、七点法井网及九点法井网中的一种或多种。
本申请的构造以及它的其他申请目的及有益效果将会通过结合附图而对优选实施方式的描述而更加明显易懂。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作以简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提供的油藏注采同井井网调整方法的流程图；
图2为本申请实施例提供的根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的高渗透率网格条带，布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的低渗透率网格条带，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元的流程图；
图3为本申请实施例提供的计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网的流程图；
图4为本申请实施例提供的数值模拟的第一网格层中的高渗透率网格条带分布图；
图5为本申请实施例提供的数值模拟的第二网格层中的高渗透率网格条带分布图；
图6为本申请实施例提供的数值模拟的第三网格层中的高渗透率网格条带分布图；
图7为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第一网格层中的网格的剩余油分布图；
图8为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第二网格层中的网格的剩余油分布图；
图9为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第三网格层中的网格的剩余油分布图；
图10为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第一网格层中的网格的剩余油分布图；
图11为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第二网格层中的网格的剩余油分布图；
图12为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第二网格层中的网格的剩余油分布图。
具体实施方式
油气田开发是指对具有工业价值的油气田，从油气田的实际情况和生产规律出发，制订出合理的开发方案并对油气田进行建设和投产，使油气田按预定的生产能力和经济效果长期生产。受油藏储层平面以及纵向非均质性的影响，使得油藏储层中含有不同渗透率的区域，其中，渗透率较高的区域形成高渗透率条带，渗透率较低的区域形成低渗透率条带。对于具有高渗透率条带的油藏而言，由于其特殊的储层物性特征(例如孔隙度和渗透率的分布状态等)，采用传统的五点井网开发后，处于高渗透率条带中的油井见水很快，甚至导致油田在开采中期阶段就出现采收率低下的情况，当油井含水率达到特高含水率98％后，无继续开采的价值。五点井网是指：井网呈均匀的正方形，注水井和采油井都呈正方形，一口注水井给周围四口采油井注水，同样一口采油井受周围四个方向的注水井影响。五点井网是一种强采强注布井方式，注水井采油井井数比例为1：1。然而，相关技术中并没有通过对油藏井网进行调整，以提高油藏采收率的方法。
基于上述的技术问题，本申请提供了一种油藏注采同井井网调整方法和系统，该方法包括根据实际油藏资料，建立油藏数值模型并进行数值模拟，根据数值模拟的计算结果分别划分出高、低渗透率网格条带，并分别形成高、低渗透率井网单元，将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井，在注采同井中通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替，计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网，进而提高油藏的采收率与经济效益。
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请的优选实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行更加详细的描述。在附图中，自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的部件或具有相同或类似功能的部件。所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本申请，而不能理解为对本申请的限制。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。下面结合附图对本申请的实施例进行详细说明。
图1为本申请实施例提供的油藏注采同井井网调整方法的流程图。图2为本申请实施例提供的根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的高渗透率网格条带，布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的低渗透率网格条带，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元的流程图。图3为本申请实施例提供的计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网的流程图。
参照图1至图3所示，本申请实施例提供的油藏注采同井井网调整方法，包括：
S1、根据实际油藏资料，建立油藏数值模型，将油藏数值模型的纵向划分为若干网格层，并对每个网格层进行数值模拟。
需要说明的是，油藏资料包括油藏的地质资料以及开发历史资料，通过软件构建油藏数值模拟模型，并进行油藏开发油、气、水的流动模拟计算。具体的，是在电脑上通过数值模拟软件用数字化的方式呈现油田开发的全过程，集合油藏、流体、井位于一体，能够模拟油、气、水在地层中的流动，预测剩余油的分布、原油的产量、油田的含水上升率，优选最优开发方案，指导现场生产。
S2、根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的高渗透率网格条带，布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的低渗透率网格条带，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元。
S3、将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井。
S4、在注采同井中，通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替。
S5、计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网。
本申请实施例提供的油藏注采同井井网调整方法，包括根据实际油藏资料，建立油藏数值模型并进行数值模拟，根据数值模拟的计算结果分别划分出高、低渗透率网格条带，并分别形成高、低渗透率井网单元，将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井，在注采同井中通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替，计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网，进而提高油藏的采收率与经济效益。
需要说明的是，在一种可能的实现方式中，注采同井装置包括同轴设置的套管和油管，且套管位于油管外侧，套管与油管之间形成有环空区，环空区内设置有多个配注器和多个封隔器组，多个配注器与多个封隔器组间隔设置，套管上与配注器对应的位置设置有注水孔，配注器与注水孔连通，通过注水孔向高渗透率井网单元中注水；位于封隔器组内的套管上设置有第一采油孔，位于封隔器组内的油管上设置有第二采油孔，第一采油孔与第二采油孔连通，且均与油管连通，通过第一采油孔和第二采油孔从低渗透率井网单元中采油。
作为一种可以实现的实施方式，S2具体包括：
S21、根据数值模拟的计算结果得到每个网格层中的网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值。
需要说明的是，通过商业数值模拟软件对油藏的每个网格层中的所有网格进行数值模拟计算，并得到每个网格层中的每个网格的渗透率的取值、流通液体倍数的取值和含水饱和度的取值。其中，每个网格的渗透率的取值、流通液体倍数的取值和含水饱和度的取值可视为该网格的均值。
S22、对每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值分别进行归一化计算，并分别得到每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值。
需要说明的是，通过对每个网格的渗透率的取值、流通液体倍数的取值和含水饱和度的取值分别进行归一化计算，得到每个网格的渗透率的归一化值、流通液体倍数的归一化值和含水饱和度的归一化值。其中，流通液体倍数为数值模型中液体(包含水和油)流过网格孔隙体积的倍数。归一化计算是将取值区间大于1的参数范围转换为取值区间在0-1范围内的参数范围，即将取值区间内的起始值与终止值的比值作为新的起始值，将取值区间内的终止值与终止值的比值作为新的终止值。示例性的，原参数范围为(50，1000)，进行归一化计算后的参数范围为(0.05，1)。
S23、根据客观赋权的变异系数法计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数。
需要说明的是，根据客观赋权的变异系数法分别计算每个网格的渗透率的权重系数、流通液体倍数的权重系数和含水饱和度的权重系数。本申请实施例中的每个网格的渗透率为状态量，即渗透率的取值不随时间的变化而改变。本申请实施例中的每个网格的流通液体倍数和含水饱和度则为过程量，即流通液体倍数和含水饱和度的取值随时间的变化而改变。
S24、根据每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值和权重系数，计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的加权求和结果，并计算所有网格的加权求和结果的平均值。
需要说明的是，在一种可能的实现方式中，假设共存在n个网格，则第m个网格的加权求和结果，可以用Sm表示，其中，m≤n。该网格的渗透率的归一化值与渗透率的权重系数的乘积，可以用Sm1表示。该网格的流通液体倍数的归一化值与流通液体倍数的权重系数的乘积，可以用Sm2表示。该网格的含水饱和度的归一化值与含水饱和度的权重系数的乘积，可以用Sm3表示。并满足关系式：Sm＝Sm1+Sm2+Sm3。示例性的，第1个、第2个、第m个、第n-1个和第n个网格的加权求和结果分别表示为S1、S2、Sm、Sn-1和Sn，则所有网格的加权求和结果的平均值，可以表示为S*，并满足关系式：S*＝(S1+S2+…Sm…+Sn-1+Sn)/n。
S25、加权求和结果大于平均值的所有网格形成高渗透率网格条带，加权求和结果小于平均值的所有网格形成低渗透率网格条带。
需要说明的是，将每个网格的加权求和结果分别与平均值进行比较，并将大于平均值的所有网格作为高渗透率网格，所有高渗透率网格形成高渗透率网格条带。同时将小于平均值的所有网格作为低渗透率网格，所有低渗透率网格形成低渗透率网格条带。
S26、布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元。
需要说明的是，布设于高渗透网格条带中的井，是数值模拟软件中虚拟的井，通过将该井作为高渗透率井网单元，以便于进行数值模拟。同样的，布设于低渗透网格条带中的井，也是数值模拟软件中虚拟的井，通过将该井作为低渗透率井网单元，以便于进行数值模拟。
作为一种可以实现的实施方式，每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数之和等于1。
需要说明的是，每个网格的渗透率的权重系数、流通液体倍数的权重系数和含水饱和度的权重系数之和等于1。
作为一种可以实现的实施方式，S5具体包括：
S51、计算将至少部分井调整为注采同井后，石油产量的增量。
需要说明的是，将至少部分井调整为注采同井，是指将位于高渗透网格条带上的至少部分井调整为注采同井。假设高渗透网格条带上具有a口井，该井包括水井和油井，且a口井具有唯一的编号。分别计算a口井中的任意一口或多口井调整为注采同井后的石油产量的增量。
S52、根据石油产量的增量，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的毛利润。
需要说明的是，假设高渗透网格条带上具有a口井，该井包括水井和油井，且a口井具有唯一的编号。分别计算a口井中的任意一口或多口井调整为注采同井后，所增加的毛利润。增加的毛利润的计算方式为，石油产量的增量与当前石油价格的乘积。
S53、计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的成本。
需要说明的是，假设高渗透网格条带上具有a口井，该井包括水井和油井，且a口井具有唯一的编号。分别计算a口井中的任意一口或多口井调整为注采同井后，所增加的成本。增加的成本为，将至少部分井调整为注采同井的调节成本与注采同井装置的使用维护成本之和。示例性的，井调整为注采同井的调节成本可以为对井壁和/或套管增加的射孔成本，该成本可以按照射孔的孔眼数量或工时来计算成本。注采同井装置的使用维护成本可以为租赁成本，该成本可以按照日租、月租或年租来计算。
S54、根据所增加的毛利润和所增加的成本，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的净利润。
需要说明的是，假设高渗透网格条带上具有a口井，该井包括水井和油井，且a口井具有唯一的编号。分别计算a口井中的任意一口或多口井调整为注采同井后，所增加的净利润。增加的净利润的计算方式为，增加的毛利润与增加的成本之差。
S55、将增加的净利润取最大值时的调整方案选为井网调整的最终方案，并确定出需要调整为注采同井的井，应用于实际油藏井网。
需要说明的是，将计算得到的a口井中的任意一口或多口井调整为注采同井后，所增加的净利润进行比较。确定出增加的净利润取最大值时的调整方案，并将该方案选为井网的最终调整方案，进而可以确定出需要调整为注采同井的井，并应用于实际油藏井网。
作为一种可以实现的实施方式，井网的类型包括四点法井网、五点法井网、七点法井网及九点法井网中的一种或多种。
需要说明的是，四点法井网、五点法井网、七点法井网及九点法井网，为较为成熟的井网布设类型。从成熟的井网布设类型选择井网的类型，可以降低设计井网布设方案的时间和人力成本。在实际使用中，井网的类型可以根据应用场景的需要进行选择，本申请实施例不加以限制。
本申请实施例提供的油藏注采同井井网调整系统，包括：
模拟模块，模拟模块用于根据实际油藏资料，建立油藏数值模型，将油藏数值模型的纵向划分为若干网格层，并对每个网格层进行数值模拟；
划分模块，划分模块用于根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的高渗透率网格条带，布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个网格层的低渗透率网格条带，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元；
调整模块，调整模块用于将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井；
注采模块，注采模块用于在注采同井中，通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替；
计算模块，计算模块用于计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网。
本申请实施例提供的油藏注采同井井网调整系统，包括模拟模块、划分模块、调整模块、注采模块和计算模块，模拟模块可以根据实际油藏资料，建立油藏数值模型并进行数值模拟，划分模块可以根据数值模拟的计算结果分别划分出高、低渗透率网格条带，并分别形成高、低渗透率井网单元，调整模块可以将布设于高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井，注采模块可以在注采同井中通过注采同井装置向高渗透率井网单元中注水，并从低渗透率井网单元中采油，形成由高渗透网格条带向低渗透网格条带的驱替，计算模块可以计算将至少部分井调整为注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网，进而提高油藏的采收率与经济效益。
作为一种可以实现的实施方式，划分模块包括：
获取单元，获取单元用于根据数值模拟的计算结果得到每个网格层中的每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值。
第一计算单元，第一计算单元用于对每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值分别进行归一化计算，并分别得到每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值。
第二计算单元，第二计算单元用于根据客观赋权的变异系数法计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数。
第三计算单元，第三计算单元用于根据每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的归一化值和权重系数，计算每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的加权求和结果，并计算所有网格的加权求和结果的平均值。
第一形成单元，第一形成单元用于加权求和结果大于平均值的所有网格形成高渗透率网格条带，加权求和结果小于平均值的所有网格形成低渗透率网格条带。
第二形成单元，第二形成单元用于布设于高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，布设于低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元。
作为一种可以实现的实施方式，每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的权重系数之和等于1。
作为一种可以实现的实施方式，计算模块包括：
第四计算单元，第四计算单元用于计算将至少部分井调整为注采同井后，石油产量的增量。
第五计算单元，第五计算单元用于根据石油产量的增量，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的毛利润。
第六计算单元，第六计算单元用于计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的成本。
第七计算单元，第七计算单元用于根据所增加的毛利润和所增加的成本，计算将至少部分井调整为注采同井后，所增加的净利润。
第二确定单元，第二确定单元用于将增加的净利润取最大值时的调整方案选为井网调整的最终方案，并确定出需要调整为注采同井的井，应用于实际油藏井网。
作为一种可以实现的实施方式，井网的类型包括四点法井网、五点法井网、七点法井网及九点法井网中的一种或多种。
具体实施例一
图4为本申请实施例提供的数值模拟的第一网格层中的高渗透率网格条带分布图。图5为本申请实施例提供的数值模拟的第二网格层中的高渗透率网格条带分布图。图6为本申请实施例提供的数值模拟的第三网格层中的高渗透率网格条带分布图。图7为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第一网格层中的网格的剩余油分布图。图8为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第二网格层中的网格的剩余油分布图。图9为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第三网格层中的网格的剩余油分布图。图10为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第一网格层中的网格的剩余油分布图。图11为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第二网格层中的网格的剩余油分布图。图12为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第二网格层中的网格的剩余油分布图。
需要说明的是，图4至图12中的WAT111代表111水井，WAT222代表222水井，WAT333代表333水井，WAT444代表444水井。OIL111代表111油井，OIL222代表222油井，OIL333代表333油井，OIL444代表444油井，OIL555代表555油井，OIL666代表666油井，OIL777代表777油井，OIL888代表888油井，OIL999代表999油井。
为使本申请的上述内容能更明显易懂，以数值模型为例，具体说明本申请实施例的数值模拟效果：
见表1，表1为五点法井网理想模型基本参数表，本申请实施例采用油水两相块状黑油模型，并用五点法井网理想模型对油藏进行数值模拟。
表1五点法井网理想模型基本参数表
| 参数 | 参数值 |
| 网格维数 | 31*31*31 |
| 网格尺寸(m) | 20*20*20 |
| 深度(m) | 750 |
| 渗透率(mD) | 20；200；1000 |
| 孔隙度 | 0.24；0.26；0.28 |
| 密度(kg/m<sup>3</sup>) | Water:1000；Oil:850 |
| 粘度(mpa·s) | Water:0.60；Oil:12 |
| 体积系数 | Water:1.06；Oil:1.15 |
见表2，表2为归一化权重计算数据表，在对高渗透率网格条带与低渗透率网格条带划分的过程中，首先要对通过数值模拟的计算结果得到的每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值进行归一化计算。
归一化计算后再采用客观赋权的变异系数法来确定每个网格的渗透率、含水饱和度、流通液体倍数的权重系数，客观赋权的变异系数法方法原理为：某项参数在油藏数值模型中网格的变化越剧烈，其变异系数越大，则其权重也就越大，计算公式为：
式(1)至(4)中，
表示第i项指标的平均值，ui表示第i项指标的取值，σi表示第i项指标的标准偏差；Vi表示第i项指标的变异系数；ωi表示第i项指标的权重系数。
表2归一化权重计算数据表
通过对渗透率、含水饱和度、流通液体倍数进行权重加权求和，进而判断高渗透网格条带与低渗透网格条带，假设油藏数值模型的第k网格层的第i行第j列的网格的综合识别指数为Eij，各参数的权重加权求和用Eij表示：
式(5)中，Ek,ij表示第k网格层的第i行第j列的网格达到综合识别指数；ωk,ij表示第k网格层的第i行第j列的某项参数的权重系数；Ak,ij表示第k网格层的第i行第j列的某项参数的归一化值。
通过上述数值模拟得到图4、图5和图6。图4为本申请实施例提供的数值模拟的第一网格层中的网格的渗透率分布图。图5为本申请实施例提供的数值模拟的第二网格层中的网格的渗透率分布图。图6为本申请实施例提供的数值模拟的第三网格层中的网格的渗透率分布图。
方案一(井网调整前的方案)：五点法井网理想模型于2000年1月开始生产，初始模型包括4口注水井、9口采油井，在定产液生产制度下，注水井连续注水量337.5m3/d，模拟持续达到总含水率为98％，总含水率98％达到后模拟时间继续延长至2035年12月。
方案二(井网调整后的方案)：五点法井网理想模型于2000年1月开始生产，位于第一网格层的高渗透率网格条带中的444油井以及666油井在2021年11月达到98％特高含水率，2021年11月对第一网格层的高渗透率网格条带的444油井进行转注；位于第一网格层的高渗透率网格条带的555油井在2034年4月达到98％特高含水率，2034年4月对第一网格层的高渗透率网格条带的555油井进行转注。
位于第二网格层的高渗透率网格条带的555油井在2034年4月达到98％特高含水率，2034年4月对第二网格层的高渗透率网格条带的555油井进行转注；位于第二网格层的高渗透率网格条带的888油井在2019年10月达到98％特高含水率，2019年10月对第二网格层的高渗透率网格条带的888油井进行转注。
位于第三网格层的高渗透率网格条带的111油井在2013年1月达到98％特高含水率，2013年1月对第三网格层的高渗透率网格条带的111油井进行转注；位于第三网格层的高渗透率网格条带的555油井在2033年5月达到98％特高含水率，2033年5月对第三网格层的高渗透率网格条带的555油井进行转注；位于第三网格层的高渗透率网格条带的999油井在2013年9月达到98％特高含水率，2013年9月对第三网格层的高渗透率网格条带的999油井进行转注。
见表3，表3为具体实施例一的井网调整前后采收率表，在定产液生产制度下，为了保证方案二与方案一注水、产液的的一致性，五点法井网理想模型的总注水量保持一致，模拟持续达到总含水率为98％，含水率98％达到后模拟时间继续延长至2035年12月。
对比方案一与方案二的数值模拟结果，当数值模拟持续达到总含水率98％后，井网调整前采收率为47.13％，井网调整后采收率为48.75％，总采收率提高了1.62％；模拟时间至2035年时，采收率为48.79％，井网调整后采收率达到了51.49％，总采收率提高了2.70％。
表3具体实施例一的井网调整前后采收率表
通过上述数值模拟还得到井网调整前的各网格层中的网格的剩余油分布图，例如图7、图8和图9。图7为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第一网格层中的网格的剩余油分布图。图8为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第二网格层中的网格的剩余油分布图。图9为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整前的第三网格层中的网格的剩余油分布图。
通过上述数值模拟还得到井网调整后的各网格层中的网格的剩余油分布图，例如图10、图11和图12。图10为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第一网格层中的网格的剩余油分布图。图11为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第二网格层中的网格的剩余油分布图。图12为本申请实施例提供的数值模拟的井网调整后的第二网格层中的网格的剩余油分布图。
对比方案一与方案二中模拟至2035年剩余油分布，方案一中油藏边部富集剩余油，方案二中油藏无富集状态剩余油。模拟结果表明，无论在含水率达到98％后还是模拟到2035年，提高采收率效果均显著。
具体实施例二
为使本申请的上述内容能更明显易懂，以大港油田某区块油藏为例，具体说明本申请实施例的试验效果：
本申请中的油藏位于大港油田某区块，层位为第三系明化镇II2油层。该油组连通性好，平均厚度6.7m，埋藏深度1102.4-1040.2m，含油面积为0.86km3。油藏发育曲流河及三角洲分流河道砂体。油藏综合含水为95.9％，采收率仅为31.15％，无效循环严重。
方案三(井网调整前的方案)：井网类型选用五点法井网，采用油水两相块状黑油模型模拟试验，油藏于1965年10月开始生产，初始模型共包括11口水井，9口油井，在定产液生产制度下，模拟试验持续至油藏的总含水率达到98％，当油藏的总含水率达到98％以后，继续进行模拟试验，并使模拟试验时间延长至2035年12月。
方案四(井网调整后的方案)：井网类型选用五点法井网，采用油水两相块状黑油模型模拟试验，且模拟试验参数与方案三的模拟试验参数相同。油藏于1965年10月开始生产，初始模型共包括11口水井，9口油井，可以将位于高渗透率网格条带的含水率达到98％的油井，转为水井注水开发，即，由油井调整为注采同井，在同一口井中实现了注水与采油。在定产液生产制度下，保证方案四与方案三注水、产液的一致性，预测时，油藏的总注水量保持一致，模拟试验持续至油藏的总含水率达到98％，当油藏的总含水率达到98％以后，继续进行模拟试验，并使模拟试验时间延长至2035年12月。
需要说明的是，方案四中，在一种可能的实现方式中，模拟试验可以将位于高渗透率网格条带的含水率达到98％的油井，转为水井注水开发。在另一种可能的实现方式中，模拟试验还可以将位于高渗透率网格条带的含水率达到80％、85％、90、95％或其他任意数值的油井，转为水井注水开发。在实际使用时，用户可以根据实际应用场景和需要进行选择，本申请实施例不加以限制。
通过对比方案三和方案四的模拟试验结果发现：
见表4，表4为具体实施例二的井网调整前后采收率表，当模拟试验持续至油藏的总含水率达到98％时，方案三中油藏的采收率为34.58％，累计产油量为271881m3。方案四中油藏的采收率为36.75％，累计产油量为288868m3。可见调整井网后，采收率提高了2.17％，累计产油量增加了16987m3。当模拟试验持续至2035年12月时，方案三中油藏的采收率为36.32％，累计产油量为285488m3。方案四中油藏的采收率为39.05％，累计产油量为306947m3。可见调整井网后，采收率提高了2.73％，累计产油量增加了21459m3。
表4具体实施例二的井网调整前后采收率表
模拟试验结果表明：无论在含水率达到98％时，还是在模拟时间持续到2035年12月时，提高采收率的效果均较为显著。
在本申请实施例的描述中，需要理解的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应作广义理解，例如，可以使固定连接，也可以是通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或者两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。术语“上”、“下”、“前”、“后”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或者位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或者暗示所指的装置或者元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。在本申请的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非是另有精确具体地规定。
本申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施例例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种油藏注采同井井网调整方法，其特征在于，包括：
根据实际油藏资料，建立油藏数值模型，将所述油藏数值模型的纵向划分为若干网格层，并对每个所述网格层进行数值模拟；
根据数值模拟的计算结果划分出每个所述网格层的高渗透率网格条带，布设于所述高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个所述网格层的低渗透率网格条带，布设于所述低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元；
将布设于所述高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井；
在所述注采同井中，通过注采同井装置向所述高渗透率井网单元中注水，并从所述低渗透率井网单元中采油，形成由所述高渗透网格条带向所述低渗透网格条带的驱替；
计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网。
2.根据权利要求1所述的油藏注采同井井网调整方法，其特征在于，在所述根据数值模拟的计算结果划分出每个所述网格层的高渗透率网格条带，布设于所述高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个所述网格层的低渗透率网格条带，布设于所述低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元的步骤中，具体包括：
根据数值模拟的计算结果得到每个网格层中的每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值；
对每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的取值分别进行归一化计算，并分别得到每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的归一化值；
根据客观赋权的变异系数法计算每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的权重系数；
根据每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的归一化值和权重系数，计算每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的加权求和结果，并计算所有网格的所述加权求和结果的平均值；
所述加权求和结果大于所述平均值的所有所述网格形成高渗透率网格条带，所述加权求和结果小于所述平均值的所有所述网格形成低渗透率网格条带；
布设于所述高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，布设于所述低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元。
3.根据权利要求2所述的油藏注采同井井网调整方法，其特征在于，每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的权重系数之和等于1。
4.根据权利要求1所述的油藏注采同井井网调整方法，其特征在于，在所述计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网的步骤中，具体包括：
计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，石油产量的增量；
根据石油产量的增量，计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，所增加的毛利润；
计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，所增加的成本；
根据所增加的毛利润和所增加的成本，计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，所增加的净利润；
将增加的净利润取最大值时的调整方案选为井网调整的最终方案，并确定出需要调整为所述注采同井的所述井，应用于实际油藏井网。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的油藏注采同井井网调整方法，其特征在于，所述井网的类型包括四点法井网、五点法井网、七点法井网及九点法井网中的一种或多种。
6.一种油藏注采同井井网调整系统，其特征在于，包括：
模拟模块，所述模拟模块用于根据实际油藏资料，建立油藏数值模型，将所述油藏数值模型的纵向划分为若干网格层，并对每个所述网格层进行数值模拟；
划分模块，所述划分模块用于根据数值模拟的计算结果划分出每个所述网格层的高渗透率网格条带，布设于所述高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，根据数值模拟的计算结果划分出每个所述网格层的低渗透率网格条带，布设于所述低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元；
调整模块，所述调整模块用于将布设于所述高渗透网格条带中的至少部分井调整为注采同井；
注采模块，所述注采模块用于在所述注采同井中，通过注采同井装置向所述高渗透率井网单元中注水，并从所述低渗透率井网单元中采油，形成由所述高渗透网格条带向所述低渗透网格条带的驱替；
计算模块，所述计算模块用于计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后的经济效益，并将经济效益最佳的调整方案应用于实际油藏的井网。
7.根据权利要求6所述的油藏注采同井井网调整系统，其特征在于，所述划分模块包括：
获取单元，所述获取单元用于根据数值模拟的计算结果得到每个网格层中的每个网格的渗透率、流通液体倍数和含水饱和度的取值；
第一计算单元，所述第一计算单元用于对每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的取值分别进行归一化计算，并分别得到每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的归一化值；
第二计算单元，第二计算单元用于根据客观赋权的变异系数法计算每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的权重系数；
第三计算单元，所述第三计算单元用于根据每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的归一化值和权重系数，计算每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的加权求和结果，并计算所有网格的所述加权求和结果的平均值；
第一形成单元，所述第一形成单元用于所述加权求和结果大于所述平均值的所有所述网格形成高渗透率网格条带，所述加权求和结果小于所述平均值的所有所述网格形成低渗透率网格条带；
第二形成单元，所述第二形成单元用于布设于所述高渗透网格条带中的井形成高渗透率井网单元，布设于所述低渗透网格条带中的井形成低渗透率井网单元。
8.根据权利要求7所述的油藏注采同井井网调整系统，其特征在于，每个所述网格的所述渗透率、所述流通液体倍数和所述含水饱和度的权重系数之和等于1。
9.根据权利要求6所述的油藏注采同井井网调整系统，其特征在于，所述计算模块包括：
第四计算单元，所述第四计算单元用于计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，石油产量的增量；
第五计算单元，所述第五计算单元用于根据石油产量的增量，计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，所增加的毛利润；
第六计算单元，所述第六计算单元用于计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，所增加的成本；
第七计算单元，所述第七计算单元用于根据所增加的毛利润和所增加的成本，计算将至少部分所述井调整为所述注采同井后，所增加的净利润；
第一确定单元，所述第一确定单元用于将增加的净利润取最大值时的调整方案选为井网调整的最终方案，并确定出需要调整为所述注采同井的所述井，应用于实际油藏井网。
10.根据权利要求6-9中任一项所述的油藏注采同井井网调整系统，其特征在于，所述井网的类型包括四点法井网、五点法井网、七点法井网及九点法井网中的一种或多种。
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