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1、1 多元热流体多轮次吞吐方案优化方法研究及应用 1引言 截至 2010 年底,海稠油储量占该海域已发现石油总储量的85%1。由于原油粘度 高，渗流阻力大以及受钻井平台空间的限制，常规注水开发效果有限2；从 2008 年起， X 油田开展的多元热流体吞吐开采稠油技术增产效果较好3 6。注入参数决定了 注入热能的利用程度，特别是注入强度的大小对该技术开发效果的影响较大7，目前许 多油田吞吐井注入强度是按递增方式确定的， 没有考虑不同油藏条件和开发阶段对后续 注入强度开发效果的影响，为提高水平井多元热流体多轮次吞吐技术的开发效果，绘制 了不同油藏和开发阶段注入强度的优化图版，用以指导稠油的高效开发。
2、 2基础模型的建立 根据海X 油田试验区油藏的特点选取 well-1 井建立了单井油藏数值模拟模型， 如 图 1 所示，模型基本参数如表 1 所示。 图 1well-1 井多轮次吞吐油藏数值模拟模型 2 表 1多轮次吞吐单井模型基本参数表 参数名称参数值参数名称参数值 网格划分33156网格大小，m18151 有效厚度，m6平均渗透率，10-3m23600 孔隙度0.372地层温度，56 水平井长度，m270原油粘度，mPas449 为真实反映渤海 X 油田的油藏实际情况，对该单井模型进行了油藏开发指标拟合， 日产油和日产气拟合结果如图 2 和图 3 所示，历史拟合总体效果较好，该数值模型能比
3、 较真实地反映实际油藏多轮次吞吐开发的生产动态。 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 拟合值 实际值 图 2well-1 井日产油拟合图 3well-1 井日产气拟合 3注入强度优化 3.1目标函数的确定 多元热流体多轮次吞吐以周期为单位进行调整， 优化目标函数需同时反映油田的开 发动态指标和经济效益。为此，引入周期产出投入比作为多轮次吞吐开发方案的优化目 标。周期产出投入比是在一定的注采参数组合下，一个周期内热力采油相对冷采所增加 的累产油量所带来的收入
4、与热采期间注热费用的比值。其表达式为： () 0.159 po NNGh N R SS （1） 式中：R为周期产出投入比； N为周期增油收入，元； Np为周期累产油量，m3； No为当冷采时预计的产油量，m3； G为原油价格，美元/m3； 3 H为汇率； S为注热费用，元，其表达式为： 123142 ()SCCCdCd （2） 式中：C1为固定费用，元； C2为设备日租费用，元； C3为柴油日费用，元； C4为人员费用，元； d1为设备注天数，天； d2为人员作业天数，一般设定人员作业天数比设备工作天数多 10 天，即 d2=d1+10。 将周期产出投入比作为多元热流体吞吐开发方案生产周期的优
5、化目标， 运用数值模 拟方法进行预测分析，获得不同注入强度下的周期产出投入比，从而优选出该周期下最 优参数值，进而可以依次确定多元热流体吞吐最佳方案。 3.2优化方案的建立 以 well-1 模型为基础，通过设计各周期不同注入强度水平，形成多套模拟样本。通 过周期产出投入比对每个样本模型进行注入强度的优化， 得到不同累产油量和存气率条 件下下一周期的最优注入强度值， 同时将该最优方案下的累产油量和存气率作为下一周 期的条件，对下一周期的注入强度进行优化。 各方案注入温度 240，产液速度 120m3/d，焖井时间为 4 天，以日产油 35m3/d 作为 吞吐周期结束标准。对基础方案分别计算首轮
6、次注入强度为 18 个不同水平时开发效果， 形成首轮次结束后不同累产油和不同存气率的 18 个样本模型，注入强度水平值见表 1。 表 1首轮次注入强度水平值 水平123456789 取值9.810.411.011.612.212.813.414.014.6 水平101112131415161718 取值15.215.816.417.017.618.218.819.420.0 以第 10 水平方案 (首轮注入强度 15.2m3/m)为例，介绍后续注入强度优化过程。 第 10 水平方案首轮结束累产油 2.496104m3，存气率 69。在此基础上进行第二 4 轮注入强度优化。优化方法是分别计算第二
7、轮不同注入强度的周期产出投入比，结果如 图 4 所示。根据曲线回归计算，选取曲线的最高点所对应的周期注入强度 14.7m3/m 为 第二轮最优注入强度。 根据上述方法，对其它 17 个水平的模型进行计算，在此基础上对第二轮注入强度 进行优化。在第二轮最优方案的基础上，对下一轮注入强度进行优化，以此类推，直到 第四轮优化结束。以此优化出三轮共 54 套不同累产油和存气率条件下的注入强度优化 样本如表 2 所示。 表 2注入强度优化值统计表 序号优化轮次 累产油 104m3 存气率 % 优化注入强度 m3/m 序号 优化 轮次 累产油 104m3 存气率 % 优化注入强度 m3/m 1 2 1.5
8、808613.2728 3 3.9404616.33 21.6105514.31294.0104715.80 31.6108313.02304.0406116.32 41.6606314.01314.0503016.21 52.0004015.17324.3104516.21 62.1608314.28334.4635516.91 72.1805914.96344.6105316.60 82.2307014.13354.6903517.09 92.3108613.69364.7308215.34 102.4966914.7037 4 4.9504316.70 112.5104915.10384
9、.9604316.54 122.6309014.48395.1402917.15 132.7302516.01405.2507516.75 142.7606515.36415.3403917.42 152.7907914.34425.3522517.26 162.8438114.52435.4803717.81 173.0908814.97445.5202917.07 183.1207415.22455.6605317.45 19 3 3.1846614.98465.6908916.67 203.3905115.60475.6943117.32 213.4805315.96485.694351
10、7.32 223.5303716.28495.6943517.32 233.5307415.44505.9108217.07 243.5606915.13516.0205517.33 253.6008816.00526.1103317.81 263.8208414.87536.1407917.05 273.9403916.70546.1745317.19 5 图 4周期产出投入比与注入强度关系曲线 4优化图版的建立 4.1注入强度基础图版 在直角坐标系内，绘制下一周期最优注入强度与目前累产油的关系散点图，并根据 目前存气率的不同划分为四类(存气率80%)，分别进行 回归统计，并绘制线性关系趋势
11、线，如图 5 所示。 图 5注入强度优化图版 对图中的数据进行线性回归，得到不同存水率条件下，下一周期最优注入强度与目 前累产油的关系，见式(3)(6)。 239.145686 . 0 oi NI(存气率80%)（6） 式中：Ii为周期注入强度，m3/m； No为累产油，104m3。 该回归关系适用条件为：渗透率 4000103m2、原油粘度 600mPa.s、水平井长度 270m、有效厚度 6m。待评价井参数不为以上条件时，需要使用校正图版进行校正。 对以上结果进行分析可以看出，在存气率相近条件下，随生产井累产油量的增加， 下一周期优化注入强度呈线性增加，并且存气率越大，斜率越大。主要原因在
12、于随着累 产油量的增加，地层中可采储量减少，近井地带剩余油分布减少，需要注入更多热量动 用深部剩余油。在相同累产油条件下，存气率越大，最优周期注入强度越小。这是由于 存气率大，地层深部压力保持水平高，下一周期注入强度需求相对较低。 4.2最优注入强度校正图版的绘制 最优注入强度图版是在基础方案条件下计算回归得到的， 实际油藏参数范围与基础 方案有较大差别。油层厚度、渗透率、原油粘度和水平井长度等参数对最优注入强度有 较大影响。因此，需要对最优注入强度图版进行校正，建立校正图版。校正图版的绘制 方法为： 采用最优注入强度图版相同的研究方法，运用数值模拟技术，计算得到不同的 油藏参数下对应的校正最
13、优注入强度； 将其与基础方案下优化出的注入强度进行对 比，获取一系列基础优化注入强度与校正注入强度的比值，即校正系数； 将油藏参 数值作为横坐标，将校正优化注入强度与基础方案下优化注入强度的比值作为纵坐标， 绘制最优注入强度校正图版。 数值模拟模型研究表明，对不同油藏厚度、渗透率、原油粘度以及水平井段长度下 的最优注入强度对每个吞吐周期的影响幅度较为接近，因此主要研究了第二个周期内， 不同因素对最优注入强度的影响，制定校正图版。计算过程中讨论某个参数的影响时， 其他参数与基础方案一致。 利用数值模拟方法研究了渗透率K为1000、 2000、 4000、 6000、 8000和1000010-3
14、m2 时，第二周期最优注入强度。不同渗透率条件下第二个周期注入强度与周期产出投入比 关系曲线如图 6 所示。选取曲线最高点对应的周期注入强度即为最优注入强度，不同渗 透率第二周期的最优注入强度统计见表 3。 7 表 3不同渗透率下注入强度校正系数统计表 渗透率 10-3m2 最优注入强度 m3/m 基础方案最优注入强度 m3/m 校正系数 100011.9 14.7 0.811 200013.10.889 400014.71.000 600015.41.046 800015.61.061 1000015.81.073 注：校正系数=最优注入强度/基础方案最优注入强度 (a)K=100010-3
15、m2(a)K=200010-3m2 (c)K=400010-3m2(d)K=600010-3m2 (e)K=800010-3m2(f)K=1000010-3m2 图 6不同渗透率条件下周期注入强度与产出投入比关系曲线 8 采用相同的计算方法，分别研究了不同油层厚度、原油粘度以及水平井段长度条件 下最优周期注入强度校正系数，结果见表 4-6。 表 4不同油层厚度下注入强度校正系数统计表 油层厚度 m 最优注入强度 m3/m 基础方案最优注入强度 m3/m 校正系数 212.0 14.7 0.819 313.00.882 614.71.000 916.01.091 1217.11.160 1517
16、.51.189 表 5不同原油粘度下注入强度校正系数统计表 原油粘度 mPa.s 最优注入强度 m3/m 基础方案最优注入强度 m3/m 校正系数 15013.6 14.7 0.926 30014.00.953 50014.50.985 60014.71.000 75014.91.016 100015.21.031 表 6不同水平井段长度下注入强度校正系数统计表 水平井段长度 m 最优注入强度 m3/m 基础方案最优注入强度 m3/m 校正系数 10018.8 14.7 1.279 15017.81.211 20016.51.122 25015.31.041 27014.71.000 30013.80.939 9 图 7多元热流体吞吐周期注入强度校正图版 根据不同参数条件下计算得到的最优注入强度校正系数， 绘制出多元热流体吞吐周 期注入强度校正图版(图 7)。可以看出，随着油藏厚度、渗透率、原油粘度的增加，最
