一种高粘油藏化学驱的全周期协同优化方法

本发明涉及一种高粘油藏化学驱的全周期协同优化方法，属于油气田开发提高采收率。

背景技术：

1、我国蕴藏着大量的高粘度原油资源，通过向地层注入具有强力降黏附功特性的驱油剂，可有效降低高粘原油在岩石表面的黏附功。这一过程能够显著削弱原油与岩石表面的结合力，促使原油更易从岩石表面剥离，从而大幅提高原油采收率。该过程呈现显著的阶段性特征，需科学划分为含水下降阶段、谷底平台阶段及含水回升阶段。中国专利文献cn120667071a提出了一种非连续化学驱变循环组合方案优化方法及装置，该方法根据目标油藏的渗透率变异系数和集成优化算法，确定适配性最高的目标优化算法。然后基于效益相关目标函数和约束条件，对化学剂组合变量的参数值进行迭代优化，得到优化参数值。而中国专利文献cn120649854a则提供了一种高效均衡化学驱油体系的配比优化方法，通过收集数据，利用实验和数值模拟不断优化化学剂配比。优化后的配比能改善油水界面特性，提高油的流动性，有效增强驱油效果及油田采收率，经实验室验证和现场小规模试验，确保了配比在实际应用中的有效性，兼顾了驱油效果、经济效益与实用性。

2、现有优化技术存在缺陷，阶段划分依赖预设静态阈值，如固定时间点或累积产油量，使阶段转换偏离实际开发动态；同时，注采参数优化与阶段划分割裂，通常在固定阶段边界内独立优化，却忽视优化参数会显著改变油藏响应，进而直接影响最优阶段阈值的取值。这种“先划分阶段，后优化参数”的模式，造成阶段边界与参数配置双向脱节，静态阈值使参数优化丧失时效性，而参数引发的动态变化无法反馈至阶段调整。缺乏对阶段转换阈值和注采参数联合决策空间的协同优化能力，亟需构建一种同步动态优化阈值与参数的闭环机制，实现开发阶段自适应划分与注采策略全局优化的统一。

技术实现思路

1、针对现有技术的不足，本发明提供了一种高粘油藏化学驱的全周期协同优化方法，以解决上述问题。

2、本发明的技术方案为：

3、一种高粘油藏化学驱的全周期协同优化方法，包括：

4、步骤1：确定高粘油藏全过程水驱开发方案，并进行油藏数值模拟计算；

5、步骤2：确定高粘油藏水驱后转化学驱的不同开发阶段之间的动态调控初始阈值以及各阶段注采参数的初始值，对高粘油藏化学驱初始方案进行油藏数值模拟计算；

6、步骤3：基于计算得到的开发动态，以吨剂量增油量最大化为目标，使用不动点迭代方法和粒子群优化算法，同步协同优化不同开发阶段之间转换的动态调控阈值以及各生产阶段的注采参数，然后对更新后的化学驱方案进行油藏数值模拟计算：

7、动态调控阈值的不动点迭代方法是基于油藏数值模拟获取的含水率曲线，通过分段线性回归将曲线划分为3个线性线段；采用最小二乘法分别拟合各线段的斜率，以最小化残差平方和；根据相邻线段间的斜率差异，确定不同开发阶段转换的候选边界值；并在后续优化迭代中更新各阶段的动态调控阈值；

8、粒子群优化算法将每个方案视为一个粒子，首先根据油藏数值模拟计算出的吨剂增油量，更新每个粒子的个体历史最优位置和整个群体的全局最优位置；随后，粒子群优化算法综合个体历史最优解和群体全局最优解的信息，更新每个粒子的位置参数；

9、步骤4：重复执行步骤3，直至迭代收敛至吨剂增油量最大。

10、根据本发明优选的，步骤1中，制定高粘油藏全过程水驱开发方案，并进行油藏数值模拟计算，当含水率到达98%停止计算，计算全过程水驱开发的累计产油量。

11、进一步优选的，步骤1中，制定高粘油藏全过程水驱开发方案，是指：在不注入化学剂的条件下，按照预设注水速度向注入井连续注水，并按照预设产液量控制生产井生产；

12、油藏数值模拟计算，是指：将目标油藏划分为网格单元；向各网格单元赋予孔隙度、渗透率、初始含油饱和度、初始压力及岩石和流体物性参数；设置注入井和生产井的位置、完井层段及控制条件；利用质量守恒方程、达西渗流方程和油水两相渗流关系，逐时间步求解各网格单元的压力、含油饱和度和含水饱和度；根据各生产井的产油速度和产水速度获得含水率及产油量随时间的变化；

13、当含水率到达98%停止计算，通过对整个水驱期间的产油量进行时间累加获得全过程水驱开发的累计产油量。

14、根据本发明优选的，步骤2中，水驱开发至含水率达90%时转化学驱，化学驱结束后继续进行水驱开发。

15、根据本发明优选的，步骤2中，将高粘油藏化学驱过程划分为含水下降阶段、谷底平台阶段和含水回升阶段；不同开发阶段之间转换的动态调控阈值是指高粘油藏化学驱开发动态曲线上表征阶段转变的两个关键点，包括含水下降阶段向谷底平台阶段转换的第一转折点，以及谷底平台阶段向含水回升阶段转换的第二转折点；

16、根据化学驱初始方案的油藏数值模拟结果，按照模拟时间顺序获取各时间步的含水率和累计产油量，先在含水率动态曲线上确定第一转折点和第二转折点及其对应的两个模拟时间，再从油藏数值模拟结果中直接读取两个模拟时间所对应的累计产油量，并分别将第一转折点对应的累计产油量赋值为第一动态调控初始阈值，将第二转折点对应的累计产油量赋值为第二动态调控初始阈值；在后续开发过程中，当累计产油量达到第一动态调控初始阈值时，开发过程由含水下降阶段转换至谷底平台阶段；当累计产油量达到第二动态调控初始阈值时，开发过程由谷底平台阶段转换至含水回升阶段。

17、根据本发明优选的，步骤2中，分别确定含水下降阶段、谷底平台阶段和含水回升阶段的注采参数初始值，注采参数初始值包括各阶段的化学剂注入浓度和化学剂注入速度；

18、首先，根据目标油藏条件下化学剂性能评价实验结果，确定化学剂浓度范围为0～2.5 kg/m3，并将化学剂浓度范围作为化学剂注入浓度的取值范围；

19、然后，根据注入井的吸水能力、地层允许注入压力以及注入设备的工作能力，确定化学剂注入速度范围为30～100 m3/d；

20、在化学剂注入浓度的取值范围和化学剂注入速度范围内，分别选取含水下降阶段、谷底平台阶段和含水回升阶段的化学剂注入浓度及化学剂注入速度，并将每个阶段选取的一组化学剂注入浓度和化学剂注入速度赋值为对应阶段注采参数的初始值；生成多组不同的初始参数组合，每组参数组合对应一个化学驱初始方案，注采保持平衡。

21、根据本发明优选的，步骤2中，对高粘油藏化学驱初始方案进行油藏数值模拟计算，是指：将高粘油藏化学驱初始方案中不同开发阶段之间的动态调控初始阈值包括第一动态调控初始阈值和第二动态调控初始阈值，以及各阶段化学剂注入浓度、化学剂注入速度赋值到步骤1建立的油藏数值模拟计算中，在保持注采平衡的条件下进行开发动态模拟，计算并输出化学驱过程中的含水率、累计产油量；当综合含水率达到98%时，停止油藏数值模拟计算。

22、根据本发明优选的，步骤3中，使用分段线性回归，将化学驱阶段的含水率曲线划分为3个线性线段，如式（ⅰ）所示：

23、（ⅰ）；

24、式（ⅰ）中，为第个数据点对应的含水率；为第个数据点对应的注化学驱后开发时间；为第个数据点的误差项；为含水率曲线数据点总数；为数据点序号；为线性线段的编号，分别表示含水下降阶段、谷底平台阶段和含水回升阶段；和分别为第个阶段拟合直线的截距和斜率，和分别为第一候选转折点和第二候选转折点在含水率数据序列中的位置编号，满足，和分别为第一候选转折点和第二候选转折点对应的开发时间。

25、根据本发明优选的，步骤3中，第个阶段的斜率和截距采用最小二乘法计算，计算公式分别如式（ⅱ）和式（ⅲ）所示：

26、（ⅱ）；

27、（ⅲ）；

28、式（ⅱ）和式（ⅲ）中，为第个阶段所包含的数据点的索引集合；为第个阶段内各数据点对应开发时间的平均值；为第个阶段内各数据点对应含水率的平均值。

29、根据本发明优选的，步骤3中，在完成分段线性回归后，计算各阶段的残差平方和以及3个阶段的总残差平方和，计算公式如式（ⅳ）和式（ⅴ）所示：

30、（ⅳ）；

31、（ⅴ）；

32、式（ⅳ）和式（ⅴ）中，为第个阶段的残差平方和，用于表征该阶段实际含水率与拟合含水率之间的偏差；为3个阶段的总残差平方和。

33、根据本发明优选的，步骤3中，阶段转换边界按照以下条件确定：含水下降阶段的斜率，谷底平台阶段的斜率满足，含水回升阶段的斜率；其中，表示含水率随开发时间下降；表示谷底平台阶段的含水率变化速率不超过含水下降阶段含水率变化速率绝对值的10%，据此判定为谷底平台阶段；表示含水率随开发时间回升；

34、将满足斜率条件且总残差平方和最小的候选转折点组合确定为最优转折点组合，将第一最优转折点对应的时间点确定为含水下降阶段向谷底平台阶段转换的第一阶段转换边界时间点，将第二最优转折点对应的时间点确定为谷底平台阶段向含水回升阶段转换的第二阶段转换边界时间点。

35、根据本发明优选的，步骤3中，在确定第一阶段转换边界时间点和第二阶段转换边界时间点后，从同一次油藏数值模拟输出结果中，分别读取第一阶段转换边界时间点和第二阶段转换边界时间点所对应的累计产油量，将第一阶段转换边界时间点对应的累计产油量确定为第一动态调控候选阈值，将第二阶段转换边界时间点对应的累计产油量确定为第二动态调控候选阈值。

36、根据本发明优选的，步骤3中，动态调控阈值的更新流程如下：

37、首先，计算动态调控阈值变化梯度方向，计算公式如式（ⅵ）所示：

38、（ⅵ）；

39、式（vi）中，为当前使用的动态调控阈值，为动态调控候选阈值，为动态调控候选阈值相对于当前使用的动态调控阈值的变化方向及变化量；

40、然后，计算自适应学习率，计算公式如式（ⅶ）和式（ⅷ）所示：

41、（ⅶ）；

42、（ⅷ）；

43、式（ⅶ）和式（ⅷ）中，为自适应学习率；为基础学习率；为动态调控候选阈值与目前使用边界值的相对误差；为参考误差值；为学习率缩放下限因子；为学习率缩放上限因子；

44、最后，利用得到的梯度方向和自适应学习率更新动态调控阈值，计算公式如式（ⅸ）：

45、（ⅸ）；

46、式（ⅸ）中，为更新后的动态调控阈值。

47、根据本发明优选的，步骤3中，吨剂增油量的计算公式如式（x）所示：

48、（x）；

49、式（x）中，为吨剂增油量，为化学驱的累积产油量，为全过程水驱的累积产油量，为强力降黏附功化学剂的累计注入量；

50、化学驱的累积产油量、全过程水驱的累积产油量、强力降黏附功化学剂的累计注入量的计算公式如下：

51、（xi）；

52、（xii）；

53、（xiii）；

54、其中，和分别为两种方案第个时间步的产油速度；为化学剂质量浓度，单位为kg/m³；为化学剂累计注入质量，单位为t；为地面体积注入速度，单位为m³/d；为时间步时长，单位为d。

55、根据本发明优选的，步骤3中，以吨剂增油量最大化为目标函数，采用粒子群优化算法优化含水下降、谷底平台及含水回升阶段的化学剂注入浓度与化学剂注入速度，并将更新后的参数作为下一轮迭代的输入参数，参数更新公式如式（xiv）和式（ⅹv）所示：

56、（xiv）；

57、（ⅹv）；

58、式（xiv）中，和分别为第次迭代粒子和第迭代时第个粒子第维参数的速度；为惯性权重；和为加速度常数；和为0至1范围内变化的随机数；为粒子本身经历过的最佳位置即个体历史最优位置；为当前群体所有粒子所经历过的最佳位置即整个群体的全局最优位置，即为当前最优的目标函数值。

59、根据本发明优选的，步骤4中，在优化迭代过程中，当计算得到的吨剂增油量连续10次迭代保持一个数值不变，则终止计算流程。

60、本发明的有益效果为：

61、1、将开发阶段转换的动态调控阈值与各阶段关键注采参数视为统一变量，在同一优化框架下同步寻优，构建开发阶段划分和注采参数协同优化空间。该机制通过闭环反馈，使最优阶段划分边界与最优阶段内参数配置相互匹配、共同作用，最大化吨剂增油量，克服了分步优化的局限。

62、2、提出基于不动点迭代和累积产油曲线分段线性回归的自适应阈值更新机制。该方法自动识别曲线斜率显著变化点作为候选阈值，并引入根据相对误差动态调整的自适应学习率进行更新，确保了阈值能随优化进程自适应调整至最优位置，显著提高了阶段划分的客观性和精度。

63、3、采用粒子群优化算法高效搜索各阶段注采参数最优组合，并与动态调控阈值的不动点迭代更新协同进行。该方法设置明确的迭代终止条件，保障了优化过程的收敛性和结果的可重复性、可靠性。通过数学建模与自动化流程，显著减少了人工干预，提升了优化设计的计算效率和智能化水平。