王 瑞

(中石化胜利油田分公司勘探开发研究院， 东营 257000)

陆相沉积油藏纵向层系多，平面、层间非均质性强，进入到特高含水期后，层间、平面矛盾突出，各油井的含水率差异较大[1-4]，在低油价下传统的井网调整措施不再适用，为改善特高含水期油藏的开发效果，需要在当前井网形式下对各油井的产液量进行调配[5-8]。

传统的油井液量调配[9-12]是以油层渗透率与油层厚度等储层的静态物性参数为评价指标进行确定的，该方法没有考虑剩余油分布差异的影响，进入到特高含水期后，如果使用该方法对油井液量进行调整，会加剧剩余油分布的非均质性。目前对油井液量调配的研究主要集中在油藏数值模拟方法、油藏工程方法、最优化方法等方面。沐永青[13]根据注水开发油田特有的水驱特征曲线关系式，推导出了两种利用配产量确定区块配注量的计算模型，并建立了符合油田实际情况的注水井注水量劈分系数。廖茂林等[14]基于井间连通性计算模型, 建立注采液量优化数学模型, 以经济净现值(net present value，NPV)作为目标函数, 结合油田实际制定相应约束条件, 运用收敛性很好的基于高斯分布同时扰动随机逼近(simultaneous perturbation stochastic approximation based on Gaussian distribution，GSPSA)算法进行优化计算。Qin等[15]、Pang等[16]、崔传智等[17]采用油藏数值模拟技术考虑不同的储层非均质性和井网井距等情况，优化得到油井的合理液量。张凯等[18]、李才学等[19]将油藏数值模拟技术和最优化方法相结合，以累积产油量最高为目标，优化求解得到油井产液量。……