一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法技术

本发明专利技术公开了一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法，首先建立起任意不同生产规模下各气田的生产动态预测模型，解决了只采用数值模拟法耗费时间极长、无法整体优化的缺陷，并引入经济评价模型，创建了多因素非线性且快速准确的气田群协同开发模型，针对协同开发模型采用粒子群优化算法和Matlab编程求解模型。得到联合供气时间最长和收益净现值最大2种目标函数下的最优开发部署方案，为项目高效建产部署、降低风险提供技术依据。并且对创建的协同开发模型采用数值模拟法预测验证。经实例验证，本发明专利技术计算结果可靠性高、实用性强，具有很强的推广应用价值。

【技术实现步骤摘要】
一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法
本专利技术属于油气田开发
，特别是一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法。
技术介绍
对于海上气田群的整体开发，下游的处理能力限定了总体生产规模，而由于气藏物性差异，生产动态规律不同，稳产能力不同，改变投产接替次序和产能规模，气田群整体稳产时间和采收率发生相应变化；另外，由于各气田储量规模不同，开发投资不等，考虑时间因素对经济效益的影响，不同的投产接替次序、不同的产能建设顺序和规模会产生不同的经济效益。常规的经典方法是基于物质平衡方程的解析公式大平均方法，无法考虑油气藏的非均质性，无法满足准确度要求，只可作投资决策的参考。但如果只采用常规数值模拟方法，则只能单个气田分别计算，难以有效考虑整个气田群的合理接替、海上浮式液化天然气生产储卸装置船(FLNG,FloatingLiquefiedNaturalGas)在气田间的优化部署等多方面因素；只有不断试算，计算量将非常庞大，耗时极长，难以设计出综合考虑多个气田协同开发方案，更谈不上优化。因此，需要研究一种实现气田群整体部署的技术或经济最优，指导海上气田群协同优化开发的新方法。
技术实现思路
针对上述现有技术中描述的不足，本专利技术提供一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法。本专利技术所采用的技术方案如下：一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法，包括以下步骤：S1，构造气田的生产动态预测模型：所述生产动态预测模型为气田稳产期与采气速度和开发井数的拟合关系式：式中，为第m个气田的第i种采气速度；为第m个气田的第i种开发井数；为第m个气田在第i种采气速度和第i种开发井数的稳产时间；k1为关系式中采气速度项的回归系数；k2为关系式中采气速度项的回归幂指数；k3为关系式中开发井数项的回归系数；k4为拟合关系式截距。构造具体过程是：首先，运用数值模拟法预测单独气田不同采气速度和开发井数下的稳产期；其次，通过对结果分析，拟合得到稳产期与采气速度和开发井数定量关系公式，进而用公式代替数值模拟得到生产动态预测模型，实现每个独立气田任意不同配产下的开发指标预测。S2，建立各气田协同开发的目标函数。所述目标函数包括目标函数I和目标函数II。所述目标函数I为联合供气时间最长，侧重于产能评价，具体为：Max(T)＝Max(Ti)；其中，T为各气田联合供气时间，Ti为各气田在第i种采气速度和第i种开发井数情况下的联合供气时间；Tmi为第m个气田在第i种采气速度和第i种开发井数的稳产时间。所述目标函数II为联合供气时间段内净现值最大，侧重经济评价，具体为：其中，NPV为各气田联合供气时间段内净现值；CIj为第j年收入；COj为第j年支出；为第j年累产气量；P1为气销售价格；I为折现率；为第m个气田的第i种开发井数；a1为平均单井钻井成本；a2为单位气操作成本。S3，建立目标函数的约束条件：其中，Qconstant为需要提供的年供气量；GIIPm为第m个气田的地质储量；为第m个气田的第i种采气速度；M为气田的个数；为第m个气田的第i种开发井数；Km为第m个气田的开发井数的上限。S4，根据约束条件对目标函数进行求解。采用粒子群优化算法对两个目标函数进行求解，分别获得两个目标函数的最优解，每个最优解对应一个协同开采方案；基于粒子群优化算法具有搜索速度快，效率高，容易找到最优解，设置参数少等优点。粒子数为L，并延伸到D维空间，第l个粒子位置矢量表示为Pl＝(pl1，pl2，…，plD)，第l粒子速度矢量表示为Vl＝(vl1，vl2，…，vlD)，第l个粒子历史最优位置为pbestl＝(pbest1，pbest2，…，pbestD)，整个粒子群内历史最优位置为gbest＝(gbest1，gbest2，…，gbestl)。其中，D为模型优化求解参数的个数，其值为2*M-1，表示需要求解(M-1)个气田的采气速度(注：实际需要求M个气田的采气速度，因前提假设稳产期内M个气田的年供气量为常量Qconstant，故仅需求解M-1个气田的采气速度即可确定所有气田各自采气速度。)，以及M个气田的开个发井数；Pl＝(pl1，pl2，…，plD)为模型寻优过程中的一个解，(pl1，pl2，…，plD)为需要寻优的采气速度与开发井数。PSO初始化一群粒子，通过跟踪两个极值更新自己的位置，粒子通过以下两个公式来更新自己的位置和速度。V＝wV+c1r1(pbest-P)+c2r2(gbest-P)P＝P+V其中，wmax为最大惯性权重，wmin为最小惯性权重，k为当前迭代次数，N为最大迭代次数。S4.1，初始化粒子，对每粒子的初始位置Pl＝(pl1，pl2，…，plD)和速度Vl＝(vl1，vl2，…，vlD)进行赋值，初始粒子在允许范围内随机产生，此时个体极值pbest为初始位置，而全局极值gbest为个体极值中的最优值。S4.2，计算每个粒子的目标函数值，并将每个粒子的目标函数值与其个体历史最优位置比较，如果优于个体最优位置，则将当前位置替换为个体极值。S4.3，对于每个粒子，将其目标函数值与群体历史最优位置进行比较，若当前是应付函数值优于群体极值，则将其作为群体最优位置，并将当前粒子替换为全局极值。S4.4，将得到的个体极值和全局极值带入位置和速度公式得到新的位置和速度。S4.5，检查是否满足系统性能指标或者达到最大迭代次数，若满足条件，则终止程序，否则，返回步骤S4.2。S5，根据步骤S4筛选出最佳协同开采方案。根据步骤S4寻优找出的全局最优解，对应粒子位置Pl＝(pl1，pl2，…，plD)就是全局最优的气田采气速度与开发井数组合，该条件下即为指定目标函数下的最佳协同开采方案。本专利技术针对现有生产动态预测模型多为无法充分考虑气藏非均质性的大平均方法，本专利技术通过采用数值模拟法首先建立了各气田稳产能力与采气速度和开发井数定量关系，通过用定量关系式建立起任意不同生产规模下各气田的生产动态预测模型，解决了只采用数值模拟法耗费时间极长、无法整体优化的缺陷，并引入经济评价模型，创建了多因素非线性且快速准确的气田群协同开发模型，针对协同开发模型采用粒子群优化算法和Matlab编程求解模型。得到联合供气时间最长和收益净现值最大2种目标函数下的最优开发部署方案，为项目高效建产部署、降低风险提供技术依据。并且对创建的协同开发模型采用数值模拟法预测验证，对比最优解与模型预测结果，验证建立的协同开发模型的准确性。经实例验证，本专利技术计算结果可靠性高、实用性强，具有很强的推广应用价值。附图说明为了更清楚地说明本专利技术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简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法，其特征在于，包括以下步骤：/nS1，构造气田的稳产期与采气速度和开发井数的拟合关系式：/n

【技术特征摘要】
1.一种基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，构造气田的稳产期与采气速度和开发井数的拟合关系式：



式中，为第m个气田的第i种采气速度；为第m个气田的第i种开发井数；为第m个气田在第i种采气速度和第i种开发井数的稳产时间；k1为关系式中采气速度项的回归系数；k2为关系式中采气速度项的回归幂指数；k3为关系式中开发井数项的回归系数；k4为拟合关系式截距；
S2，建立各气田协同开发的目标函数；
所述目标函数包括目标函数I和目标函数II；
所述目标函数I为联合供气时间最长，具体为：
Max(T)＝Max(Ti)；



其中，T为各气田联合供气时间，Ti为各气田在第i种采气速度和第i种开发井数情况下的联合供气时间；Tmi为第m个气田在第i种采气速度和第i种开发井数的稳产时间；
所述目标函数II为联合供气时间段内净现值最大，具体为：









其中，NPV为各气田联合供气时间段内净现值；CIj为第j年收入；COj为第j年支出；为第j年累产气量；P1为气销售价格；I为折现率；为第m个气田的第i种开发井数；a1为平均单井钻井成本；a2为单位气操作成本；
S3，建立目标函数的约束条件；



其中，Qconstant为需要提供的年供气量，常量；GIIPm为第m个气田的地质储量；为第m个气田的第i种采气速度；M为气田的个数；为第m个气田的第i种开发井数；Km为第m个气田的开发井数的上限；
S4，根据约束条件对目标函数进行求解；
采用粒子群优化算法对两个目标函数进行求解，分别获得两个目标函数的最优解，每个最优解对应一个协同开采方案；
S5，根据步骤S4筛选出最佳协同开采方案。


2.根据权利要求1所述的基于粒子群优化算法的气田群协同开发优化方法，其特征在于，在步骤S4中，具体求解步骤为：
设定粒子数为L，延伸到D维空间，第l个粒子位置矢量表示为Pl＝(pl1，p...

【专利技术属性】
技术研发人员：李春亚，王丽平，吕蒙，刘海娥，李源，
申请(专利权)人：郑州铁路职业技术学院，
类型：发明
国别省市：河南;41