CN103510931A - 直井蒸汽驱模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种直井蒸汽驱模拟方法，该直井蒸汽驱模拟方法包括选取物理模型参数；将该物理模型参数输入数值模拟软件中，建立数字实验的地质模型；利用该地质模型进行整体拟合和单井的历史拟合，完善模型；通过对比物理模拟实验中不同方案的实验结果，设计数字实验方案；优选注采参数及进行多种实验方案开发指标预测；以及根据物理模拟数字实验结果对原型油藏进行解释。该直井蒸汽驱模拟方法以室内物理模拟模型为研究对象，将物理模型转化为数学模型，能更加灵活、方便、快捷地预测优化多种方案，为驱油机理的研究以及实验方案的制定提供更为直观、可视的依据。

Description

直井蒸汽驱模拟方法

技术领域

本发明涉及油田采油技术领域，特别是涉及到一种直井蒸汽驱模拟方法。

背景技术

直井蒸汽驱是目前蒸汽吞吐后最常用的一种开发方式，但是在蒸汽驱过程中会出现各种各样的问题，需要调整参数或措施，为了提高参数和措施的针对性和及时性，一般会采用三维比例物理模型进行室内实验研究，但是，由于物理模型测量仪器(压力场、温度场)的布置密度和仪器的测量精度有限，不能完整的反映物理模型内部的压力场、温度场和饱和度场的变化；另外，当需要进行多因素的优化研究时，更增加了整个物理模拟实验过程的复杂性，同时也要投入更大的人力和物力，这样，必然会使油藏物理实验的开展受到限制。为此我们发明了一种新的直井蒸汽驱模拟方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种直井蒸汽驱模拟方法，能扩展常规物理模拟的功能，更加灵活、方便、快捷地预测优化多种蒸汽驱方案，为驱油机理的研究以及实验方案的制定提供更为直观、可视的依据。   

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：直井蒸汽驱模拟方法，该直井蒸汽驱模拟方法包括：步骤1：选取物理模型参数；步骤2：将该物理模型参数输入数值模拟软件中，建立数字实验的地质模型；步骤3：利用该地质模型进行整体拟合和单井的历史拟合，完善模型；步骤4：通过对比物理模拟实验中不同方案的实验结果，设计数字实验方案；步骤5：优选注采参数及进行多种实验方案开发指标预测；以及步骤6：根据物理模拟数字实验结果对原型油藏进行解释。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，根据蒸汽驱的相似准则以及模拟对象的油藏地质、流体和注采参数来选取该物理模型参数。

该物理模型参数包括实验模型的尺寸、热物性等参数、井网布置以及流体参数。

在步骤2中，划分物理模型为网格模型，设定网格步长，时间步长为1分钟，网格物理步长为1-3cm，单层平面网格数不少于200个，纵向上将每一目的层划分为3-5个小层，目的层的顶底层物性参数选取与实际模型一致，以建立该数字实验的该地质模型。

在步骤3中，该整体拟合包括模拟储量、压力、综合含水、采出程度。

在步骤3中，该单井的历史拟合的良好率在80%以上。

在步骤3中，通过该整体拟合和该单井的历史拟合得出在不同温度下的相渗曲线，并以此修正模型其他参数，完善模型。

在步骤4中，通过对比物理模拟实验中不同方案的实验结果，分析不同条件下的开发效果，设计数字实验方案，并通过数值模拟得到不同方案下的结果。

在步骤5中，通过数字实验对模型的拟合，在完善模型的基础上，对物理模拟的不同注采工艺参数和其他实验方案进行数字实验技术研究，以优选注采参数及进行实验方案开发指标预测。

在步骤6中，物理模拟数字实验结果对原型油藏的解释包括原型油藏的产量、生产时间、温度场、压力场及油藏开发方案。

本发明中的直井蒸汽驱模拟方法，根据直井蒸汽驱实验的物理模型参数，建立数字实验的数值模型，通过油藏数值模拟软件（CMG）整体拟合和单井拟合修正模型参数，完善模型，在此基础上可以利用数字实验三维可视化功能，全面完整地对物理模拟过程压力场、温度场和饱和度场进行输出再现。并且可以实现对物理模拟的不同注采工艺参数和其他实验方案进行数字实验技术研究，以优选注采参数及灵活、快捷地进行多种方案开发指标预测，提高稠油油藏蒸汽驱的开发效果。本发明中的直井蒸汽驱模拟方法，能更好地应用物理模拟的作用，扩展物理模拟的功能，认识不同开发方式的渗流特征与开发机理，采用一种类似数值模拟技术的数字实验技术，以室内物理模拟模型为研究对象，将物理模型转化为数学模型，能更加灵活、方便、快捷地预测优化多种方案，为驱油机理的研究以及实验方案的制定提供更为直观、可视的依据。本发明中的直井蒸汽驱模拟方法，主要具有以下功能：

(1)预测功能

在物理模拟实验开展以前，开展数字实验，可以对整个物理模拟过程进行前期预测，不但可以得到压力场、温度场的三维空间分布，以指导物理模拟测压点和测温点在模型上的排布，而且通过预测物理实验的过程与结果，对物理实验方案的制定以及实验过程中的调整具有指导意义。

(2)可视化再现功能

在物理模拟实验中，模型内部的三维场分布及变化状况难以观察和测量；而且，实验结束后也不能再现实验过程。物理模拟数字实验正好弥补了这一不足之处。应用物理模型数字实验技术可以画出三维的压力场、温度场和饱和度场。

(3)拟合再现功能

在物理模拟实验开展以后，将实际发生的动态参数输入，并进行拟合，不但可以再现物理模型实验过程中压力场、温度场和饱和度场三维空间展布，研究渗流机理，而且可以应用相似理论设定不同的实验条件，并得到设定条件下的实验过程和结果，为进一步开展物理模拟实验作指导。

(4)原型油藏的反演解释功能

无论在物理模拟还是数字模拟的实验，其结果都是为了对于原型油藏进行开发方式的解释。物理模拟的数字实验是在物理模型的基础上进行的，依据了相同的相似准则，所以，通过部分反演到整个油藏，在理论上是合理的。而且，充分应用数值模拟软件的验算优势，可以更好、更快、更便捷的进行原型油藏的反演解释。

附图说明

图1为本发明的直井蒸汽驱模拟方法的流程图；

图2为本发明的三维比例物理模型的井网及温度压力测试点排布示意图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的直井蒸汽驱模拟方法的流畅图。在步骤101，根据实验目的选取适当的物理模型参数，并进行实验。根据蒸汽驱的相似准则和模拟对象的油藏地质、流体和注采参数，设计室内物理模型的参数，一般实验压力不超过5MPa，然后根据设计的方案进行一组或几组实验的运行，并记录结果。流程进入到步骤102

在步骤102，将物理模型的参数输入数值模拟软件中，建立数字实验的地质模型。将物理模型的基本参数输入到数值模拟软件数据文件中，包括实验模型的尺寸、热物性等参数、井网布置以及流体参数。根据实验目的划分物理模型为网格模型，设定网格步长，时间步长精细到1分钟，网格物理步长一般1-3cm，单层平面网格数不少于200个，为了研究纵向上的变化，纵向上一般将每一目的层细化为3-5个小层。目的层的顶底层物性参数（包括热物性和膨胀等）选取完全和实际模型一致，从而建立数字实验的地质模型。流程进入到步骤103

在步骤103，利用建立的地质模型进行整体和单井的历史拟合，完善模型。首先进行整体拟合，包括模拟储量、压力、综合含水、采出程度。在整体拟合良好的基础上，再进行单井拟合，单井拟合良好率必须达到80%以上时，认为模拟的各种场图，如压力场、温度场、饱和度场能够真实反映物理模型客观实际情况，同时通过拟合得出较为精确地相渗曲线（不同温度），并以此修正模型其他参数，完善模型，为继续深入研究蒸汽驱的特征或规律提供基础。流程进入到步骤104。

在步骤104，通过对比物理模拟实验中不同方案的实验结果，有针对性的设计数字实验方案。通过对比物理模拟实验中不同方案的实验结果（3-5组），分析不同条件下的开发效果，有针对性的设计数字实验方案，并通过数值模拟得到不同方案下的结果。流程进入到步骤105。

在步骤105，优选注采参数及进行多种实验方案开发指标预测。通过数字实验对模型的拟合，在完善模型的基础上，对物理模拟的不同注采工艺参数和其他实验方案进行数字实验技术研究，以优选注采参数及进行实验方案开发指标预测。流程进入到步骤106。

在步骤106，根据物理模拟数字实验结果对原型油藏进行解释。物理模拟数字实验结果对原型油藏的解释，包括原型油藏的产量、生产时间、温度场、压力场及油藏开发方案等，以达到通过数字实验优化注采参数和开发方式的目的。

本发明的直井蒸汽驱模拟方法以直井蒸汽驱实验的物理模型为基础，利用油藏数值模拟软件（CMG）对不同注采工艺参数和其它实验方案进行数字实验技术研究，实现优选注采参数及灵活、快捷地进行多种方案开发指标预测。

图2为本发明的三维比例物理模型的井网及温度压力测试点排布示意图。在本发明的一具体实施例中，以反九点全井网蒸汽驱（直井）实验为例进行说明，其中，实验设备腔体的直径为450mm，模拟的九点井网组成的正方形的边长为300mm。某油田的基本参数：

⑴油藏主要参数

层位：Ng下1、Ng下2、Ng下3 ；原油粘度：45600mPa·s～98500mPa·s；平均孔隙度：33%；空气渗透率：2786×10-3μm2；含油饱和度：56%；油藏埋深：1080-1150m；油层厚度：6～24m；目前油藏压力：5.4MPa

⑵开发现状

井网形式：注入井和采出井均为直井；布井方式为以反九点井网为主。

注采方式：蒸汽驱。 

第一步：物理模拟数值实验模型建立

应用蒸汽驱的相似准则，选取该油田超稠油油藏蒸汽驱油藏地质和流体参数，结合实验的设施条件，建立蒸汽驱九点井网四分之一均质物理模型。然后根据方案进行实验的运行，并记录结果。

实验方案：模拟九点井网的四分之一，注汽速度为20ml/min下生产100分钟、150分钟、200分钟的采出程度、产油速度、含水率等随时间的变化。

表1 超稠油三维蒸汽驱实验模型填砂数据及操作参数

第二步：将物理模型的参数输入数值模拟软件中，建立数字实验的地质模型。

第三步：根据反九点全井网蒸汽驱物理模拟实验的结果，对所建立的数值模型进行历史拟合。

第四步：设计六组方案在反九点全井网形式下，对比不同注汽速度对蒸汽驱开发效果的影响。

方案一～方案三：模拟九点井网的四分之一，注汽速度为24ml/min下生产100分钟、150分钟、200分钟的采出程度、产油速度、含水率等随时间的变化，及在不同阶段下模型内部随时间变化的三维饱和度场分布和注采井之间的压力场分布图。

方案四～方案六：模拟九点井网的四分之一，注汽速度为28ml/min下生产100分钟、150分钟、200分钟的采出程度、产油速度、含水率等随时间的变化，及在不同阶段下模型内部随时间变化的三维饱和度场分布和注采井之间的压力场分布图。

第五步：选用蒸汽注入速度分别为20ml/min、24ml/min、28ml/min时的模型的最终采出程度为27.5%、29.3%和29.8%，显然对于特稠油蒸汽驱阶段，注汽速度越大，开采效果越好，但是于24ml/min和28ml/min对比来看，提高幅度并不大，仅有0.6%，考虑到油汽比，之前设计的24ml/min的蒸汽注入量是合理的，而且是最优的。

Claims (10)

1.直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，该直井蒸汽驱模拟方法包括：

步骤1：选取物理模型参数；

步骤2：将该物理模型参数输入数值模拟软件中，建立数字实验的地质模型；

步骤3：利用该地质模型进行整体拟合和单井的历史拟合，完善模型；

步骤4：通过对比物理模拟实验中不同方案的实验结果，设计数字实验方案；

步骤5：优选注采参数及进行多种实验方案开发指标预测；以及

步骤6：根据物理模拟数字实验结果对原型油藏进行解释。

2.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤1中，根据蒸汽驱的相似准则以及模拟对象的油藏地质、流体和注采参数来选取该物理模型参数。

3.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，该物理模型参数包括实验模型的尺寸、热物性等参数、井网布置以及流体参数。

4.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤2中，划分物理模型为网格模型，设定网格步长，时间步长为1分钟，网格物理步长为1-3cm，单层平面网格数不少于200个，纵向上将每一目的层划分为3-5个小层，目的层的顶底层物性参数选取与实际模型一致，以建立该数字实验的该地质模型。

5.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤3中，该整体拟合包括模拟储量、压力、综合含水、采出程度。

6.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤3中，该单井的历史拟合的良好率在80%以上。

7.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤3中，通过该整体拟合和该单井的历史拟合得出在不同温度下的相渗曲线，并以此修正模型其他参数，完善模型。

8.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤4中，通过对比物理模拟实验中不同方案的实验结果，分析不同条件下的开发效果，设计数字实验方案，并通过数值模拟得到不同方案下的结果。

9.根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤5

中，通过数字实验对模型的拟合，在完善模型的基础上，对物理模拟的不同注采工艺参数和其他实验方案进行数字实验技术研究，以优选注采参数及进行实验方案开发指标预测。

10.10．根据权利要求1所述的直井蒸汽驱模拟方法，其特征在于，在步骤6中，物理模拟数字实验结果对原型油藏的解释包括原型油藏的产量、生产时间、温度场、压力场及油藏开发方案。

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