CN104747180B - 一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用。该方法通过对构建多尺度储集体分布地质概念模型的多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ进行历史拟合，获得构建精细刻画的多尺度储集体分布地质模型的多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ。历史拟合中，通过采用独立表征多侧面传导率来处理不同侧面裂缝与溶洞连接位置差异对油水流动规律的影响；通过采用加入虚拟时间步来反映油水密度差所导致的油水置换瞬间平衡效应；针对裂缝各向异性特征，采用大地坐标系与空间坐标系转化得到空间任意一条裂缝的张量渗透率。利用该方法进行缝洞型油藏注水开发决策，地质模型更为精确、流动规律和驱油机理更加完善，可使技术优化决策和开发效果预测更加准确可靠。

Description

一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用

技术领域

本发明属于缝洞型油藏注水开发技术领域，涉及一种基于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用。

背景技术

塔河缝洞型碳酸盐岩油田部分区块实施了注水替油和缝洞单元注水开发，取得了较好的效果，但目前采收率只有13-15%，部分注采单元含水上升严重，稳油控水难度逐渐加大，需要继续深化注水工作，实现老井增产增效，提高油藏采收率。因此，需要深入分析注水开发中存在的问题及其原因，认识缝洞型油藏注水开发机理和出水机理，认清油藏的开发动态特征，评价注水开发效果，制定合理的注水开发技术对策。

目前，国内外有关注水开发决策技术主要应用于砂岩油藏，薛东安（利用油藏精细描述技术调整水驱开发方案，中外能源，2012年，17（7）：43-48）提出利用油藏精细描述技术重新认识地层和剩余油分布，提高区块水驱开发效果；刘德华（油田开发中后期综合治理技术研究.西南石油大学博士学位论文，2005）提出利用当今先进的地质、地球物理、油藏工程、开采工艺等新技术、新手段，系统工程的方法和思路对油田进行综合全面的研究，提出综合治理整体解决方案。

在缝洞型油藏注水开发技术研究方面，中国专利CN201010103628.6公开了一种碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开采方法。该方法通过试注、补充能量、关井、采油等步骤实现缝洞型油藏高效开发；马旭杰等人（塔河油田缝洞型油藏注水开发模式.新疆石油地质，2011，32（1）：63-65）通过数值模拟和注水实践总结，提出了“低注高采、试注判断连通实时调整、单元整体温和注水、井组差异管理”的缝洞型油藏注水开发模式；谷雨等人（缝洞型油藏注水替油选井技术研究，内江科技，2012，11:136-137）在分析注水替油基本原理的基础上，从岩溶地貌特征、储集体类型、完井位置、水体能量及含水特征、原油物性、溶洞定容性等六个方面总结出注水替油的选井原则。

在缝洞型油藏注水开发模拟方面，中国专利CN201010234800.1提出将由溶洞、裂缝、孔隙三种介质类型组成的复杂介质在空间领域内划分为若干个空间单元块，每个块由溶洞、裂缝和基质组成，复杂介质内多相流体的流动，由块内单元之间流体的运动和块间单元之间流体的运动描述，单元之间流体的流动可考虑为渗流、管流或平行壁间层流、达西流或者非达西流。中国专利CN201010271433.2提出了缝洞型油藏的孔洞与基质间交界面条件模型，并将界面条件的描述和数值模拟技术应用于油藏整体数值模拟，为科学合理地开发这类油田提供依据，最终达到了提高采收率的目的；中国专利CN102339339B公开了一种洞穴内两相流体动力学计算方法，并建立了洞穴与溶孔间的界面处理方法，创建了缝洞型油藏洞穴-溶孔耦合型两相流数学模型，研究了有限体积数值解法，并应用于塔河缝洞型油藏注水驱油机理和开发模式研究；黄灿等人（三重介质缝洞型油藏流动问题初探，特种油气藏，2009，16(4)：63-66）提出了双渗三重介质概念，建立双渗三重介质油藏数学模型，并通过拉普拉斯变换和数值反演法对数学模型进行求解；姚军等人（缝洞型油藏的离散缝洞网络流动数学模型，石油学报，2010，31(5)：815-819）提出了离散缝洞网络流动数学模型，将缝洞型油藏划分为岩块系统、裂缝系统和溶洞系统，裂缝和溶洞嵌套于岩块中，并相互连接成网络，岩块和裂缝系统视为渗流区域，溶洞系统视为自由流动区域。刘学利等人（塔河油田缝-洞型碳酸盐岩油藏等效数值模拟，新疆石油地质，2006，27(1)：76-78）建立了裂缝-溶洞型双重介质的数学模型，提出了裂缝-溶洞型双重介质与裂缝-基质型双重介质等效的数学表达式。

但是，这些方法在指导现场应用时也暴露一些不足：（1）缝洞型油藏不同于砂岩油藏，其储集体空间分布存在极大的随机性，并且流体流动规律和水驱油机理均存在较大的差异，传统的砂岩油藏研究方法对缝洞型油藏不适用；（2）缝洞型介质不同于连续性介质，常规的油藏工程方法是基于连续介质推导得到的，对于缝洞型油藏缺乏指导意义；（3）缝洞性介质之间连接关系复杂，而连接关系又决定了油藏中油水流动关系，已有的多重介质数值模拟和离散缝洞网络模拟均没有考虑；（4）溶洞介质充填程度不同，在未充填区域，油水在密度差的作用下存在油水置换瞬间平衡效应，这一作用导致油水界面重新分布，而在充填区域，流体流动类似于连续介质流动，与未充填部分存在差异，这在已有的多重介质数值模拟和离散缝洞网络模拟均没有涉及；（5）裂缝中流体流动规律为高速非达西流，且裂缝存在极强的各向异性特征，已有的多重介质数值模拟和离散缝洞网络模拟均涉及较少；（6）由于缝洞型油藏储集空间具有裂缝和溶洞分布不均、大小悬殊、形态各异的特点，常规建模方法适应性差，只对尺度较大的溶洞和裂缝有较高的精度。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是针对上述现有技术的不足，提供一种分析缝洞型油藏的方法。该方法基于地质建模与油藏数值模拟交互分析的缝洞型油藏注水开发优化决策技术，综合应用确定性建模、蒙特卡洛随机方法和油藏数值模拟方法建立了缝洞型油藏地质模型多层次确定方法。该方法采用独立表征多侧面传导率的方法，考虑不同侧面裂缝与溶洞连接位置差异对油水流动规律的影响以及溶洞介质充填程度不同，加入虚拟时间步的方法，反映油水密度差所导致的油水置换瞬间平衡效应。该方法通过利用大地坐标系与空间坐标系转化的方法，得到空间任意一条裂缝的张量渗透率，近而得到所有裂缝在X、Y、Z方向的渗透率。利用本发明方法可以解决缝洞型油藏注水优化技术存在的问题，可以应用于试验区注水开发效果评价、不同开发阶段剩余油分布规律确定，近而有针对性的调整注水开发措施，并预测不同开发方案最终开发效果，从而优选出最适合试验区缝洞单元高效开发的方案。

为此，本发明提供了一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法及其应用，其包括：

步骤L，基于六面体网格系统的所赋值的多尺度储集体的类别、相属性、地质特征参数Ⅰ及其物性参数Ⅰ和注采井的类别及其特征参数Ⅰ来计算缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ；

步骤M，将步骤L中计算得到的缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值进行比较，并根据比较结果对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正，并重复步骤L和M以获得多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ和注采井的特征参数Ⅱ；

在步骤M中，

如果原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值的误差绝对值的平均值均≤15%，则多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ=多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ，注采井的特征参数Ⅰ=注采井的特征参数Ⅱ；

如果原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ中至少一项与相应的实测值的误差绝对值的平均值＞15%，则对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正，并重复步骤L和M，直至原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值的误差绝对值的平均值均≤15%。

本发明中，所述含水率可以是单井含水率也可以是区块综合含水率。所述产油量包括日产油量、累积产油量，优选为累积产油量。所述累积产油量是日产油量随时间累加之和。

本发明中，所述相应的实测值包括原油储量实测值、含水率实测值和产油量实测值，其中原油储量实测值即为试验区块储量数据，含水率实测值和产油量实测值是将试验区块储量数据、生产井动态数据应用缝洞型油藏注水开发系统计算获得的。

本发明的一个实施例中，在步骤L中，基于六面体网格系统的所赋值的多尺度储集体的类别、相属性、地质特征参数Ⅰ及其物性参数Ⅰ和注采井的类别及其特征参数Ⅰ，结合实验室测试获得的多尺度储集体中流体的粘度、流体压缩系数、岩石压缩系数以及油藏压力等数据，采用油藏数值模拟方法可以对缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ进行计算。

根据本发明，所述多尺度储集体的类别包括地下河、孤立溶洞、大尺度裂缝、溶蚀孔洞和小尺度裂缝。所述相属性包括油相或水相。所述多尺度储集体的物性参数包括孔隙度、渗透率、含水饱和度、含油饱和度、粘度、岩石压缩系数、压力。所述多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和Ⅱ包括储集体数量、连通性以及储集体在三维坐标系中位置、尺寸、连接点位置和连接数量中的至少一种。所述注采井的类别包括注水井和生产井（亦称采油井）。所述注采井的特征参数Ⅰ和Ⅱ包括注水井和生产井的位置、尺寸。

本发明中，所述地下河、孤立溶洞、大尺度裂缝的地质特征参数为确定性地质特征参数。所述溶蚀孔洞和小尺度裂缝的地质特征参数为非确定性地质特征参数。

本发明中，在步骤M中，对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正包括：保持地下河、孤立溶洞、大尺度裂缝的地质特征参数不变，通过改变六面体网格中体中所赋值的小尺度裂缝、溶蚀孔洞的物性参数来校正相应的小尺度裂缝、溶蚀孔洞的数量、连通性及其在三维坐标系中位置、尺寸、连接点位置和连接数量以及注水井的位置、生产井的位置中的至少一种。

根据本发明，步骤L还包括将代表地下河或者孤立溶洞的六面体网格单元体的每个面单独赋值传导系数来计算缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ，所述传导系数采用式（Ⅰ）-（Ⅳ）进行计算：

$K_{\mathrm{rw}}\left(A_w\right)=\frac{1}{[\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{{\mathrm{\μ}}_w}\left(\frac{1-f_w}{f_w}\right)+1]}---\left(\mathrm{III}\right)$

$K_{\mathrm{ro}}\left(A_w\right)=\frac{\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{{\mathrm{\μ}}_w}\left(\frac{1-f_w}{f_w}\right)}{[\frac{{\mathrm{\μ}}_o}{{\mathrm{\μ}}_w}\left(\frac{{1-f}_w}{f_w}\right)+1]}---\left(\mathrm{IV}\right)$

式（Ⅰ）中，T_o为溶洞与裂缝连接面上油相传导系数；S_w为溶洞中含水饱和度；为溶洞与裂缝连接点处绝对渗透率；K_ro为受缝洞连接位置影响下溶洞中油相相对渗透率；μ_o为油相粘度；L为单元体尺寸；

式（Ⅱ）中，T_w为溶洞与裂缝连接面上水相传导系数；S_w为溶洞中含水饱和度；为溶洞与裂缝连接点处绝对渗透率；K_rw为受缝洞连接位置影响下溶洞中水相相对渗透率；μ_w为水相粘度；L为单元体尺寸；

式（Ⅲ）中，K_rw为受缝洞连接位置影响下溶洞中水相相对渗透率；S_w为溶洞中含水饱和度；μ_o为油相粘度；μ_w为水相粘度；f_w为水相分流量，通过实验获得；

式（Ⅳ）中，K_ro为受缝洞连接位置影响下溶洞中油相相对渗透率；S_w为溶洞中含水饱和度；μ_o为油相粘度；μ_w为水相粘度；f_w为水相分流量，通过实验获得。

本发明采用独立表征多侧面传导率的方法，考虑不同侧面裂缝与溶洞连接位置差异对油水流动规律的影响。

在本发明的一个实施方式中，在步骤M中，对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正还包括通过改变赋值于六面体网格系统中的小尺度裂缝、溶蚀孔洞的传导系数来校正相应的小尺度裂缝、溶蚀孔洞的数量、连通性以及在三维坐标系中位置、尺寸、连接点位置和连接数量以及注水井的位置、生产井的位置中至少一种。

根据本发明，步骤L还包括通过式（V）或（Ⅵ）计算油水瞬间平衡来确定单位时间内代表溶洞的六面体网格单元体的油水界面位置，并根据油水界面位置判断代表溶洞的六面体网格单元体的含油饱和度和含水饱和度；

$\left\{\begin{array}{cc}\frac{V_{\mathrm{wk}}}{V_k}=1(k=\mathrm{1,2},...,N_k)& V_{\mathrm{wt}}\&GreaterEqual;V_{N_k}---\left(V\right)\\ \frac{V_{\mathrm{wk}}}{V_k}=\frac{V_{\mathrm{wk}}-V_{N_k-1}}{V_{N_k}-V_{N_k-1}}& V_{\mathrm{wt}}<V_{N_k}---\left(\mathrm{VI}\right)\end{array}\right.$

其中，

V_wk为某一溶洞第k个单元体中水相的体积；

V_k为某一溶洞第k个单元体的总体积；

V_wt为某一溶洞中水相总体积；

为溶洞从下部至上部前N_k个单元体的总体积；

为溶洞从下部至上部前N_k-1个单元体的总体积。

本发明中，实际上是通过加入虚拟时间步和物质平衡原理来实现未充填溶洞或溶洞为充填部分的瞬间平衡效应和重力替油机理。

在本发明的一个实施方式中，步骤L还包括通过式（V）或（Ⅵ）计算油水瞬间平衡后，根据六面体网格单元体的位置、含水饱和度及含油饱和度更新六面体网格单元体每一个面的传导系数。

根据本发明，步骤L还包括裂缝各向异性特征处理：六面体网格单元体内任意一条倾角为α_i，方位角β_i，内蕴渗透率为K_i的裂缝在大地坐标系中渗透率张量形式为：

$K_{\mathrm{ie}}=K_i\left[\begin{array}{ccc}{\sin }^1{\mathrm{\&beta;}}_i+{\cos }^2{\mathrm{\&alpha;}}_1{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_i& {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i& {\sin \mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i\\ {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i& {\cos }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i{\sin }^2{\mathrm{\&beta;}}_i+{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_i& -\sin {\mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i\\ {\sin \mathrm{\&alpha;}}_i{\cos \mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i& -\sin {\mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i& {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i\end{array}\right]---\left(\mathrm{VII}\right)$

六面体网格单元体内裂缝总体渗透率张量表达式为：

$K_e=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{K}_{\mathrm{ie}}=\left[\begin{array}{ccc}{K}_1& 0& 0\\ 0& K_2& 0\\ 0& 0& K_3\end{array}\right]---\left(\mathrm{VIII}\right).$

本发明通过利用大地坐标系与三维坐标系转化的方法，得到空间任意一条裂缝的张量渗透率，近而得到所有裂缝在X、Y、Z方向的渗透率。

在本发明的一个优选实施方式中，所述方法还包括在步骤L之前确定多尺度储集体的类别、相属性及地质特征参数Ⅰ的操作，其包括：

步骤A，根据井点信息、地震资料、测井资料通过Petrel建模软件来确定大尺度储集体的类别、相属性及地质特征参数；

步骤B，采用Monte Carlo方法根据统计信息来确定小尺度储集体的类别、相属性及地质特征参数；

步骤C，采用六面体网格对缝洞型油藏注水开发区块的目标层位进行剖分，并对六面体网格系统中每个网格单元赋予唯一的类别的储集体及其相属性、物性参数和地质特征参数，然后根据示踪剂测试资料进行井间连通性校正从而获得赋值于六面体网格系统中的多尺度储集体的类别、相属性及其地质特征参数Ⅰ。

本发明中，所述井点信息、地震资料、测井资料包括井位、井斜、测井、分层、断点、地震解释层位、地震解释断层、地震反演体、速度体等参数。

本发明中，所述统计信息包括裂缝开度、长度、密度、形状、倾角、方位角等参数。

本发明中，所述示踪剂测试资料包括有无示踪剂以及示踪剂浓度变化等。

本发明中所述用语“大尺度储集体”是指主要通过地震资料识别出的储集体例如，大尺度溶洞（地下河、孤立溶洞）、大尺度裂缝。

本发明中所述用语“小尺度储集体”是指通过非地震资料识别出的储集体。例如，小尺度裂缝、溶蚀孔洞。

本发明中所述用语“多尺度储集体”是指融合了大尺度储集体和小尺度储集体之后的储集体，其包括地下河、孤立溶洞、大尺度裂缝、溶蚀孔洞和小尺度裂缝。

本发明中所述用语“六面体网格系统”是指由至少一个六面体单元构成的六面体网格集组。

本发明中所述用语“底水”是指在油田生产中，在油、气层的底部托着油、气的水。

本发明中所述用语“底水驱动”是指关闭所有注水井，依靠底水能量将油藏中原油驱替进入生产井。

本发明中，多尺度储集体的类别、相属性及其地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ可以用于构建多尺度储集体分布地质概念模型，而多尺度储集体的类别、相属性及地质特征参数Ⅱ和注采井的特征参数Ⅱ可以用于构建精细刻画的多尺度储集体分布地质实体模型。可以看出，应用多尺度储集体分布地质概念模型开展缝洞型油藏注水开发数值模拟计算，并应用试验区储量数据、生产井动态数据进行历史拟合，可以获得多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ和注采井的特征参数Ⅱ，并由此构建精细刻画的多尺度储集体分布地质实体模型。

本发明另一方面还提供了上述方法的应用，例如，所述方法在分析缝洞型油藏分布中的应用。又如，所述方法在分析不同阶段剩余油中的应用。再例如，所述方法在缝洞型油藏开发中的应用。还有，所述方法在缝洞型油藏开发中的应用。

在本发明的一个具体实施方式中，可以采用本发明上述方法开展缝洞型油藏注水开发方案优化设计，例如，可以包括：

①目前开发方案开发效果模拟预测；

②根据数值模拟结果分析不同阶段剩余油分布规律；

③根据剩余油分布规律设计多种挖潜剩余油的开发方案；或

④采用数值模拟方法模拟以上开发方案，对比开发效果，选出最优开发方案。

本发明针对现有缝洞型油藏注水优化技术在（1）缝洞型油藏不同于砂岩油藏，常规的砂岩油藏单一的油藏工程或数值模拟方法不适用于缝洞型油藏，本发明基于地质建模与油藏数值模拟交互分析的缝洞型油藏注水开发优化决策技术；（2）由于缝洞型油藏储集空间具有裂缝和溶洞分布不均、大小悬殊、形态各异的特点，常规的建模方法适应性差，只对尺度较大的溶洞和裂缝有精度较高的反映，本发明综合应用确定性建模、蒙特卡洛随机方法和油藏数值模拟方法建立了缝洞型油藏地质模型多层次确定方法；（3）缝洞型油藏储集体之间连接关系复杂，而连接关系又对油藏中油水流动规律起决定性作用，已有的多重介质数值模拟和离散缝洞网络模拟均没有考虑，本发明采用独立表征多侧面传导率的方法，考虑不同侧面裂缝与溶洞连接位置差异对油水流动规律的影响；（4）溶洞介质充填程度不同，在未充填区域，油水在密度差的作用下存在油水置换瞬间平衡效应，这一作用导致油水界面重新分布，而在充填区域，流体流动类似于连续介质流动，与未充填部分存在差异，这在已有的多重介质数值模拟和离散缝洞网络模拟均没有涉及，本发明加入虚拟时间步的方法，反映油水密度差所导致的油水置换瞬间平衡效应；(5)裂缝存在极强的各向异性特征，已有的多重介质数值模拟和离散缝洞网络模拟均涉及较少，本发明通过利用大地坐标系与空间坐标系转化的方法，得到空间任意一条裂缝的张量渗透率，近而得到所有裂缝在X、Y、Z方向的渗透率。本发明通过上述方法解决缝洞型油藏注水优化技术存在的问题，可以应用于试验区注水开发效果评价、不同开发阶段剩余油分布规律确定，近而有针对性的调整注水开发措施，并预测不同开发方案最终开发效果，从而优选出最适合试验区缝洞单元高效开发的方案。

本发明的优点包括：

（1）综合应用确定性建模、蒙特卡洛随机方法和油藏数值模拟方法确定缝洞型油藏地质特征参数，包括了大尺度溶洞、裂缝和小尺度溶洞裂缝以及缝洞之间的连接关系，地质特征参数准确度大幅提高，从而可以建立缝洞型油藏地质模型，使缝洞型油藏地质模型更加全面可靠；

（2）该方法可以充分反映每个溶洞与裂缝间连接关系对开发规律的影响；

（3）通过加入虚拟时间步和物质平衡原理可以实现未充填溶洞或溶洞为充填部分的瞬间平衡效应和重力替油机理；

（4）反映了裂缝的各向异性特征以及这种特性对油水流动规律的影响；

（5）应用该技术进行注水开发动态模拟计算可使生产历史数据拟合精确度达到85%以上。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行进一步详细说明：

图1是实施例1中基于六面体网格系统的储集体分布地质概念模型中储集体及注采井分布示意图。

图2是实施例1中基于六面体网格系统的储集体分布地质概念模型中注水井的不同注水井位置条件下A井累积产油量变化曲线。

图3是实施例1中基于六面体网格系统的储集体分布地质概念模型中注水井的不同注水井位置条件下B井累积产油量变化曲线。

图4是实施例2中由试验区内大尺度储集体的地质特征参数I构建的大尺度储集体分布地质概念模型。

图5是实施例2中由试验区内多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ构建的多尺度储集体分布地质概念模型。

图6是实施例2由试验区内多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ构建的精细化多尺度储集体分布地质实体模型。

图7是实施例2中试验区内综合含水率拟合曲线。

图8是实施例2中试验区内日产油量拟合曲线。

图9是实施例2中试验区内不同注水井位置条件下累积产油量变化对比曲线。

具体实施方式

下面将结合实施例和附图来详细说明本发明，这些实施例和附图仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。

实施例

实施例1：

本实施例为利用构成概念模型的地质特征参数Ⅰ及其物性参数Ⅰ和注采井的类别及其特征参数Ⅰ来计算缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ，并由此优化注水开发决策的过程，下面结合附图1、图2和图3进行说明。

1.本实施例实验区内含缝洞范围长度为550m，宽度为50m，纵向上为90m，含裂缝数为74组，含溶洞为27个，其中井穿遇裂缝11组，井穿过溶洞4个；底部含水溶洞为8个，为统一水动力系统，中间为注水井，A井、B井为采油井。

2.通过所述概实验区内井点数据信息确定井周围缝洞储集体的分布。

3.通过所述实验区内其余统计信息应用蒙特卡洛方法确定距离井点较远处缝洞储集体的分布，得到图1所示的基于六面体网格系统的储集体分布地质概念模型中储集体及注采井分布示意图。

4.利用构成概念模型的地质特征参数Ⅰ及其物性参数Ⅰ和注采井的类别及其特征参数Ⅰ来分析所述实验区内中间注水井位置对所述A、B井累积产油量的影响。

5.本实施例中，所述概念模型中间注水井位置分别位于所述概念模型底部、上部、中部、下部时，所述概念模型中A井累积产油量为图2所示。

6.本实施例中，所述概念模型中间注水井位置分别位于所述概念模型底部、上部、中部、下部时，所述概念模型中B井累积产油量为图3所示。

实施例2：

本实施例为利用本发明方法分析缝洞型油藏，并进一步将分析结果用于优化缝洞型油藏试验区注水开发优化决策，下面结合附图4、图5、图6、图7、图8、图9进行说明。

本实例中，所述试验区以塔河油田某缝洞单元为例。

1.根据井点信息、地震资料、测井资料通过Petrel建模软件采用确定性建模方法来确定大尺度储集体的类别、相属性及地质特征参数，并由此构建体现所述试验区地下河、孤立溶洞、大尺度裂缝等确定性较高的储集体分布的大尺度储集体分布地质概念模型，如图4所示。

2.采用蒙特卡洛方法，结合小尺度裂缝、溶蚀孔洞统计数据来确定小尺度储集体的类别、相属性及地质特征参数，并由此构建体现所述试验区溶蚀孔洞、小尺度裂缝等确定性较低的储集体分布的小尺度储集体分布地质概念模型。

3.采用六面体网格对缝洞型油藏注水开发区块的目标层位进行剖分，并对六面体网格系统中每个网格单元赋予唯一的类别的储集体及其相属性、物性参数和地质特征参数，将上述小尺度储集体分布地质概念模型进一步与确定性较高的大尺度储集体分布模型进行融合得到多尺度储集体的类别、相属性、地质特征参数Ⅰ及其物性参数Ⅰ和注采井的类别及其特征参数Ⅰ，并由此构建多尺度储集体分布地质概念模型，如图5所示。

4.应用图5所示的地质概念模型中的多尺度储集体的类别、相属性、地质特征参数Ⅰ及其物性参数Ⅰ和注采井的类别及其特征参数Ⅰ以及注采井的类别及其特征参数Ⅰ，结合实验室测试获得的多尺度储集体中流体的粘度、流体压缩系数、岩石压缩系数以及油藏压力等数据，对缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ进行计算，计算过程中，

（1）将代表地下河或者孤立溶洞的六面体网格单元体的每个面单独赋值传导系数来计算缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ，所述传导系数采用式（Ⅰ）-（Ⅳ）进行计算：

$K_{\mathrm{rw}}\left(A_w\right)=\frac{1}{[\frac{{\mathrm{\&mu;}}_o}{{\mathrm{\&mu;}}_w}\left(\frac{1-f_w}{f_w}\right)+1]}---\left(\mathrm{III}\right)$

$K_{\mathrm{ro}}\left(A_w\right)=\frac{\frac{{\mathrm{\&mu;}}_o}{{\mathrm{\&mu;}}_w}\left(\frac{1-f_w}{f_w}\right)}{[\frac{{\mathrm{\&mu;}}_o}{{\mathrm{\&mu;}}_w}\left(\frac{{1-f}_w}{f_w}\right)+1]}---\left(\mathrm{IV}\right)$

式（Ⅰ）中，T_o为溶洞与裂缝连接面上油相传导系数；S_w为溶洞中含水饱和度；为溶洞与裂缝连接点处绝对渗透率；K_ro为受缝洞连接位置影响下溶洞中油相相对渗透率；μ_o为油相粘度；L为单元体尺寸；

式（Ⅱ）中，T_w为溶洞与裂缝连接面上水相传导系数；S_w为溶洞中含水饱和度；为溶洞与裂缝连接点处绝对渗透率；K_rw为受缝洞连接位置影响下溶洞中水相相对渗透率；μ_w为水相粘度；L为单元体尺寸；

式（Ⅲ）中，K_rw为受缝洞连接位置影响下溶洞中水相相对渗透率；S_w为溶洞中含水饱和度；μ_o为油相粘度；μ_w为水相粘度；f_w为水相分流量，通过实验获得；

式（Ⅳ）中，K_ro为受缝洞连接位置影响下溶洞中油相相对渗透率；S_w为溶洞中含水饱和度；μ_o为油相粘度；μ_w为水相粘度；f_w为水相分流量，通过实验获得。

（2）通过式（V）或（Ⅵ）计算油水瞬间平衡来确定单位时间内代表溶洞的六面体网格单元体的油水界面位置，并根据油水界面位置判断代表溶洞的六面体网格单元体的含油饱和度和含水饱和度；

$\left\{\begin{array}{cc}\frac{V_{\mathrm{wk}}}{V_k}=1(k=\mathrm{1,2},...,N_k)& V_{\mathrm{wt}}\&GreaterEqual;V_{N_k}---\left(V\right)\\ \frac{V_{\mathrm{wk}}}{V_k}=\frac{V_{\mathrm{wk}}-V_{N_k-1}}{V_{N_k}-V_{N_k-1}}& V_{\mathrm{wt}}<V_{N_k}---\left(\mathrm{VI}\right)\end{array}\right.$

其中，

V_wk为某一溶洞第k个单元体中水相的体积；

V_k为某一溶洞第k个单元体的总体积；

V_wt为某一溶洞中水相总体积；

为溶洞从下部至上部前N_k个单元体的总体积；

为溶洞从下部至上部前N_k-1个单元体的总体积。

（3）根据六面体网格单元体的位置、含水饱和度及含油饱和度更新六面体网格单元体每一个面的传导系数。

（4）进行裂缝各向异性特征处理：六面体网格单元体内任意一条倾角为α_i，方位角β_i，内蕴渗透率为K_i的裂缝在大地坐标系中渗透率张量形式为：

$K_{\mathrm{ie}}=K_i\left[\begin{array}{ccc}{\sin }^1{\mathrm{\&beta;}}_i+{\cos }^2{\mathrm{\&alpha;}}_1{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_i& {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i& {\sin \mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i\\ {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i& {\cos }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i{\sin }^2{\mathrm{\&beta;}}_i+{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_i& -\sin {\mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i\\ {\sin \mathrm{\&alpha;}}_i{\cos \mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&beta;}}_i& -\sin {\mathrm{\&alpha;}}_i\cos {\mathrm{\&alpha;}}_i\sin {\mathrm{\&beta;}}_i& {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i\end{array}\right]---\left(\mathrm{VII}\right)$

六面体网格单元体内裂缝总体渗透率张量表达式为：

$K_e=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{K}_{\mathrm{ie}}=\left[\begin{array}{ccc}{K}_1& 0& 0\\ 0& K_2& 0\\ 0& 0& K_3\end{array}\right]---\left(\mathrm{VIII}\right).$

5.将步骤4中计算得到的缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值进行比较。

6.步骤5中比较结果为含水率Ⅰ与相应的实测值的误差绝对值的平均值＞15%，需要对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正，并重复步骤4-6，直至拟合点含水率相对误差绝对值的均值为12.3%，此时原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值的误差绝对值的平均值均≤15%，此时多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ=多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ，注采井的特征参数Ⅰ=注采井的特征参数Ⅱ，由多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ构建所述试验区精细刻画的多尺度储集体分布地质实体模型，如图6所示。

对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正包括：

（1）保持地下河、孤立溶洞、大尺度裂缝的地质特征参数不变，通过调整所述试验区中溶蚀孔洞、小尺度裂缝数量、位置、连通性和连接关系校正相应的小尺度裂缝、溶蚀孔洞的数量、连通性及其在三维坐标系中位置、尺寸、连接点位置和连接数量以及注水井的位置、生产井的位置中的至少一种。

（2）通过改变赋值于六面体网格系统中的小尺度裂缝、溶蚀孔洞的传导系数来校正相应的小尺度裂缝、溶蚀孔洞的数量、连通性以及在三维坐标系中位置、尺寸、连接点位置和连接数量以及注水井的位置、生产井的位置中的至少一种。

7.本实施例中，所述试验区综合含水率拟合曲线如图7所示。

8.本实施例中，所述试验区日产油量拟合曲线如图8所示。

9.本实施例中，分析W₁、W₃井注水位置对缝洞单元累积产油量的影响。

10.本实施例中，所述试验区W₁、W₃井不同注水位置时累积产油量变化曲线如图9所示。

通过上述实施例可以看出，本发明方法通过对构建多尺度储集体分布地质概念模型的多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ进行历史拟合，可以获得构建精细刻画的多尺度储集体分布地质模型的多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ。在历史拟合过程中，通过采用独立表征多侧面传导率来处理不同侧面裂缝与溶洞连接位置差异对油水流动规律的影响；通过采用加入虚拟时间步来反映油水密度差所导致的油水置换瞬间平衡效应；针对裂缝各向异性特征，采用大地坐标系与空间坐标系转化得到空间任意一条裂缝的张量渗透率。利用该方法进行缝洞型油藏注水开发决策，地质模型更为精确、流动规律和驱油机理更加完善，可使技术优化决策和开发效果预测更加准确可靠。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种用于注水开发的缝洞型油藏分析方法，其包括：

步骤L，基于六面体网格系统的所赋值的多尺度储集体的类别、相属性、地质特征参数Ⅰ及其物性参数Ⅰ和注采井的类别及其特征参数Ⅰ，结合实验室测试获得的多尺度储集体中流体的粘度、流体压缩系数、岩石压缩系数以及油藏压力数据，采用油藏数值模拟方法来计算缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ；

步骤M，将步骤L中计算得到的缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值进行比较，根据比较结果对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正，并重复步骤L和M以获得多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ和注采井的特征参数Ⅱ；

在步骤M中，

如果原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值的误差绝对值的平均值均≤15％，则多尺度储集体的地质特征参数Ⅱ＝多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ，注采井的特征参数Ⅰ＝注采井的特征参数Ⅱ；

如果原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ中至少一项与相应的实测值的误差绝对值的平均值＞15％，则对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和注采井的特征参数Ⅰ进行校正，并重复步骤L和M，直至原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ与相应的实测值的误差绝对值的平均值均≤15％；

其中，所述多尺度储集体的类别包括地下河、孤立溶洞、大尺度裂缝、溶蚀孔洞和小尺度裂缝；所述相属性包括油相或水相；

所述多尺度储集体的物性参数包括孔隙度、渗透率、含水饱和度、含油饱和度；

所述多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ和Ⅱ包括储集体数量、连通性以及储集体在三维坐标系中位置、尺寸、连接点位置和连接数量中的至少一种；

所述注采井的类别包括注水井和生产井；

所述注采井的特征参数Ⅰ和Ⅱ包括注水井和生产井的位置、尺寸；

原油储量实测值即为试验区块储量数据，含水率实测值和产油量实测值是将试验区块储量数据、生产井动态数据应用缝洞型油藏注水开发系统计算获得的；

在步骤M中，对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ进行校正包括：保持地下河、孤立溶洞和大尺度裂缝的地质特征参数不变，通过改变六面体网格中体中所赋值的小尺度裂缝和溶蚀孔洞的物性参数来校正相应的小尺度裂缝的数量、小尺度裂缝的连通性、小尺度裂缝在三维坐标系中的位置、小尺度裂缝在三维坐标系中的尺寸、小尺度裂缝在三维坐标系中的连接点位置、小尺度裂缝在三维坐标系中的连接数量、溶蚀孔洞的数量、溶蚀孔洞的连通性、溶蚀孔洞在三维坐标系中的位置、溶蚀孔洞在三维坐标系中的尺寸、溶蚀孔洞在三维坐标系中的连接点位置和溶蚀孔洞在三维坐标系中的连接数量中的至少一种；

在步骤M中，对注采井的特征参数Ⅰ进行校正包括：保持地下河、孤立溶洞和大尺度裂缝的地质特征参数不变，通过改变六面体网格中体中所赋值的小尺度裂缝和溶蚀孔洞的物性参数来校正相应的注水井的位置和/或生产井的位置。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤L还包括将代表地下河或者孤立溶洞的六面体网格单元体的每个面单独赋值传导系数来计算缝洞型油藏注水开发区块的原油储量Ⅰ、含水率Ⅰ和产油量Ⅰ，所述传导系数采用式(Ⅰ)-(Ⅳ)进行计算：

式(Ⅰ)中，T_o为溶洞与裂缝连接面上油相传导系数；S_w为溶洞中含水饱和度；为溶洞与裂缝连接点处绝对渗透率；K_ro为受缝洞连接位置影响下溶洞中油相相对渗透率；μ_o为油相粘度；L为单元体尺寸；

式(Ⅱ)中，T_w为溶洞与裂缝连接面上水相传导系数；S_w为溶洞中含水饱和度；为溶洞与裂缝连接点处绝对渗透率；K_rw为受缝洞连接位置影响下溶洞中水相相对渗透率；μ_w为水相粘度；L为单元体尺寸；

式(Ⅲ)中，K_rw为受缝洞连接位置影响下溶洞中水相相对渗透率；μ_o为油相粘度；μ_w为水相粘度；f_w为水相分流量，通过实验获得；

式(Ⅳ)中，K_ro为受缝洞连接位置影响下溶洞中油相相对渗透率；μ_o为油相粘度；μ_w为水相粘度；f_w为水相分流量，通过实验获得。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，在步骤M中，对多尺度储集体的地质特征参数Ⅰ进行校正还包括通过改变赋值于六面体网格系统中的小尺度裂缝和溶蚀孔洞的传导系数来校正相应的小尺度裂缝的数量、小尺度裂缝的连通性、小尺度裂缝在三维坐标系中的位置、小尺度裂缝在三维坐标系中的尺寸、小尺度裂缝在三维坐标系中的连接点位置、小尺度裂缝在三维坐标系中的连接数量、溶蚀孔洞的数量、溶蚀孔洞的连通性、溶蚀孔洞在三维坐标系中的位置、溶蚀孔洞在三维坐标系中的尺寸、溶蚀孔洞在三维坐标系中的连接点位置和溶蚀孔洞在三维坐标系中的连接数量中的至少一种；

在步骤M中，对注采井的特征参数Ⅰ进行校正还包括通过改变赋值于六面体网格系统中的小尺度裂缝和溶蚀孔洞的传导系数来校正相应的注水井的位置和/或生产井的位置。

4.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤L还包括通过式(V)或(Ⅵ)计算油水瞬间平衡来确定单位时间内代表溶洞的六面体网格单元体的油水界面位置，并根据油水界面位置判断代表溶洞的六面体网格单元体的含油饱和度和含水饱和度；

其中，

V_wk为某一溶洞第k个单元体中水相的体积；

V_k为某一溶洞第k个单元体的总体积；

V_wt为某一溶洞中水相总体积；

为溶洞从下部至上部前N_k个单元体的总体积；

为溶洞从下部至上部前N_k-1个单元体的总体积。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤L还包括通过式(V)或(Ⅵ)计算油水瞬间平衡后，根据六面体网格单元体的位置、含水饱和度及含油饱和度更新六面体网格单元体每一个面的传导系数。

6.根据权利要求1-3中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤L还包括裂缝各向异性特征处理：六面体网格单元体内任意一条倾角为α_i，方位角β_i，内蕴渗透率为K_i的裂缝在大地坐标系中渗透率张量形式为：

$K_{ie}=K_i\left[\begin{array}{ccc}{\sin }^2{\mathrm{\&beta;}}_i+{\cos }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_i& {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i{\mathrm{sin\&beta;}}_i{\mathrm{cos\&beta;}}_i& {\mathrm{sin\&alpha;}}_i{\mathrm{cos\&alpha;}}_i{\mathrm{cos\&beta;}}_i\\ {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i{\mathrm{sin\&beta;}}_i{\mathrm{cos\&beta;}}_i& {\cos }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i{\sin }^2{\mathrm{\&beta;}}_i+{\cos }^2{\mathrm{\&beta;}}_i& -{\mathrm{sin\&alpha;}}_i{\mathrm{cos\&alpha;}}_i{\mathrm{sin\&beta;}}_i\\ {\mathrm{sin\&alpha;}}_i{\mathrm{cos\&alpha;}}_i{\mathrm{cos\&beta;}}_i& -{\mathrm{sin\&alpha;}}_i{\mathrm{cos\&alpha;}}_i{\mathrm{sin\&beta;}}_i& {\sin }^2{\mathrm{\&alpha;}}_i\end{array}\right]---\left(VII\right)$

六面体网格单元体内裂缝总体渗透率张量表达式为：

$K_e=\underset{i=1}{\overset{n}{\&Sigma;}}{K}_{ie}=\left[\begin{array}{ccc}{K}_1& 0& 0\\ 0& K_2& 0\\ 0& 0& K_3\end{array}\right]---\left(VIII\right).$

7.一种根据权利要求1-6中任意一项所述的方法的应用，其包括：

所述方法在分析缝洞型油藏分布中的应用；

所述方法在分析不同阶段剩余油中的应用；

所述方法在缝洞型油藏注水开发指标预测和开发模式筛选中的应用；或

所述方法在缝洞型油藏开发中的应用。