CN105631138B - 油气藏开发井组数值模拟动态分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，其是对开发单元中注与采的关系及生产状况进行分析，并提出合理的调整挖潜措施，是从物质平衡方程入手，得出油藏采出程度与体积波及系数关系曲线所遵循的波及三角形，在油藏保持物质平衡时，油藏采出程度与体积波及系数关系曲线应落在这一波及三角形中，从这一曲线的形态和趋势变化判断油藏动态状况；同时，为了进一步了解油藏内部井与井之间的详细动态情况，需要对油藏进行细分子单元；并在井组单元划定一条虚拟边界，然后在动态分析过程中，通过调整参数，巧妙地绕过了不流动边界处理困难的问题。本发明可方便的对油田生产进行动态监测和动态分析、预测，给出的数值结果，能简洁、明了地反映油藏动态状况。

Description

油气藏开发井组数值模拟动态分析方法

技术领域

本发明涉及油藏工程技术领域，尤其涉及一种油气藏开发井组数值模拟动态分析方法。

背景技术

当某一油田的开发方针制定以后，如何根据开发原则，围绕这一方针编制完整的开发方案，是油藏工程师所面临的重要课题。毫无疑问，油藏工程方法是解决这一问题的最好方法之一。油田不同开发时期的方案要求不同，油藏工程方法不仅可以从总体上把握既定的开发方针，而且可以十分方便地定制出开发方案。然而对于中、后期的调整方案和提高采收率方案编制，则需要更为细致地研究油藏内部、井于井之间更小的区域，这时传统的油藏工程方法就明显得相形见绌了。特别是对目前国内外普遍采用的注水开采方法，使得用油藏工程方法对较小范围的油田区域进行动态监测和动态分析变得十分困难。

本世纪以来，由于计算机、应用数学和油藏工程等学科的飞速发展，油藏数值模拟方法得到不断改进和广泛应用，目前已成为油田开发方案设计、调整不可缺少的工具，对油藏管理计划的制定、油藏监测等方面起着重要的作用，同时也为各种提高采收率措施的应用提供了有力的科学依据。由于油藏数值模拟方法本身所具有的特点，在油藏描述可靠、各项岩石和流体参数实验室测量准确的前提下，它能够非常细致、精确地描述油、气层中油、气、水等饱和度和压力分布状况，并能较为准确地预测油、气田开发动态和各项开发指标。

随着计算机运算速度和工作吞吐能力的不断提高，人们对大型油藏数值模拟的要求也不断增加。而正是由于油藏数值模拟规模的大幅度增大，使得进行油藏数值模拟研究所需的人力、时间和计算机资源都大为增加，不便于现场工程师对油、气田开发动态进行监测分析，及时做出调整。

发明内容

针对以上问题，本发明提供了一种构思合理，流程简单，可以十分方便的对油田生产进行动态监测和动态分析、预测，给出的数值结果，能简洁、明了地反映油藏动态状况，能够让油藏工程师及时了解油藏内部井与井之间的油藏动态状况的油气藏开发井组数值模拟动态分析方法。

本发明是通过以下技术方案实现的:

上述的油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，具体包括以下步骤：

(1)孔隙体积描述

即确定井组油层有效厚度h和平均孔隙度Φ，同时参考井组的油藏面积A，井组孔隙体积＝A×h×Φ；

(2)注采数据汇编和单井递减曲线

即核实井组从开发到注水开始，每口井的累积产油、累积产水、水油比，以及注水开始后各个时间段每口井的累积产油、累积产水、水油比生产数据；

(3)岩石及流体性质

即计算油田平均PVT特性数据；

(4)细分整个水驱区域为子单元

即对规则重复排列井网，对于不规则井网，根据实际情况，以研究目的和深度来划分子单元；

(5)子单元注采数据预编

对于以注水井为中心而划分的子单元井组，将单元注采数据按照时间阶段编制汇总，并对各个子单元进行初始物质平衡计算，水驱开始后的生产和注入数据按照时间阶段编制并保存数据；

(6)单元注水分配

即平面上注水或产液量的分配，作出位于井组单元边界的注采井贡献给该单元和相邻单元的液量；

(7)绘制泡泡图

即把突破前的油水前沿画作弧线圈，在突破后的水驱油水前沿用油藏工程方法进行修改，使之符合水驱流动半径和生产水油比；

(8)物质平衡计算；

(9)单元动态分析。

所述油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，其中：所述步骤(3)中油田平均PVT特性数据包括地层原油体积系数、地层原油粘度及地层原始原生饱和度。

所述油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，其中：所述步骤(8)中注水开发油藏的开发过程分为一次采油阶段，泡点压力以上的二次采油两个阶段；在真实油藏的采收程度Er与体积波及系数落在波及三角形内时，认为开采过程中保持物质平衡，否则认为需要调整注采比例，以达到该油藏开发过程中的物质平衡。

所述油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，其中：所述步骤(9)的单元动态分析是根据不同的开发阶段和不同的分析目的来进行的，主要包括采出程度与体系波及系数的关系曲线、水油比与注入可驱烃类孔隙体积水量关系曲线、采出程度与注水可驱烃类孔隙体积水量关系曲线、水油比与累积产油量关系曲线、含水与采出程度关系曲线及其他常用曲线。

有益效果：

本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法构思合理，流程简单，即具有油藏工程方法简洁、方便的特点，又具有油藏数值模拟方法精确、细致的特点的来进行及时油藏动态分析。一旦有所进展，就可以十分方便的对油田生产进行动态监测和动态分析、预测，进而制定新的调整方案。

本发明的井组动态分析是在单井动态分析基础上进行的一项综合性较强的分析判断工作，也是采油工应掌握的技能项目；本发明中“井组”的划分是以注水井为中心，联系到周围油井和注水井构成的油田基本开发单元。井组动态分析就是对开发单元中注与采的关系及生产状况进行分析，并提出合理的调整挖潜措施。

本发明是从物质平衡方程入手，得出油藏采出程度与体积波及系数关系曲线所遵循的波及三角形。在油藏保持物质平衡时，油藏采出程度与体积波及系数关系曲线应落在这一波及三角形中，从这一曲线的形态和趋势变化判断油藏动态状况。同时，为了进一步了解油藏内部井与井之间的详细动态情况，需要对油藏进行细分子单元；并在井组单元划定一条虚拟边界，然后在动态分析过程中，通过调整参数，巧妙地绕过了不流动边界处理困难的问题。

本发明按照物质平衡原理，对所研究的油田进行细分子单元，又具有油藏数值模拟方法的特点。本发明的方法给出的数值结果，简洁、明了地反映了油藏动态状况，能够让油藏工程师及时了解油藏内部井与井之间的油藏动态状况。从实际应用效果看，本发明的计算量很小，对于一、二个井组的动态分析只需要一、两个小时就可完成，对于整座油田的油藏动态分析，根据油田大小的不同和前期准备工作的程度不同，也只需要很短的时间，明显比油藏数值模拟方法所花费的时间要少很多，同时又避免了普通油藏工程方法动态分析结果的过于笼统。

附图说明

图1为本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法的流程图；

图2为本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法在物质平衡计算时采出程度与体积波及系数关系曲线图；

图3为本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法在单元动态分析时物质平衡边界波及三角形示意图；

图4为本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法在单元动态分析时油藏单元E_r～E_aE_i曲线是一条近乎理想的动态曲线图；

图5为本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法在单元动态分析时动态曲线不遵循用物质平衡法所确定的E_r～EaEi曲线三角形边界示意图；

图6为本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法在单元动态分析时单元动态Er～EaEi曲线从波及三角形的左边偏出的示意图。

具体实施方式

本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，是一种近似数值方法的动态分析方法，即可以解决由于使用全油田平均资料，而造成普通油藏工程分析方法和经验公式分析方法所做的动态分析预测，常常与实际动态反映不符合的矛盾；又可以解决普通油藏工程分析方法和经验公式分析方法所做的动态分析预测结果过于笼统，与油藏数值模拟方法的耗费人力、资源和时间，费用太高之间的矛盾。

如图1所示，本发明油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，具体包括以下步骤：

S010、孔隙体积描述

即确定井组油层有效厚度h和平均孔隙度Φ，同时参考井组的油藏面积A，井组孔隙体积＝A×h×Φ；

S020、注采数据汇编和单井递减曲线

即核实井组从开发到注水开始，每口井的累积产油、累积产水、水油比，以及注水开始后各个时间段每口井的累积产油、累积产水、水油比等生产数据；

S030、岩石及流体性质

即计算油田平均PVT特性数据如地层原油体积系数、地层原油粘度、地层原始原生饱和度等；

S040、细分整个水驱区域为子单元

即对规则重复排列井网，可以简单地用重复井组作为子单元，如重复五点井网注水井为中心、重复九点井网注水井为中心等，对于不规则井网，需要根据实际情况，以研究目的和深度来划分子单元；

S050、子单元注采数据预编

即对于以注水井为中心而划分的子单元井组，可将单元注采数据按照时间阶段编制汇总，并对各个子单元进行初始物质平衡计算，水驱开始后的生产和注入数据已经按照时间阶段编制并保存数据；

S060、单元注水分配

即平面上注水或产液量的分配，作出位于井组单元边界的注采井贡献给该单元和相邻单元的液量；

S070、绘制泡泡图

即油水泡泡图可以表示井组单元中注水井周围水驱前沿的大概位置，把突破前的油水前沿画作弧线圈，而在突破后的水驱油水前沿要用油藏工程方法进行修改，使之符合水驱流动半径和生产水油比；

S080、物质平衡计算

注水开发油藏的开发过程分为一次采油阶段，泡点压力以上的二次采油(注水开采)两个阶段，这两种极端开采的动态曲线构成了真实油藏得物质平衡曲线的上下边界，这两种极端开采过程是：

①假设在一次采油没有使油藏压力衰竭到泡点压力以下前开始注水，进行二次采油，在这种情况下，理论的Er～EaEi曲线如上图2中的4段所示，它构成实际动态曲线的上边界；

②假设在一次采油继续进行使油藏压力衰竭到泡点压力以下后开始注水，进行二次采油，在这中情况下，理论的Er～EaEi曲线如图2中的1-2段所示，它构成实际动态曲线的下边界；

当真实油藏的采收程度Er与体积波及系数落在波及三角形内时，即真实油藏的Er～EaEi曲线落在2、3、4所围成的钝角三角形(这里称之为波及三角形)内时，我们就认为该油藏开采过程中保持物质平衡，否则认为该油藏开采过程中物质不平衡，需要调整注采比例，以达到该油藏开发过程中的物质平衡。

S090、单元动态分析

即根据不同的开发阶段不同的分析目的，主要包括采出程度与体系波及系数的关系曲线、水油比与注入可驱烃类孔隙体积水量关系曲线、采出程度与注水可驱烃类孔隙体积水量关系曲线、水油比与累积产油量关系曲线、含水与采出程度关系曲线及其他常用曲线。具体分析过程为：

(一)计算

油藏物质平衡概念可用作突发表示，并用来监测油藏水驱过程。在监视下的注水单元物质平衡状况可用累积采出程度与体积波及系数的关系曲线来表示。曲线上的数据点用前面章节所介绍的方法计算求得。前面所定义的体积波

由以上定义可知，注水单元的动态曲线必须开始于水驱开始时体积波及系数为零和相应采出程度那点。即图3中直线段1的结束点。在水驱过程中，这一曲线必须沿一定路径逼近体积波及系数为1时最大采收率那点。当体积波及系数为1时，所有可动油都被驱替。因次最大采收率等于驱替效率(E_d)。这三点是在水驱开始后，开始采油前要压缩自由气所需的无因次注水量，即注水充满自由气区的波及系数点：

图3为物质平衡边界波及三角形示意图，用注采数据绘E_r～E_aE_i曲线，当油藏单元在开采过程中保持物质平衡时，E_r～E_aE_i曲线应落在波及三角形中。

在多数情况下，真实油藏单元的E_r～E_aE_i曲线并不能完全落在波及三角形中，除非在计算中努力提高数据的质量和完善程度。造成这种现象的原因主要是可驱替孔隙体积计算误差和单元中注采液体体积不正确。通过下述诊断方法可以把偏出波及三角形的动态曲线校正回波及三角形。

(二)动态分析

图4所示的油藏单元E_r～E_aE_i曲线是一条近乎理想的动态曲线。注水开始时，在注水充满自由气区的同时继续采油，油藏注采比超过1且井组单元在自由气被压缩和驱替的过程中被充满。随着油水前沿突破后的全面水淹，生产井的水油比将不断增加。而且随着注水时间的延长和油藏中有效存水速度的降低，这些数据点也越来越接近，驱替进展越来越慢，直到达到某个经济极限和油藏废弃。对于废弃的情况，为了提高一个或多个波及系数以使油藏达到更高的采收率，可能要开始一个新的驱替过程即EOR。

图5所示的动态曲线并不遵循用物质平衡法所确定的E_r～EaEi曲线三角形边界，而是从三角形右边偏出，出现这种情况有几种可能。首先要正确理解Er～EaEi曲线的物理意义，如果假定油藏面积是正确的，且分配给各单元的注采液体体积也是正确的，则这一曲线表明该油藏单元中的物质增加，当注水充满后，曲线从波及三角形右边偏出，说明液体体积正在被加到固定不可压缩的单元流体体积上。这种现象要正常存在，井组单元的油藏压力就不得不变得非常之高。检验物质平衡时所要求的油藏压力与实际油藏压力之间的矛盾，就会发现这种情况是不真实的，也是不正确的。

下面对造成这种现象的几种可能的原因作一简单说明：

①井组单元孔隙体积计算偏低。即面积、厚度、孔隙度三者之一或全部参数偏低。另一方面，不流动边界位置的错误会使单元孔隙体积计算错误。如果仅用单元的几何形状来分配单元面积，则这一错误将会与注采液体的分配错误相迭加，从而使动态曲线从三角形右边偏出。

②注采液体体积记录可能不准确，对于目前我国这种半计划、半自主生产的体制，产量与“经济效益”相挂钩，容易造成产油量报告错误。对水体积的计量，无论是注入水还是采出水量都可能不精确。单元动态曲线从三角形右边偏出可能是由于注入水分配过高或产出水分配过低所造成。

③这种情况的出现可能直接反映了分配给该单元注水量的注水井注水效率大小。如果可以确定水被注入目的层以外，则需要相应降低注水效率。用注水井的正确注水效率可把动态曲线校正到波及三角形中。

④相邻单元之间流体的流动可能会引起压力的不平衡，这就会使该单元由于液体太多而使动态曲线从波及三角形右边偏出，同时使相邻单元由于液体不足而动态曲线从左边偏出波及三角形。如果假设分配给该单元的注入水进入相邻单元，可能解决这个问题的最好办法是调整井组边界，重新计算井组单元孔隙体积，重新给每个井组单元分配注水量和产液量。要记住如果给一个井组单元多分配了注水量，则必须把这些水量调配给相邻井组单元。

图6所示的单元动态Er～EaEi曲线从波及三角形的左边偏出，也不遵守该单元的波及三角形边界。这种情况下注水没有充满自由气区。同前面讨论的动态曲线形成的原因一样，只是在这种情况下正好相反，该单元中的注入水体积可能分配过低或采出体积分配过高，或者单元孔隙体积计算偏高。如果相邻井组单元动态曲线从右边偏出波及三角形，则这个单元就要从相邻单元接受注水量。

本发明构思合理，流程简单，可以十分方便的对油田生产进行动态监测和动态分析、预测，给出的数值结果，能简洁、明了地反映油藏动态状况，能够让油藏工程师及时了解油藏内部井与井之间的油藏动态状况。

Claims (2)

1.一种油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

(1)孔隙体积描述

即确定井组油层有效厚度h和平均孔隙度Φ，同时参考井组的油藏面积A，井组孔隙体积＝A×h×Φ；

(2)注采数据汇编和单井递减曲线

即核实井组从开发到注水开始，每口井的累积产油、累积产水、水油比，以及注水开始后各个时间段每口井的累积产油、累积产水、水油比生产数据；

(3)岩石及流体性质

即计算油田平均PVT特性数据；

(4)细分整个水驱区域为子单元

即对规则重复排列井网，对于不规则井网，根据实际情况，以研究目的和深度来划分子单元；

(5)子单元注采数据预编

对于以注水井为中心而划分的子单元井组，将单元注采数据按照时间阶段编制汇总，并对各个子单元进行初始物质平衡计算，水驱开始后的生产和注入数据按照时间阶段编制并保存数据；

(6)单元注水分配

即平面上注水或产液量的分配，作出位于井组单元边界的注采井贡献给该单元和相邻单元的液量；

(7)绘制泡泡图

即把突破前的油水前沿画作弧线圈，在突破后的水驱油水前沿用油藏工程方法进行修改，使之符合水驱流动半径和生产水油比；

(8)物质平衡计算；所述步骤(8)中注水开发油藏的开发过程分为一次采油阶段，泡点压力以上的二次采油两个阶段；在真实油藏的采收程度Er与体积波及系数落在波及三角形内时，认为开采过程中保持物质平衡，否则认为需要调整注采比例，以达到该油藏开发过程中的物质平衡；

(9)单元动态分析；所述步骤(9)的单元动态分析是根据不同的开发阶段和不同的分析目的来进行的，主要包括采出程度与体系波及系数的关系曲线、水油比与注入可驱烃类孔隙体积水量关系曲线、采出程度与注水可驱烃类孔隙体积水量关系曲线、水油比与累积产油量关系曲线、含水与采出程度关系曲线。

2.如权利要求1所述的油气藏开发井组数值模拟动态分析方法，其特征在于：所述步骤(3)中油田平均PVT特性数据包括地层原油体积系数、地层原油粘度及地层原始原生饱和度。