CN108932397A - 一种双重介质油藏数值模拟调参方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种双重介质油藏数值模拟调参方法，包括以下步骤：步骤A、油藏三维地质概念模型的建立；步骤B、油藏数值模拟模型的建立；步骤C、概念模型油藏数值模拟研究；步骤D、含水与采出程度关系图版的建立；步骤E、实际生产数据与图版进行比对，确定井点附近储层孔隙结构类型；步骤F、根据所确定的孔隙结构类型指导生产历史拟合过程中地质参数的修正。本发明以理论模型为基础，将油藏生产特征与储层发育特征紧密联系，并通过理论图版将储层进行分类，明确了影响油藏生产的主控因素，开展有针对性的调参拟合，提高了历史拟合调参的科学性，从而大大提高了双重介质油藏数值模拟历史拟合的工作效率和准确性。
Description
技术领域
本发明涉及一种模拟调参方法，具体为一种双重介质油藏数值模拟调参方法，属于油藏工程研究应用技术领域。
背景技术
由于双重介质油藏中裂缝与基质关系分布复杂、渗流能力多样，在平面和纵向上存在很强的非均质性。有的部位裂缝相对发育，而有的部位裂缝相对不发育；有的部位裂缝和基质均存在流体渗流，而有的部位只有裂缝具有渗透性，基质内部不发生流体渗流。
现有技术中主要是通过调整裂缝参数进行生产历史拟合，如郑强在“裂缝性油藏数值模拟方法探讨”一文指出，通过调整裂缝方向、裂缝渗透率及基质与裂缝交换量等参数,拟合单井注采量、压力、含水率、生产气油比、井底流压等指标，当生产历史拟合结果达到精度要求时,地质模型和裂缝模型就确定了。要研究裂缝对流体运动所起的综合效应，可以以地质研究结果做为计算初值,用动态拟合方法确定其影响程度,通过历史拟合最终得到油藏中裂缝的发育情况。目前尽管通过应用钻井、测井、地质、测试、地震等各种资料综合研究，建立的三维地质模型也很难与地下实际情况保持较高的吻合度，这给油藏数值模拟生产历史拟合带来一定困难。如何调整地质模型参数，提高双重介质油藏生产历史拟合精度是一个复杂的技术难题。
一方面双重介质油藏中裂缝大小和分布杂乱无章，另一方面数值模拟生产历史拟合是一个极其繁琐且工作过程，以往的双重介质油藏数值模拟历史拟合调参方法，完全依靠前期对裂缝的基础地质研究，没有将油藏生产特征与储层类型研究有机地结合起来，调整参数缺乏指导，因此，针对上述问题提出一种双重介质油藏数值模拟调参方法。
发明内容
本发明的目的就在于为了解决上述问题而提供一种双重介质油藏数值模拟调参方法，指导双重介质油藏数值模拟研究。
本发明通过以下技术方案来实现上述目的，一种双重介质油藏数值模拟调参方法，包括以下步骤：
步骤A、油藏三维地质概念模型的建立
分别建立双孔双渗模型、建立单孔单渗模型、建立双孔单渗模型三种类型的三维地质模型，三维地质模型包括油藏构造模型、净毛比模型、孔隙度模型、渗透率模型和含油饱和度模型；
步骤B、油藏数值模拟模型的建立
分别建立对应于三种类型三维地质模型的油藏数值模拟模型，包括基质系统油水相对渗透率曲线、裂缝系统油水相对渗透率曲线，模型初始平衡条件，采油井、注水井及注水量、产液量；
步骤C、概念模型油藏数值模拟研究
利用建立好的油藏数值模拟概念模型，分别开展不同孔隙结构储层的油藏数值模拟研究，研究双孔双渗模型、单孔单渗模型、双孔单渗模型各个模型的油藏生产特征以及之间的差异；
步骤D、含水与采出程度关系图版的建立
分别针对每一种概念模型，模拟计算得出一组含水与采出程度关系数据，并利用三组数据做出一张包括三条曲线的含水与采出程度关系图；
步骤E、实际生产数据与图版进行比对，确定井点附近储层孔隙结构类型
按实际某油田井网所控制的面积、储量，落实某一口所控制的地质储量，并利用单井生产数据做出该井含水与采出程度关系曲线，将该曲线放入上述步骤C形成的图版中，与图版中的三种不同类型孔隙结构储层的含水与采出程度关系曲线进行比对，落实该井所处区域的大致孔隙结构类型。
步骤F、根据所确定的孔隙结构类型指导生产历史拟合过程中地质参数的修正
通过对比实际生产数据与理论模型关系图版，结合前期裂缝研究成果综合分析，确定井区储层孔隙结构类型，以此来指导生产历史拟合工作。
优选的，所述裂缝-孔隙型为流体存在于基质和裂缝中，相邻基质间存在流体渗流，基质与裂缝间也存在流体渗流。
优选的，所述建立单孔单渗模型为储层中只有孔隙没有裂缝。
优选的，所述建立双孔单渗模型为储层中包括基质和裂缝，裂缝是主要的渗流通道，基质孔隙只是流体的储存场所，流体在基质孔隙中不发生流动。
本发明的有益效果是：本发明以理论模型为基础，将油藏生产特征与储层发育特征紧密联系，并通过理论图版将储层进行分类，明确了影响油藏生产的主控因素，开展有针对性的调参拟合，提高了历史拟合调参的科学性，从而大大提高了双重介质油藏数值模拟历史拟合的工作效率和准确性。
附图说明
图1为本发明整体流程图；
图2为本发明基质系统油水相对渗透率曲线；
图3为本发明裂缝系统油水相对渗透率曲线；
图4为本发明双孔双渗概念模型网格图、渗透率等值图；
图5为本发明单孔单渗概念模型网格图、渗透率等值图；
图6为本发明双孔单渗概念模型网格图、渗透率等值图；
图7为本发明三种概念模型含水与采出程度关系曲线图；
图8为本发明A1井(歧665)井含水-采出程度关系曲线图；
图9为本发明A2井(歧652井)含水与采出程度曲线图；
图10为本发明A3井(歧5)井含水-采出程度曲线图；
图11为本发明A4井(歧601)井含水-采出程度曲线图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
请参阅图1所示，一种双重介质油藏数值模拟调参方法，包括以下步骤：
步骤A、油藏三维地质概念模型的建立
分别建立双孔双渗模型、建立单孔单渗模型、建立双孔单渗模型三种类型的三维地质模型，三维地质模型包括油藏构造模型、净毛比模型、孔隙度模型、渗透率模型和含油饱和度模型；
步骤B、油藏数值模拟模型的建立
分别建立对应于三种类型三维地质模型的油藏数值模拟模型，包括基质系统油水相对渗透率曲线、裂缝系统油水相对渗透率曲线，模型初始平衡条件，采油井、注水井及注水量、产液量；
步骤C、概念模型油藏数值模拟研究
利用建立好的油藏数值模拟概念模型，分别开展不同孔隙结构储层的油藏数值模拟研究，研究双孔双渗模型、单孔单渗模型、双孔单渗模型各个模型的油藏生产特征以及之间的差异；
步骤D、含水与采出程度关系图版的建立
分别针对每一种概念模型，模拟计算得出一组含水与采出程度关系数据，并利用三组数据做出一张包括三条曲线的含水与采出程度关系图；
步骤E、实际生产数据与图版进行比对，确定井点附近储层孔隙结构类型
按实际某油田井网所控制的面积、储量，落实某一口所控制的地质储量，并利用单井生产数据做出该井含水与采出程度关系曲线，将该曲线放入上述步骤C形成的图版中，与图版中的三种不同类型孔隙结构储层的含水与采出程度关系曲线进行比对，落实该井所处区域的大致孔隙结构类型。
步骤F、根据所确定的孔隙结构类型指导生产历史拟合过程中地质参数的修正
通过对比实际生产数据与理论模型关系图版，结合前期裂缝研究成果综合分析，确定井区储层孔隙结构类型，以此来指导生产历史拟合工作。
优选的，所述裂缝-孔隙型为流体存在于基质和裂缝中，相邻基质间存在流体渗流，基质与裂缝间也存在流体渗流。
优选的，所述建立单孔单渗模型为储层中只有孔隙没有裂缝。
优选的，所述建立双孔单渗模型为储层中包括基质和裂缝，裂缝是主要的渗流通道，基质孔隙只是流体的储存场所，流体在基质孔隙中不发生流动。
实施例
以下将结合具体实施例对本发明所述“一种双重介质油藏数值模拟调参方法”做进一步的阐述。
(1)油藏数值模拟概念模型的建立
首先建立双孔双渗模型(裂缝-孔隙型)、单孔单渗模型(孔隙型)、双孔单渗模型(裂缝型)三种理论模型，研究各个模型间油藏生产特征和差异。
三种模型中生产井为A1，注水井为A2，井距为250m。网格数为17*14*1，模型网格步长为20*20m，地层厚度为10m，净毛比为1。初始平均地层压力20.3MPa；无边水、无底水。基质系统油水相对渗透率曲线见图2(根据研究区岩心水驱油试验得到)，裂缝系统油水相对渗透率曲线见图3(通用)。注水井日配注水100方，生产井采用定液生产，日产液量为100方；生产井与注水井射开全部油层，模拟生产20年。
①双孔双渗(裂缝-孔隙双重介质)模型见图4，双孔双渗概念模型物性参数表1，生产井和注水井都位于裂缝带上。
②单孔单渗(孔隙型)油藏模型见图5，单孔单渗概念模型物性参数见表2。
| 属性 | 基质 | 裂缝 |
| 水平渗透率(mD) | 250 | |
| 垂向渗透率(mD) | 25 | |
| 孔隙度(％) | 25％ | |
| 净毛比 | 1 |
③双孔单渗(裂缝型)油藏模型见图6，双孔单渗概念模型物性参数表3。
| 属性 | 基质 | 裂缝 |
| 水平渗透率(mD) | 10 | 2000 |
| 垂向渗透率(mD) | 1 | 200 |
| 孔隙度(％) | 25％ | 0.1％ |
| 净毛比 | 1 | 1 |
(2)概念模型油藏数值模拟研究
三种概念模型中，采油井A1均位于(3、7)网格中，注水井A2均位于(15、7)网格中。双孔双渗模型和双孔单渗模型中，采油井A1、注水井A2都位于裂缝带上。A1井投产后，A2井同时开始注水。
从模拟结果对比分析来看，双孔双渗模型：采油井A1井初期产能较高，但稳产期较短，受裂缝带影响采油井A1井含水上升快，产量下降快，20年末累产油居中。单孔单渗模型：采油井A1井初期产能较高，含水上升较慢，稳产期相对较长，20年末累产油较高。双孔单渗模型：采油井A1井初期产能较高，但含水上升最快，稳产期最短，20年末累计产油量最低。
双孔单渗模型(裂缝型)中，生产井初期产能高，但见水较早，油井稳产期短，累产油少。生产井先采出裂缝中的原油，后采出少量基质中的原油，同时注入水易在注水井、裂缝、生产井三者间形成无效循环；
单孔单渗模型(孔隙型)模型，生产井稳产期长，累产油高，注入水到达生产井的速度主要受储层非均质性影响；
双孔双渗模型(裂缝-孔隙双重介质)中，生产井初期产能高，见水时间晚于双孔单渗模型，生产井采出裂缝中的原油后，以裂缝为通道，采出部分基质中的原油。累产油介于上述两种模型之间。
(3)含水与采出程度关系图版的建立
①对利用上述概念模型并通过模拟计算得出的不同孔隙介质储层含水与采出程度关系数据，见表4。
②利用表4中的数据，做出不同孔隙结构储层含水与采出程度关系图版，见图7。
(4)统计并计算实际井生产过程中的含水与采出程度关系数据(表5)，用实际生产数据与图版进行比对，确定井点附近储层孔隙结构类型。
选取4口典型实际生产井(A1井、A2井、A3井、A4井)分别计算出含水与采出程度关系数据，见表5。将表5中的数据加载到上述图版(图7)中，并与图版进行比对(图8、图9、图10、图11)
不同孔隙介质储层(概念模型)含水与采出程度关系数据表表4
实际生产井含水与采出程度关系数据表表5
从A1井实际生产数据与关系图版的对比可以看出，井区储层具有双孔单渗的特征。
从A2井实际生产数据与关系图版的对比可以看出，井区储层属于典型的双孔双渗储层类型特征。
从A3井实际生产数据与关系图版的对比可以看出，井区储层属于单孔单渗储层类型特征。
从A4井实际生产数据与关系图版的对比可以看出，井区储层介于双孔双渗与单孔单渗储层之间的类型特征。
(5)根据比对结果进行历史拟合参数调整
通过对比实际生产数据与理论模型关系图版，确定井区储层类型，以此来指导双重介质油藏数值模拟历史拟合工作中物性参数的调整。储层属于单孔单渗类型生产井的历史拟合，把裂缝的孔隙度和渗透率都调整为0，通过常规的方法拟合生产历史；储层属于双孔单渗类型生产井的历史拟合，把基质的渗透率给成一个较小的值，重点是将基质裂缝耦合传导系数调整为0，通过调整裂缝渗透率并结合常规方法实现生产历史拟合。储层属于双孔双渗类型生产井的历史拟合，通过调整裂缝渗透率、基质裂缝耦合传导系数，并结合常规方法，实现生产历史拟合。
对比实际油藏中单井生产特征发现，有部分井具有介于双孔双渗和单孔单渗之间的生产井生产特征。该类井所处区域储层的裂缝规模较小且较均匀，裂缝与基质之间以及基质与基质之间均有一定的渗流能力。因此，该类井应借鉴双孔双渗类型井的调参方法，实现较好的历史拟合。
上述方法是通过分析生产动态特征确定储层孔隙结构类型，之后调整模型参数实现历史拟合，因此，该方法更适合于开发时间较长的双重介质油藏数值模拟历史拟合研究工作。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。
此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。
Claims (4)
1.一种双重介质油藏数值模拟调参方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤A、油藏三维地质概念模型的建立
分别建立双孔双渗模型、建立单孔单渗模型、建立双孔单渗模型三种类型的三维地质模型，三维地质模型包括油藏构造模型、净毛比模型、孔隙度模型、渗透率模型和含油饱和度模型；
步骤B、油藏数值模拟模型的建立
分别建立对应于三种类型三维地质模型的油藏数值模拟模型，包括基质系统油水相对渗透率曲线、裂缝系统油水相对渗透率曲线，模型初始平衡条件，采油井、注水井及注水量、产液量；
步骤C、概念模型油藏数值模拟研究
利用建立好的油藏数值模拟概念模型，分别开展不同孔隙结构储层的油藏数值模拟研究，研究双孔双渗模型、单孔单渗模型、双孔单渗模型各个模型的油藏生产特征以及之间的差异；
步骤D、含水与采出程度关系图版的建立
分别针对每一种概念模型，模拟计算得出一组含水与采出程度关系数据，并利用三组数据做出一张包括三条曲线的含水与采出程度关系图；
步骤E、实际生产数据与图版进行比对，确定井点附近储层孔隙结构类型
按实际某油田井网所控制的面积、储量，落实某一口所控制的地质储量，并利用单井生产数据做出该井含水与采出程度关系曲线，将该曲线放入上述步骤C形成的图版中，与图版中的三种不同类型孔隙结构储层的含水与采出程度关系曲线进行比对，落实该井所处区域的大致孔隙结构类型；
步骤F、根据所确定的孔隙结构类型指导生产历史拟合过程中地质参数的修正
通过对比实际生产数据与理论模型关系图版，结合前期裂缝研究成果综合分析，确定井区储层孔隙结构类型，以此来指导生产历史拟合工作。
2.根据权利要求1所述的一种双重介质油藏数值模拟调参方法，其特征在于：所述裂缝-孔隙型为流体存在于基质和裂缝中，相邻基质间存在流体渗流，基质与裂缝间也存在流体渗流。
3.根据权利要求1所述的一种双重介质油藏数值模拟调参方法，其特征在于：所述建立单孔单渗模型为储层中只有孔隙没有裂缝。
4.根据权利要求1所述的一种双重介质油藏数值模拟调参方法，其特征在于：所述建立双孔单渗模型为储层中包括基质和裂缝，裂缝是主要的渗流通道，基质孔隙只是流体的储存场所，流体在基质孔隙中不发生流动。
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