CN109268005A - 一种基于储层时变性的剩余油预测方法及工业化流程 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油藏开发技术领域，公开了一种基于储层时变性的剩余油预测方法及工业化流程，按照开发阶段对井进行分组，建立不同开发阶段的时变性储层物性模型，按照开发阶段顺序使用不同阶段油藏地质模型逐阶段进行油藏数值模拟，得到基于储层时变模型的剩余油预测结果，本方法改变了基于静态地质模型油藏数值模拟的剩余油预测传统方法和技术流程，解决了开发过程中储层时变性导致的剩余油预测不准确问题。

Description

一种基于储层时变性的剩余油预测方法及工业化流程

技术领域：

本发明涉及油藏开发技术领域，具体涉及一种基于储层时变性的剩余油预测方法及工业化流程。

背景技术：

剩余油预测是老油田提高采收率和挖潜增量的基础和前提，我国老油田，尤其是东部老油田普遍经历了长期的注水开发历程，在漫长的开发过程中，储层特征随着开发发生变化，这些变化的储层因素常常包括储层孔隙度、渗透率、微观孔隙结构等特征。储层特征随着开发时间发生变化的这种特性被称为储层的时变性。有些储层的时变性不显著，而有些储层则非常显著，比如浅层的中高渗砂岩储层参数往往在长期的注水开发中表现出很强的时变性，其最直接的表现是储层的孔隙度和渗透率随时间发生变化。

储层的时变性已经逐步被意识到，一些表征储层变化的研究也已经开始开展，并开展了建立具有时变性的地质模型的尝试。但是，存在两个瓶颈问题，一是如何建立准确的时变性的储层模型，二是时变性的地质模型如何应用于油藏数值模拟。

原油在地下储层中的分布随着油藏的开发一直不断变化，剩余油定量预测研究最常用的方法是油藏数值模拟，目前使用的油藏数值模拟是基于静态地质模型的，即不考虑储层参数的时变性。将地下储层的孔隙度、渗透率等参数作为一成不变的，将储层作为静态的因素，建立静态的地质模型，在开发中只考虑由于注水和采油造成的地下流体的变化。

但是，在储层特征时变性显著的储层中，原油分布随开发的变化复杂，基于静态地质模型的剩余油研究方法已经不能准确表征剩余油形成过程及其分布规律，剩余油预测研究难度非常大，迫切需要考虑储层时变性的剩余油预测方法，指导剩余油预测和挖潜。

发明内容：

本发明针对基于静态地质模型油藏数值模拟的剩余油预测结果不准确问题，发明一种基于储层时变性的剩余油预测方法，并形成可操作性的工业化流程，通过建立时变性地质模型并与油藏数值模拟联合，提高剩余油预测准确性。

为实现上述发明目的，一种基于储层时变性的剩余油预测方法及工业化流程，包括以下步骤：

1)、编制研究区的开发曲线，包括含水上升曲线、产油曲线和产液曲线，根据含水上升曲线并兼顾产油曲线形态，划分开发阶段，将油田从开始投入开发到目前的整个过程划分为n个开发阶段，其中n＝1,2,3…；

2)、收集整理研究区所有井的钻井时间信息，按照每口井钻井时间所处的开发阶段，将所有井分为n组，每个开发阶段对应1组井；

3)、将所有井的资料输入三维地质建模软件，依次建立研究区构造模型、地层模型和岩相模型；

4)、在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第1组井的含油饱和度曲线，建立第1个开发阶段初的含油饱和度模型；

5)、在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第1组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第1个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型；

6)、在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第i组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第i个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型，其中i＝2,…,n；

7)、以步骤4)建立的第1个开发阶段初的含油饱和度模型和步骤5)建立的第1个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第1个开发阶段的油藏数值模拟，输出第1个开发阶段末的含油饱和度模型；

8)、以步骤6)建立的第2个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型以及步骤7)建立的第1个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第2个开发阶段的油藏数值模拟，输出第2个开发阶段末的含油饱和度模型；

9)、根据步骤7)和步骤8)的方法依此类推，i从2到n依次取值，以步骤6)建立的第i个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型和依据步骤7)与步骤8)建立的第(i-1)个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第i个开发阶段的油藏数值模拟，输出第i个开发阶段末的含油饱和度模型；

10)、按照步骤9)的方法，i从2到n依次取值，当i＝n时，得到第n个开发阶段末的含油饱和度模型，将其作为目前剩余油预测模型，指示剩余油分布。

具体实施方式：

本发明通过开发阶段划分对井进行分组，然后分阶段建立地质模型，从而在剩余油预测中考虑储层物性的时变性特征，提高剩余油预测的可靠性。

1)利用月度生产数据编制研究区的生产曲线图，图中包含综合含水曲线、产油曲线和产液曲线，根据综合含水上升曲线特点，兼顾产油曲线形态，划分开发阶段，将油田从开始投入开发到目前的整个过程划分为n个开发阶段，其中n＝1,2,3…；

2)整理研究区所有井的钻井时间，按照每口井钻井时间所处的开发阶段，将所有井划分为n组，每个开发阶段对应1组井；

3)将研究区所有井的资料输入三维地质建模软件，依次建立研究区的构造模型、地层模型和岩相模型；

4)在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第1组井的含油饱和度曲线，建立第1个开发阶段初的含油饱和度模型；

5)在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第1组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第1个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型；

6)在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第i组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第i个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型，其中i＝2,3，…,n；

7)以步骤4)建立的第1个开发阶段初的含油饱和度模型以及步骤5)建立的第1个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第1个开发阶段的油藏数值模拟，输出第1个开发阶段末的含油饱和度模型；

8)以步骤6)建立的第2个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型和步骤7)建立的第1个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第2个开发阶段的油藏数值模拟，输出第2个开发阶段末的含油饱和度模型；

9)按照步骤7)和步骤8)的方法，i从2到n依次取值，以步骤6)建立的第i个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型和依据步骤7)与步骤8)建立的第(i-1)个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第i个开发阶段的油藏数值模拟，输出第i个开发阶段末的含油饱和度模型；

10)按照步骤9)的方法，i从2到n依次取值，当i＝n时，得到第n个开发阶段末的含油饱和度模型，将其作为目前剩余油预测模型，指示剩余油分布。

实施实例

胜利油田孤东地区新近系馆陶组发育河流相沉积，发育疏松砂岩沉积，储层物性好，该地区A区块经过了近30年的开发，注水开发达到27年，在长期的注水开发中，储层渗透率随着油藏开发发生变化，传统的油藏数值模拟基于静态地质模型，不考虑储层物性的时变性，油藏数值模拟得到的剩余油预测结果不准确。

第一步，利用月度生产数据编制研究区的生产曲线图，根据综合含水曲线特征，将A区块的开发历程划分为5个开发阶段；

第二步，整理研究区120口井的钻井时间，按照每口井钻井时间将这些井分别对应到5个开发阶段，从而将井分为5组；

第三步，将研究区120口井的资料输入Petrel地质建模软件，依次建立研究区的构造模型、地层模型和岩相模型；

第四步，在岩相模型约束下，使用第1组井的含油饱和度曲线，建立第1个开发阶段初的含油饱和度模型；

第五步，在岩相模型约束下，使用第1组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第1个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型；

第六步，在岩相模型约束下，使用第i组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第i个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型，其中i＝2,3，…,n；

第七步，以第1个开发阶段初的含油饱和度模型以及第1个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型为输入，利用Eclipse油藏数值模拟软件进行第1个开发阶段的油藏数值模拟，输出第1个开发阶段末的含油饱和度模型；

第八步，以第2个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型以及第1个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，进行第2个开发阶段的油藏数值模拟，输出第2个开发阶段末的含油饱和度模型；

第九步，按照第七步和第八步的方法，i从2到n依次取值，以第i个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型以及第(i-1)个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，进行第i个开发阶段的油藏数值模拟，输出第i个开发阶段末的含油饱和度模型；

第十步，按照第九步的方法，当i＝5时，得到第5个开发阶段末的含油饱和度模型，将其作为目前剩余油预测模型，指示剩余油分布。

按照本发明的剩余油预测方法得到的A区块剩余油分布与新井钻探结果吻合良好。

以上是实施例仅用于说明本发明专利的技术方案而非限制，本发明未详述之处，均为本技术领域技术人员的公知技术。

Claims (1)

1.一种基于储层时变性的剩余油预测方法及工业化流程，包括利用不同开发阶段的地质模型和含油饱和度模型进行逐个开发阶段的油藏数值模拟，其特征还在于包括按照下述方法步骤进行：

1)编制研究区的开发曲线，包括含水上升曲线、产油曲线和产液曲线，根据含水上升曲线并兼顾产油曲线形态，划分开发阶段，将油田从开始投入开发到目前的整个过程划分为n个开发阶段，其中n＝1,2,3…；

2)收集整理研究区所有井的钻井时间信息，按照每口井钻井时间所处的开发阶段，将所有井分为n组，每个开发阶段对应1组井；

3)将所有井的资料输入三维地质建模软件，依次建立研究区构造模型、地层模型和岩相模型；

4)在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第1组井的含油饱和度曲线，建立第1个开发阶段初的含油饱和度模型；

5)在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第1组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第1个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型；

6)在步骤3)建立的岩相模型约束下，使用第i组井的孔隙度曲线和渗透率曲线，分别建立第i个开发阶段初的孔隙度模型和渗透率模型，其中i＝2,…,n；

7)以步骤4)建立的第1个开发阶段初的含油饱和度模型和步骤5)建立的第1个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第1个开发阶段的油藏数值模拟，输出第1个开发阶段末的含油饱和度模型；

8)以按照步骤6)建立的第2个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型和步骤7)建立的第1个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第2个开发阶段的油藏数值模拟，输出第2个开发阶段末的含油饱和度模型；

9)根据步骤7)和步骤8)的方法依此类推，i从2到n依次取值，以步骤6)建立的第i个开发阶段初的孔隙度模型、渗透率模型和依据步骤7)与步骤8)建立的第(i-1)个开发阶段末的含油饱和度模型为输入，利用油藏数值模拟软件进行第i个开发阶段的油藏数值模拟，输出第i个开发阶段末的含油饱和度模型；

10)按照步骤9)的方法，i从2到n依次取值，当i＝n时，得到第n个开发阶段末的含油饱和度模型，将其作为目前剩余油预测模型，指示剩余油分布。