CN110259444B - 基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，属于油田注水开发调整领域，建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂分布划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并作出流动能力‑储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性；根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能。本发明解决了现有渗流场评价方法存在准确性较低和复杂地质条件下存在收敛性较差的问题。

Description

基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法

技术领域

本发明属于油田注水开发调整领域，涉及基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法。

背景技术

水驱开发作为主要的油藏提高采收率的手段，具有极其广泛的应用。然而目前大部分油藏历经长期水驱开发后，剩余油分布杂乱且分散，难以有效认识水驱油藏动用规律，导致渗流场调整难度大，影响水驱开发效率。

国内学者通过确定渗流场影响参数对渗流场进行评价，为渗流场调整决策提供支撑，然而其方法需要依靠专家经验进行评价，主观性较强，导致评价结果准确性较低。国外学者多通过流线模拟等方法预测并优化水驱油藏注水制度，但其方法在复杂地质条件下，存在收敛性较差的缺陷。

对于渗流场而言，由于现有技术无法直接观测地下流体流动情况，因此研究者通过求解基于达西或非达西定律的物质守恒方程的方式模拟地下流体流动，进而表征地下渗流场。而在油藏工程师通过对地质特征完成油藏建模，同时通过数值模拟进行历史拟合，进一步地使油藏模型更加贴近实际地质情况后，仍需要基于拟合完成的模型确定对渗流场的注水调整方法，以进一步提高波及效率及采收率。对于小型油藏而言，可通过经验性的方法调整井作业方式进而调整流场，然而考虑到大部分油藏具有复杂的地质条件及开采方式，油藏优化方案的确定将变得极为挑战性。

因此，针对上述问题，本发明提出了基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法。

发明内容

本发明的目的在于：提供了基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，解决了现有渗流场评价方法存在准确性较低和复杂地质条件下存在收敛性较差的问题。

本发明采用的技术方案如下：

基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，包括以下步骤：

建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；

根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；

根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并作出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性；

根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能。

进一步地，所述建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量包括以下步骤：

收集目标油藏的历史生产数据和历史注水数据，结合目标油藏的地质信息建立目标油藏地质模型；

微调目标油藏地质模型以拟合目标油藏的历史生产数据，再计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量。

进一步地，所述根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域包括以下步骤：

根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布；

对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，便于对整体渗流场进行可视化表征。

更进一步地，所述根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布中，所述传播时间在网格节点中可通过求解线性稳定流动方程得到，所述线性稳定流动方程为：

其中，φ为孔隙度，小数；τ_f为前向传播时间，τ_b为后向传播时间，两者单位都是s。

更进一步地，所述对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，包括：

设置注入井或流入边界处的数值示踪剂浓度为1，求解渗流场稳态时的示踪剂分布，并对渗流场的流体质量传递过程进行可视化，依据任意注入井数值示踪剂浓度分布结果，为任意网格选择示踪剂浓度最高的井作为该节点归属的井，计算出任意注入井的波及体积，采出井控制区域计算时将流入边界条件改为流出边界条件，两种类型的数值示踪剂模拟方程如下：

其中，c_i为假想注入示踪剂浓度，无量纲，c_p为假想流出示踪剂浓度，无量纲，由上述方程能够获取油藏内不同注入井波及区域和采出井控制区域，上述方程的计算结果给出了单位数量的示踪剂由任意注入井出发达到稳态时的浓度分布，进而可确定任意网格归属的注入井或采出井，公式如下：

其中，c_i,g为注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲，c_p,g为采出井p在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲，G_inj ^g为网格g归属的注入井序号，G_prod ^g为网格g归属的采出井序号。

进一步地，所述根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并作出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性包括以下步骤：

根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序；

再根据传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布作流动能力-储集能力诊断图；

通过洛伦兹指数和非均质流动指数评价不同区域内的流动非均质性。

更进一步地，所述再根据传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布作流动能力-储集能力诊断图，包括：

定义第i层的流动能力指标为：

其中，f_i为排序后第i层归一化单层流动能力，无量纲，q_i为排序后第i层单层流动能力，无量纲，k_i为排序后第i层渗透率，单位是mD，h_i为排序后第i层厚度，单位是m；

第i层的储集能力指标为：

其中，c_i为排序后第i层归一化单层储集能力，无量纲，V_i为排序后第i层单层储集能力，单位是m，φ_i为排序后第i层孔隙度，小数；

F-C诊断图为单层流动能力指标f_i和储集能力指标c_i的累积分布函数，即：

其中，F_i为排序后第i层归一化累积流动能力，无量纲，C_i为排序后第i层归一化累积储集能力，无量纲；

将F-C诊断图的概念方式应用到3-D异构油藏模型，得到诊断流场的F-Φ诊断图，其中，F_i、Φ_i分别表示为：

其中，F_i为排序后第i个网格/流线归一化累积流动能力，无量纲，q_i为排序后第i个网格/流线流量，单位是m³/s，φ_i为排序后第i个网格/流线归一化累积储集能力，无量纲，V_i为排序后第i个网格/流线孔隙体积，单位是m³，各网格/流线通过该位置传播时间τ_i进行排序。

更进一步地，所述通过洛伦兹指数和非均质流动指数评价不同区域内的流动非均质性，包括：

通过评价F-Φ诊断图中的F-Φ曲线来评价三维油藏，主要评价手段是依据流场流动的非均质性程度进行评价，评价指数如下：

洛伦兹指数L_c：

该指数等效于F-Φ曲线所包含的面积，该值越大，则F-Φ曲线越陡，表示在同样的孔隙空间内将包含更大的体积流量，流场非均质性越强，与之相反的是，若F-Φ曲线呈一条斜率为1的直线，则渗流场内相同孔隙空间包含的体积流量越少，则流场处于完全均质流动的情况；

F-Φ曲线的导数表达式为：

其中，t^*为所有网格/流线的平均传播时间，单位是s，τ_i为第i个网格/流线的传播时间，单位是s，因此当τ_i＝t^*时的网格/流线可表征渗流场的表现，该评价方法通过流动异质性指数FHI表征：

即当τ_i＝t^*时F_i与Φ_i的比值；对于均匀介质，FHI＝1，且该指数无上限。

进一步地，所述根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能还包括：再基于单一射孔段评价不同注入井波及区域的驱油潜能。

更进一步地，所述基于单一射孔段评价不同注入井波及区域的驱油潜能，包括：

通过潜能指数评价公式对近期油藏内任意注入井进行评价，以波及体积，含油饱和度及流动非均质性的综合影响作为潜能指数表征每口注入井波及区域的驱油潜能，其表达式如下：

其中，

为平均含油饱和度，小数；S_oc为残余油饱和度，小数；pore为孔隙体积，单位是m³；L_c为洛伦兹指数，无量纲；FHI为非均质流动指数，无量纲；score为潜能指数，单位是m³。

综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：

1.基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，主要通过数值模拟方法的网格间流量交换量生成油藏的传播时间分布，进而将油藏依据传播时间大小划分为假想一维流场，有利于进一步评价流场的流动非均质性，同时通过数值示踪剂方法模拟任意井的数值示踪剂分布，将油藏划分为不同控制区域，进一步通过对不同区域内的流动非均质性进行评价，并评价不同区域的开发潜能。与现有水驱油藏渗流场评价方法相比，主观性参与较少，无需依靠专家经验即可进行评价，且可对渗流场进行可视化表征，再评价不同区域的开发潜能，通过量化的渗流场评价方法，为复杂渗流场调整决策提供了准确、科学的依据和合理的支撑，提高了高含水油藏水驱动用程度。

2.以本发明对M油田X区数值油藏模型依据注入井评价结果进行注水调整，数值模拟采收率在2年内提升0.3112％，产油量多出34770m³，实践表明以本发明得出评价结果的准确性较高。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图，其中：

图1是基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法的流程图；

图2是本发明实施例一的前向传播时间分布图；

图3是本发明实施例一的后向传播时间分布图；

图4是本发明实施例一的M油田X区断块油藏的前向传播时间分布图；

图5是本发明实施例一的M油田X区断块油藏的后向传播时间分布图；

图6是本发明实施例一的注入井波及区域图；

图7是本发明实施例一的采出井控制区域图；

图8是本发明实施例一的局部渗流场图；

图9是本发明实施例一的三种曲线模式的F-Φ诊断图；

图10是本发明实施例一根据图8得到的F-Φ诊断图；

图11是本发明实施例一的流动非均质性评价结果；

图12是本发明实施例一的孔隙总体积与平均含油饱和度的分布图；

图13是本发明实施例一的注入井评价得分；

图14是本发明实施例一的注入井的潜能指数评分；

图15是本发明实施例一的波及区域的含油饱和度；

图16是本发明实施例一的四口井在同射孔段下的潜能指数；

图17是本发明实施例一的四口井的波及区域及含油饱和度分布；

图18是本发明实施例一的流场诊断界面及射孔段流场诊断界面。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明，即所描述的实施例只是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处描述和附图中示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的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。

需要说明的是，术语“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，解决了现有渗流场评价方法存在准确性较低和复杂地质条件下存在收敛性较差的问题。

基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，包括以下步骤：

步骤1：建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；

步骤2：根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；

步骤3：根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并作出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性；

步骤4：根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能。

本发明与现有水驱油藏渗流场评价方法相比，主观性参与较少，无需依靠专家经验即可进行评价，且可对渗流场进行可视化表征，再评价不同区域的开发潜能，通过量化的渗流场评价方法，为复杂渗流场调整决策提供了准确、科学的依据和合理的支撑，提高了高含水油藏水驱动用程度，且准确度较高。

下面结合实施例对本发明的特征和性能作进一步的详细描述。

实施例一

本发明的较佳实施例，以M油田X区断块油藏为例，提供了基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，如图1所示，包括以下步骤：

步骤1：建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；

步骤1.1：收集目标油藏的历史生产数据和历史注水数据，结合目标油藏的地质信息建立目标油藏地质模型；

在已知油藏流体分布的条件下，通过求解基于达西定律的物质守恒方程得到目标油藏的最简化模型，所述物质守恒方程为：

其中，p为压力，单位是MPa，

为流体流速，单位是m³/s，K为绝对渗透率，单位是mD，求解上述方程得到压力p，即为流场的压力分布，再结合流场的流体分布，便可计算出流场分布，并进行流场诊断；

步骤1.2：微调目标油藏地质模型以拟合目标油藏的历史生产数据，再由Eclipse或Petrel RE软件进行数值模拟，计算得到目标油藏地质模型的网格间流量交换量。

步骤2：根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；

步骤2.1：根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布；

其中，流线模拟或流场诊断体现流动规律非均质性的属性为传播时间(TOF)，传播时间分为前向传播时间和后向传播时间，前向传播时间为假想流体从油藏边界或注入井射孔段流动到油藏内任意位置所需的时间，后向传播时间为任意位置流动到采出井或边界的时间，TOF通常作为流线模拟的输出结果之一，其在网格节点中可通过求解线性稳定流动方程得到，所述线性稳定流动方程为：

其中，φ为孔隙度，小数；τ_f为前向传播时间，τ_b为后向传播时间，两者单位都是s，TOF分布如图2、图3所示，图2为前向传播时间分布，图3为后向传播时间分布，上述图中，由深色到浅色表示传播时间由大到小，理论上油藏内任意点均可计算传播时间，为简化起见，传播时间大于15年的区域不予以显示；相比压力场与速率场，传播时间即可展示多相流场的演变趋势，识别未波及区域，某区域具有较高传播时间则代表该区域较难波及；

本实施例以2018年3月的M油田X区断块油藏的流场诊断结果为例，将流体粘度及流体密度分别设置为1mpa·s及1000kg/m³，进一步地通过式2及式3计算目标油藏传播时间分布，如图4所示、图5所示，图4为M油田X区断块油藏的前向传播时间分布，图5为后向传播时间分布，上述图中，颜色由深到浅代表传播时间由小到大，浅色代表传播时间较长，深色代表传播时间较短；

步骤2.2：对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，便于对复杂渗流场进行可视化表征；

对于高度复杂的渗流场而言，对其进行局部区域细分有利于得出更清晰的流场信息，对不同注入井或采出井进行数值示踪剂模拟，以将整体渗流场划分为不同注入井的波及区域或采出井的控制区域；

设置注入井或流入边界处的数值示踪剂浓度为1，求解渗流场稳态时的示踪剂分布，并对渗流场的流体质量传递过程进行可视化，依据任意注入井数值示踪剂浓度分布结果，为任意网格选择示踪剂浓度最高的井作为该节点归属的井，计算出任意注入井的波及体积，采出井控制区域计算时将流入边界条件改为流出边界条件，两种类型的数值示踪剂模拟方程如下：

其中，c_i为假想注入示踪剂浓度，无量纲，c_p为假想流出示踪剂浓度，无量纲，由上述方程能够获取油藏内不同注入井波及区域和采出井控制区域，上述方程的计算结果给出了单位数量的示踪剂由任意注入井出发达到稳态时的浓度分布，进而可确定任意网格归属的注入井或采出井，公式如下：

其中，c_i,g为注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲，c_p,g为采出井p在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲，G_inj ^g为网格g归属的注入井序号，G_prod ^g为网格g归属的采出井序号，上述公式对任意网格以浓度最高的示踪剂来源作为其归属的注入井或采出井，则注入井波及区域及采出井控制区域如图6、图7所示，图6为注入井波及区域，图7为采出井控制区域，上述图中，不同深浅的颜色表示空间区域归属与不同的注入井或采出井；

本实施例中，由于目标油藏井数过多，直接通过流场诊断评价方法难以获得有效的评价结果，因此需对目标油藏依据注入井波及区域进行区分，如图8所示为依据注入井波及区域划分的局部渗流场，图8(a)为注入井X46-6-3，图8(b)为注入井X49-66，图8(c)为注入井X49-5-3，图8(d)为注入井X43-7-1，展示了部分注入井的波及区域。

步骤3：根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并作出流动能力-储集能力(F-Φ)诊断图，评价不同区域内的流动非均质性；

步骤3.1：根据步骤2.1的传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序；

完成渗流场不同区域的划分后，可将流场依据传播时间大小转换为一维条件下假想流场，该方法假设假想流体沿传播时间小的区域流向传播时间大的区域，即在转换后的假想流场内，传播时间低的区域作为一维驱替过程的注入端，传播时间高的区域作为流出端，进行排序；进而求解该假想流场内的累积孔隙体积Φ和累积流量F，将三维条件下复杂流场通过F-Φ诊断图进行表征；

假设有N层具有不同的渗透率k，孔隙率φ和厚度h的储层，且层间无流量交换，则各层流量及存储容量不受其他层影响，首先依据流体流速对层进行降序排序，定义R_i＝k_i/φ_i为表征各层流速的变量，依据各层的R_i进行降序排序；

步骤3.2：再根据步骤2.1的传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布作F-C诊断图；

由于层间不存在流量交换，因此重新排序不会影响层的行为，定义第i层的流动能力指标为：

其中，f_i为排序后第i层归一化单层流动能力，无量纲，q_i为排序后第i层单层流动能力，无量纲，k_i为排序后第i层渗透率，单位是mD，h_i为排序后第i层厚度，单位是m；

第i层的储集能力指标为：

其中，c_i为排序后第i层归一化单层储集能力，无量纲，V_i为排序后第i层单层储集能力，单位是m，φ_i为排序后第i层孔隙度，小数；

F-C诊断图为单层流动能力指标f_i和储集能力指标c_i的累积分布函数，即：

其中，F_i为排序后第i层归一化累积流动能力，无量纲，C_i为排序后第i层归一化累积储集能力，无量纲；

将F-C诊断图的概念方式应用到3-D异构油藏模型，得到诊断流场的F-Φ诊断图，其中，F_i、Φ_i分别表示为：

其中，F_i为排序后第i个网格/流线归一化累积流动能力，无量纲，q_i为排序后第i个网格/流线流量，单位是m³/s，φ_i为排序后第i个网格/流线归一化累积储集能力，无量纲，V_i为排序后第i个网格/流线孔隙体积，单位是m³，各网格/流线通过该位置传播时间τ_i进行排序；

步骤3.3：通过洛伦兹指数和非均质流动指数评价不同区域内的流动非均质性；

F-Φ诊断图中的F-Φ曲线包含了三维油藏流动的大部分信息，因此可通过评价该曲线来评价三维油藏，主要评价手段是依据流场流动的非均质性程度进行评价，评价指数如下：

洛伦兹指数L_c：

该指数等效于F-Φ曲线所包含的面积，该值越大，则F-Φ曲线越陡，表示在同样的孔隙空间内将包含更大的体积流量，流场非均质性越强，与之相反的是，若F-Φ曲线呈一条斜率为1的直线，则渗流场内相同孔隙空间包含的体积流量越少，则流场处于完全均质流动的情况；

F-Φ曲线的导数表达式为：

其中，t^*为所有网格/流线的平均传播时间，单位是s，τ_i为第i个网格/流线的传播时间，单位是s，因此当τ_i＝t^*时的网格/流线可表征渗流场的表现，该评价方法通过流动异质性指数FHI表征：

即当τ_i＝t^*时F_i与Φ_i的比值；对于均匀介质，FHI＝1，且该指数无上限，如图9所示为完全均质流场、高度非均质流场和常规条件下的F-Φ诊断图，将三维数值油藏转换为一维假想的驱替过程，图中显示了三种F-Φ曲线模式，图中最上面的曲线代表的模式中F-Φ曲线在F为99％时，Φ为25％，说明在该流动模式内99％的流量来源于25％的孔隙体积，其洛伦兹指数为0.98，说明该流动模式中流动非均质性极强；图中中间的曲线代表的模式洛伦兹指数为0.7，同时其流动异质性指数为2.57，该值在绝对均质时为1，因此也具有一定非均质性；图中最下面的曲线代表的模式中洛伦兹指数为0，为均质流动；

本实施例中，根据图8得到的四口注入井的波及区域内F-Φ诊断图如图10所示，由图10可见，由于所有注入井均为分层注水，因此注水波及过程将在不同层位同时进行。其中部分注入井由于注水位置偏向油藏上层，如注入井X49-66，由于其波及层位较多，范围较广，故波及范围内传播时间变化较大，渗流情况复杂，因此其F-Φ诊断图呈上翘趋势，表明波及区域内流动非均质性较强，同时，部分注入井则具有较好的流动表现，如注入井X46-6-3，X49-5-3及X43-7-1的F-Φ诊断图所示；同时可发现有较多注入井在多个层位均有波及，因此仍需要对不同小层内流体流动能力进行分析；

进一步地，对近期仍在注水的注入井波及区域内渗流场进行分析，并得出其渗流场内流动非均质性评价结果如图11所示，图中给出了FHI指数及洛伦兹指数分布，是因为不同评价指标评价结果并不完全一致，因此评价时需同时两个指标的评价结果。

步骤4：根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能，为流场调整提供依据，再基于单一射孔段评价不同注入井的波及区域的驱油潜能，为渗流场精细化方案调整提供理论支撑；

其中，近期仍在注水的注入井波及区域内孔隙总体积与平均含油饱和度的分布如图12所示，可见不同注入井主要差别为波及体积，部分注入井间波及体积相差十倍以上；

通过潜能指数评价公式对近期油藏内任意注入井进行评价，评价得分如图13所示，由于部分井注入制度的变化将导致评价的偏差，因此取近半年内注入井评分的平均值作为注入井的潜能指数评分，如图14所示，图中得分最高的四口注入井分别为西52-6，西49-4-1，西55-7及西42-7-2，其波及区域的含油饱和度如图15所示，图中展示了M油田X区断块油藏中潜能指数得分最高的四口注入井，其中色标代表含油饱和度，由蓝到黄代表含油饱和度由低到高。对应的井名分别为西52-6，西49-4-1，西55-7及西42-7-2，其均具有波及范围广，可动油饱和度大且流动较为均匀的特点，因此可作为油藏工程师进一步挖潜的对象；

以波及体积，含油饱和度及流动非均质性的综合影响作为潜能指数表征每口注入井波及区域的驱油潜能，其表达式如下：

其中，

为平均含油饱和度，小数；S_oc为残余油饱和度，小数；pore为孔隙体积，单位是m³；L_c为洛伦兹指数，无量纲；FHI为非均质流动指数，无量纲；score为潜能指数，单位是m³。由于残余油的存在，将可动油饱和度设为平均含油饱和度减去残余油饱和度，其同孔隙体积的乘积作为可动油储量。表征流体流动非均质性的评价指标洛伦兹指数及非均质流动指数均是无量纲指数，将可动油储量乘以(1-Lc)及FHI的倒数即可表征考虑了流动均质程度的注入井潜能指数；

复杂断块渗流场的注水开发需对渗流区域有清晰精确的认识，以在合适层位注水驱替，因此需对注入井的不同射孔段进行精细化评价，对本实施例中选取的四口开发潜能较好的注入井，西52-6，西49-4-1，西55-7及西42-7-2的不同射孔段进行局部流场划分，并进行潜能评价，结果如表1所示；

表1

本实施例中，西52-6，西49-4-1，西55-7及西42-7-2四口井在同射孔段下的潜能指数如图16所示，其对应的波及区域及含油饱和度分布如图17所示，图中，颜色由深到浅代表含油饱和度由低到高，由图16可以看出西55-7井的主要潜能流场为位于第40小层的射孔段波及区域，该区域内流体主要沿具有较高含油储量渗流通道流动，属于尚未有效驱替区域，如图17(a)所示；西52-6井主要潜能区域则是第24及37小层处射孔段波及区域，区域波及较为均匀且范围较广，同时仍具有一定可动油，为尚未驱替完全区域，如图17(b)和(c)所示；西49-4-1井主要潜力区域为第19小层射孔段波及区域，如图17(d)所示，该波及区域内具有较高含油饱和度，为0.4977，同时洛伦兹指数较低，为0.1819，表示该区域波及均匀，因此开发潜力较大。西42-7-2在不同射孔段潜能指数相近，因此无需调节分层注水量。

将本发明的方法通过MATLAB编程语言实现流场诊断，保证了算法的实用性与便捷性，通过软件的评价结果可为渗流场综合调整提供理论支撑，并进一步提升复杂高含水油藏水驱效率与动用程度；

通过MATLAB语言编制相应程序，对Petrel RE或eclipse计算结果文件如“.EGRID”，“.DATA”，“.INIT”的文件进行读取，从而对渗流场进行描述与评价，需注意的是，读取的结果文件所在文件夹下必须含有用于保存每一时间步长的计算结果文件的.X****文件，在将读取的文件格式转换完成后，即可进行进一步计算，读取程序界面如图18(a)所示；

读取完成后，即可进行流场诊断，流场诊断模块可对选择时刻的流场进行分析，通过设置假想流体，计算流场传播时间分布并计算注入井波及区域及采出井控制区域，并对对应区域内流场进行评价，流场诊断界面及射孔段流场诊断界面如图18(b)及图18(c)所示。

软件可实现单井及单井射孔段的波及区域显示，评价结果分析，输出及注采井组划分等功能。以上软件内容使用到了MATLAB开源的Matlab Reservoir Simulation Tool工具箱内关于读取eclipse数据体方法及流场诊断计算方法，相关模块为该工具箱的flowdiagnostic模块及deckformat模块。

本发明通过综合考虑局部渗流场流动非均质性及可动油储量评价注入井驱油潜能，可对区域的开发潜能进行评价，为流场调整提供依据。注入井驱油潜能评价可基于单一射孔段进行，为渗流场精细化方案调整提供理论支撑，使用了流场诊断方法，将渗流场依据数值示踪剂模拟结果划分为归属于不同区域，并综合考虑不同区域内的流场流动非均质性及可动油储量，从而评价不同区域的开发潜能，为渗流场调整提供依据。

需要说明的是，由于说明书附图不得着色和涂改，所以本发明中部分区别明显的地方比较难以显示，若有必要，可提供彩色图片。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明的保护范围，任何熟悉本领域的技术人员在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；

根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；

根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并作出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性；

根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能；

其中，所述根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域包括以下步骤：

根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布；

对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，便于对整体渗流场进行可视化表征；

所述根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布中，所述传播时间在网格节点中可通过求解线性稳定流动方程得到，所述线性稳定流动方程为：

其中，φ为孔隙度，小数；τ_f为前向传播时间，τ_b为后向传播时间，两者单位都是s；

所述对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，包括：

设置注入井或流入边界处的数值示踪剂浓度为1，求解渗流场稳态时的示踪剂分布，并对渗流场的流体质量传递过程进行可视化，依据任意注入井数值示踪剂浓度分布结果，为任意网格选择示踪剂浓度最高的井作为该节点归属的井，计算出任意注入井的波及体积，采出井控制区域计算时将流入边界条件改为流出边界条件，两种类型的数值示踪剂模拟方程如下：

其中，c_i为假想注入示踪剂浓度，无量纲，c_p为假想流出示踪剂浓度，无量纲，由上述方程能够获取油藏内不同注入井波及区域和采出井控制区域，上述方程的计算结果给出了单位数量的示踪剂由任意注入井出发达到稳态时的浓度分布，进而可确定任意网格归属的注入井或采出井，公式如下：

其中，c_i,g为注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲，c_p,g为采出井p在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲，G_inj ^g为网格g归属的注入井序号，G_prod ^g为网格g归属的采出井序号；

所述根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并作出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性，包括以下步骤：

根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序；

再根据传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布作流动能力-储集能力诊断图；

通过洛伦兹指数和非均质流动指数评价不同区域内的流动非均质性；

所述再根据传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布作流动能力-储集能力诊断图，包括：

定义第i层的流动能力指标为：

其中，f_i为排序后第i层归一化单层流动能力，无量纲，q_i为排序后第i层单层流动能力，无量纲，k_i为排序后第i层渗透率，单位是mD，h_i为排序后第i层厚度，单位是m；

第i层的储集能力指标为：

其中，c_i为排序后第i层归一化单层储集能力，无量纲，V_i为排序后第i层单层储集能力，单位是m，φ_i为排序后第i层孔隙度，小数；

F-C诊断图为单层流动能力指标f_i和储集能力指标c_i的累积分布函数，即：

其中，F_i为排序后第i层归一化累积流动能力，无量纲，C_i为排序后第i层归一化累积储集能力，无量纲；

将F-C诊断图的概念方式应用到3-D异构油藏模型，得到诊断流场的F-Φ诊断图，其中，F_i、Φ_i分别表示为：

其中，F_i为排序后第i个网格/流线归一化累积流动能力，无量纲，q_i为排序后第i个网格/流线流量，单位是m³/s，φ_i为排序后第i个网格/流线归一化累积储集能力，无量纲，V_i为排序后第i个网格/流线孔隙体积，单位是m³，各网格/流线通过该位置传播时间τ_i进行排序；

所述通过洛伦兹指数和非均质流动指数评价不同区域内的流动非均质性，包括：

通过评价F-Φ诊断图中的F-Φ曲线来评价三维油藏，主要评价手段是依据流场流动的非均质性程度进行评价，评价指数如下：

洛伦兹指数L_c：

该指数等效于F-Φ曲线所包含的面积，该值越大，则F-Φ曲线越陡，表示在同样的孔隙空间内将包含更大的体积流量，流场非均质性越强，与之相反的是，若F-Φ曲线呈一条斜率为1的直线，则渗流场内相同孔隙空间包含的体积流量越少，则流场处于完全均质流动的情况；

F-Φ曲线的导数表达式为：

其中，t^*为所有网格/流线的平均传播时间，单位是s，τ_i为第i个网格/流线的传播时间，单位是s，因此当τ_i＝t^*时的网格/流线可表征渗流场的表现，该评价方法通过流动异质性指数FHI表征：

即当τ_i＝t^*时F_i与Φ_i的比值；对于均匀介质，FHI＝1，且该指数无上限；

所述根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能还包括：再基于单一射孔段评价不同注入井波及区域的驱油潜能；

所述基于单一射孔段评价不同注入井波及区域的驱油潜能，包括：

通过潜能指数评价公式对近期油藏内任意注入井进行评价，以波及体积，含油饱和度及流动非均质性的综合影响作为潜能指数表征每口注入井波及区域的驱油潜能，其表达式如下：

其中，

为平均含油饱和度，小数；S_oc为残余油饱和度，小数；pore为孔隙体积，单位是m³；L_c为洛伦兹指数，无量纲；FHI为非均质流动指数，无量纲；score为潜能指数，单位是m³。

2.根据权利要求1所述的基于流场诊断的水驱油藏渗流场可视化表征与评价方法，其特征在于，所述建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量包括以下步骤：

收集目标油藏的历史生产数据和历史注水数据，结合目标油藏的地质信息建立目标油藏地质模型；

微调目标油藏地质模型以拟合目标油藏的历史生产数据，再计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量。

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