CN111236901A - 一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法 - Google Patents

一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法 Download PDF

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CN111236901A CN202010023702.7A CN202010023702A CN111236901A CN 111236901 A CN111236901 A CN 111236901A CN 202010023702 A CN202010023702 A CN 202010023702A CN 111236901 A CN111236901 A CN 111236901A
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刘永兵
张勇
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Abstract

本发明为一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，通过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，并绘出流动能力‑储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性，本发明解决了现有渗流场评价方法较为定性化的问题。

Description

一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法
技术领域
本发明一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，属于油田开发中后期油田注水方案调整领域。
背景技术
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渗流规律。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。目前学者对渗流场评价的方法主要有基于经验模型方法，流线模拟方法及主观评价方法，以明确油藏流场分布状况与优势流场与非优势流场的分布区域为目的对渗流场进行了评价，为水驱油藏优化管理提供理论依据。然而以上评价方法均使用单一的评价手段，而任意单一的评价手段很难完全准确地评价渗流场。因此，针对上述问题，本发明提出了一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法。
发明内容
本发明的目的在于：提供了一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，解决了现有渗流场评价方法存在准确性较低和评价方法较为定性化的问题。为了实现上述发明的目的，本发明采取的方案是：
第一步：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，并绘制出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性。
第二步：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，结合目标油藏的地质信息建立目标油藏地质模型；通过微调目标油藏地质模型以进行历史拟合，再计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量。
第三步：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。
第四步：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：
Figure BDA0002361694940000031
Figure BDA0002361694940000032
式中φ——孔隙度，小数；
τf——前向传播时间，s；
τb——后向传播时间，s。
第五步：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：
Figure BDA0002361694940000033
Figure BDA0002361694940000034
式中ci——假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp——假想流出示踪剂浓度，无量纲。
第六步：对上述两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，如式(5)及(6)所示。
Ginj g＝ar gmaxi(cj,g),i∈注入井序号 (5)
Gprod g＝ar gmaxp(cp,g),i∈注入井序号 (6)
式中cj,g——注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp,g——采出井j在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲；
Ginj g——网格g归属的注入井序号；
Gprod g——网格g归属的注入井序号。
第七步：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，并绘制出流动能力-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。
第八步：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：
Figure BDA0002361694940000041
式中fi——排序后第i层归一化单层流动能力，无量纲；
ki——降序排序后第i层渗透率，mD；
hi——降序排序后第i层厚度，m。
第i层的储集能力指标为：
Figure BDA0002361694940000042
式中ci——降序排序后第i层归一化单层储集能力，无量纲；
Vi——排序后第i层单层储集能力，m；
φi——排序后第i层孔隙度，小数。
F-C诊断图为fi和ci的累计分布函数，即
Figure BDA0002361694940000051
Figure BDA0002361694940000052
式中Fi——排序后第i层归一化累积流动能力，无量纲；
Ci——排序后第i层归一化累积储集能力，无量纲。
第九步：前人将F-C诊断图的概念方式推广到三维油藏模型，作为诊断流场的“F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图”。
其中Fi，Φi分别表示为
Figure BDA0002361694940000053
Figure BDA0002361694940000054
式中Fi——排序后第i个网格(流线)归一化累积流动能力，无量纲；
qi——排序后第i个网格(流线)流量，m3/s；
Φi——排序后第i个网格(流线)归一化累积储集能力，无量纲；
Vi——排序后第i个网格(流线)孔隙体积，m3。
其中各网格/流线通过该位置传播时间τi进行排序。该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。
第十步：根据绘制出的诊断流场的F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图，其特征在于评价指标定义为洛伦兹系数Lc：
Figure BDA0002361694940000062
第十步：根据绘制出的诊断流场的“F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图”其特征在于评价指标定义流动异质性指数(FHI)表征：
Figure BDA0002361694940000061
即，当τi＝t*时Fi与Φi的比值，对于均匀介质，FHI＝1，且该指数无上限
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，其中：
图1是本发明实施机理模型的前向传播时间分布图；
图2是本发明实施机理模型的后向传播时间分布图；
图3是本发明实施机理模型的注入井波及区域图；
图4是本发明实施机理模型的采出井控制区域图；
图5是本发明中典型三种曲线模式的F-Φ诊断图；
图6是本发明中H270-48井前向传播时间分布图；
图7是本发明中H270-46井前向传播时间分布图；
图8是本发明中H269-47井前向传播时间分布图；
图9是本发明中H270-48的F-Φ诊断图；
图10是本发明中H270-46的F-Φ诊断图；
图11是本发明中H269-47的F-Φ诊断图。
具体实施方式
步骤一：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，并绘制出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性。
其中建立目标油藏地质模型具体步骤为1.收集目标油藏的历史生产数据，结合目标油藏的地质信息建立目标油藏地质模型；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tNavigator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。
步骤二：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。
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。
步骤三：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：
Figure BDA0002361694940000081
Figure BDA0002361694940000082
式中φ——孔隙度，小数；
τf——前向传播时间，s；
τb——后向传播时间，s。
步骤四：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：
Figure BDA0002361694940000083
Figure BDA0002361694940000084
式中ci——假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp——假想流出示踪剂浓度，无量纲。
步骤五：对上述两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，如式(5)及(6)所示。
Ginj g＝ar gmaxi(cj,g),i∈注入井序号 (5)
Gprod g＝ar gmaxp(cp,g),i∈注入井序号 (6)
式中cj,g——注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp,g——采出井j在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲；
Ginj g——网格g归属的注入井序号；
Gprod g——网格g归属的注入井序号。
步骤六：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，并绘制出流动能力-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；通过洛伦兹指数和流动异质性指数评价不同区域内的流动非均质性。
步骤七：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：
Figure BDA0002361694940000091
式中fi——排序后第i层归一化单层流动能力，无量纲；
ki——排序后第i层渗透率，mD；
hi——排序后第i层厚度，m。
第i层的储集能力指标为：
Figure BDA0002361694940000092
式中ci——排序后第i层归一化单层储集能力，无量纲；
Vi——排序后第i层单层储集能力，m；
φi——排序后第i层孔隙度，小数。
F-C诊断图为fi和ci的累计分布函数，即
Figure BDA0002361694940000101
Figure BDA0002361694940000102
式中Fi——排序后第i层归一化累积流动能力，无量纲；
Ci——排序后第i层归一化累积储集能力，无量纲。
步骤八：前人将F-C诊断图的概念方式推广到三维油藏模型，作为诊断流场的F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图。
其中Fi，Φi分别表示为
Figure BDA0002361694940000103
Figure BDA0002361694940000104
式中Fi——排序后第i个网格(流线)归一化累积流动能力，无量纲；
qi——排序后第i个网格(流线)流量，m3/s；
Φi——排序后第i个网格(流线)归一化累积储集能力，无量纲；
Vi——排序后第i个网格(流线)孔隙体积，m3。
其中各网格/流线通过该位置传播时间τi进行排序。该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。
本实施例中，对目标油藏依据注入井波及区域进行区分，如附图所示为依据注入井波及区域划分的局部渗流场，其中附图6为注入井H270-48注入井的剩余油饱和度波及区域，附图7为注入井H270-46注入井的剩余油饱和度波及区域，附图8为注入井H269-47注入井的剩余油饱和度波及区域。
步骤九：根据绘制出的诊断流场的F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图其特征在于评价指标定义为洛伦兹系数Lc：
Figure BDA0002361694940000112
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；
步骤十：根据绘制出的诊断流场的“F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图”其特征在于评价指标定义流动异质性指数(FHI)表征：
Figure BDA0002361694940000111
即当τi＝t*时Fi与Φi的比值；对于均匀介质，FHI＝1，且该指数无上限，如附图5所示为高度非均质流场、常规条件下和完全均质流场的F-Φ诊断图。本实施例中，对目标油藏依据注入井波及区域进行区分，如附图9-11所示为注入井诊断图，其中附图9为注入井H270-48注入井的F-Φ诊断图，附图10为注入井H270-46注入井的F-Φ诊断图，附图11为注入井H269-47注入井的F-Φ诊断图。可依据洛伦兹系数Lc与流动异质性指数(FHI)来评价注入井的流动非均质性。

Claims (9)

1.一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，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，依据数值示踪剂的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，并绘制出流动能力-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。
2.根据权利要求1所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，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，结合目标油藏的地质等信息建立目标油藏地质模型；通过微调目标油藏地质模型以进行历史拟合，再计算目标油藏地质模型的网格间流量交换。
3.根据权利要求1所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，所述根据网格间流量交换计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂的分布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。
4.根据权利要求3所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，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：
Figure FDA0002361694930000021
Figure FDA0002361694930000022
式中φ——孔隙度，小数；
τf——前向传播时间，s；
τb——后向传播时间，s。
5.根据权利要求3所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，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的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：
Figure FDA0002361694930000023
Figure FDA0002361694930000024
式中ci——假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp——假想流出示踪剂浓度，无量纲，
上述两式(3)(4)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，如式(5)及(6)所示：
Ginj g＝argmaxi(cj,g),i∈注入井序号 (5)
Gprod g＝argmaxp(cp,g),i∈注入井序号 (6)
式中cj,g——注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp,g——采出井j在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲；
Ginj g——网格g归属的注入井序号；
Gprod g——网格g归属的注入井序号，
式(5)及(6)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附图1～附图2所示，其中不同颜色表示空间区域归属与不同的注入井或采出井。
6.根据权利要求3所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，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：完成渗流场不同区域的划分后，可将流场(网格或流线)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短的区域流向传播时间长的区域，即在转换后的假想流场内，传播时间短的区域考虑为一维驱替过程的注入端，传播时间长的区域考虑为流出端，进一步地，求解该假想流场内的累积孔隙体积以及累积流量F，将三维条件下复杂流场通过
Figure FDA0002361694930000031
图进行表征，这一方法主要借鉴于以往的研究人员通过多层非均质地层进行水驱预测模型，即F-C诊断模型，模型最初应用于二维垂直、非连通分层的储层。
7.根据权利要求6所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，所述再根据传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布绘制出流动能力-储集能力诊断图，包括假设有N层具有不同渗透率k，孔隙度
Figure FDA0002361694930000032
和厚度h的储层，且层间无流量换，则各层流量及储量不受其他层影响，方法首先依据流体流速对层进行降序排序，定义
Figure FDA0002361694930000041
为表征各层流速的变量，依据各层Ri进行降序排序，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，定义单层流动能力指标为：
Figure FDA0002361694930000042
式中fi——降序排序后第i层归一化后单层流动能力，无量纲；
ki——降序排序后第i层渗透率，mD；
hi——降序排序后第i层厚度，m，
第i层的储集能力指标为：
Figure FDA0002361694930000043
式中ci——降序排序后第i层归一化后单层储集能力，无量纲；
Vi——降序排序后第i层单层储集能力，m；
φi——降序排序后第i层孔隙度，小数，
F-C诊断图为fi和ci的累计分布函数，即
Figure FDA0002361694930000044
Figure FDA0002361694930000045
式中Fi——降序排序后第i层归一化累积流动能力，无量纲；
Ci——降序排序后第i层归一化累积储集能力，无量纲，
前人将F-C诊断图的概念方式推广到三维油藏模型，作为诊断流场的“F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图”，
其中Fi，Φi分别表示为
Figure FDA0002361694930000051
Figure FDA0002361694930000052
式中Fi——降序排序后第i个网格(流线)归一化累积流动能力，无量纲；
qi——降序排序后第i个网格(流线)流量，m3/s；
Φi——降序排序后第i个网格(流线)归一化累积储集能力，无量纲；
Vi——降序排序后第i个网格(流线)孔隙体积，m3，
其中各网格/流线通过该位置传播时间τi进行排序，绘制出流动能力-储集能力诊断图，该曲线包含了三维油藏流动的大部分信息，如附图3所示的典型F-C图，因此可通过评价该曲线评价三维油藏，主要评价手段是依据流场流动的非均质性程度进行评价。
8.根据权利要求6所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于评价指标定义为洛伦兹系数Lc：
Lc＝2(∫0 1FdΦ-0.5) (11)
其特征在于洛伦兹系数Lc在0～1之间，越接近于0非均质性越弱，越接近于1非均质性越强。
9.根据权利要求6所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于评价指标定义为洛伦兹系数FHI：当(τi＝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τi＝t*时Fi与Φi的比值，对于均匀介质，FHI＝1，且该指数无上限。
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