CN111581854B - 一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，包括：根据生产压力和生产速度更新第一网格区域的初始压力和初始流体流速；以第一网格区域为中心，依次更新剩余网格区域的初始压力和初始流体流速；根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的初始流体流速确定X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，并更新初始含水饱和度；根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度，循环计算至生产时间，根据含水饱和度和压力随时间变化图得到河流相储层中油藏和压力分布情况。本发明能够精确预测油藏压力分布以及剩余油分布。

Description

一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法

技术领域

本发明涉及油藏开发技术领域，特别是涉及一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法。

背景技术

油藏开发过程中通常采用油水两相数值模拟方法进行油藏状态预测。现有的油水两相数值模拟方法在应用相对渗透率时，只是简单的将实验室测试结果做归一化处理，最终整个数值模拟过程中采用一根相对渗透率曲线，即各向同性相对渗透率，与方向无关，与流速无关。以典型河流相储层为例，油田开发过程中，当注采方向为顺河流方向和垂直河流方向时，由于两个方向上孔隙结构存在差异，油水两相渗流规律必然不同，实验发现，同一方向，不同流速测得的相对渗透率曲线也有差异。而现有的油水两相数值模拟方法应用各向同性相对渗透率曲线，忽略了生产速度、驱替方向对相对渗透率的影响，导致压力传播、剩余油饱和度变化有误差，经传统数值模拟方法预测的油藏压力分布、剩余油分布不够精确。

发明内容

本发明的目的是提供一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，能够精确预测油藏压力分布以及剩余油分布。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，包括：

对三维立体地质模型进行网格区域划分，得到井参数和各网格区域的初始属性参数；所述井参数包括井点位置、生产速度、生产压力和生产时间；所述初始属性参数包括初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度；相邻两网格区域中的一个网格区域的初始流体流速是根据相邻两网格区域的初始压力差值以及相邻两网格区域中另一网格区域的初始流体流速计算得到的；所述三维立体地质模型是对待预测区域的河流相储层的结构进行地质建模得到的；

根据所述井点位置所在的网格区域确定第一网格区域，并根据所述生产压力与所述初始压力的差值以及所述生产速度更新所述第一网格区域的初始压力和初始流体流速；更新后的第一网格区域的初始压力为所述生产压力与所述初始压力的差值；更新后的第一网格区域的初始流体流速为所述生产速度；

以所述第一网格区域为中心，依次更新与所述第一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，然后以更新后的任意一网格区域为中心，依次更新与所述更新后的任意一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，直至更新完所有网格区域的初始压力和初始流体流速；

根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，并根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速更新各网格区域的初始含水饱和度；

根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度；

将下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度作为初始属性参数循环计算至所述生产时间，得到各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度，然后根据各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度绘制河流相储层各区域的含水饱和度和压力随时间变化图；

根据所述含水饱和度和压力随时间变化图得到河流相储层中油藏和压力分布情况。

根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：

本发明公开了一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，采用油水两相数值模拟方法预测油藏压力分布以及剩余油分布。其中，油水两相数值模拟方法在应用相对渗透率时，根据流体流速来确定X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，考虑生产速度、驱替方向对相对渗透率的影响，极大地减小了压力传播、剩余油饱和度变化的误差，从而能够精确预测油藏压力分布以及剩余油分布。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法实施例1的流程图；

图2为本发明考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法实施例2的总体流程图；

图3为典型河流相储层野外露头的板状交错层理特征及取样方向图；

图4为驱替速度0.05ml/min下具板状交错层理的河流相储层X/Y/Z三个方向相对渗透率曲线图；

图5为新型数值模拟器对油藏未来状态的预测实现过程图；

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。

本发明的目的是提供一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，能够精确预测油藏压力分布以及剩余油分布。

为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

实施例1：

图1为本发明考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法实施例1的流程图。参见图1，该考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法包括：

步骤101：对三维立体地质模型进行网格区域划分，得到井参数和各网格区域的初始属性参数；所述井参数包括井点位置、生产速度、生产压力和生产时间；所述初始属性参数包括初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度；相邻两网格区域中的一个网格区域的初始流体流速是根据相邻两网格区域的初始压力差值以及相邻两网格区域中另一网格区域的初始流体流速计算得到的；所述三维立体地质模型是对待预测区域的河流相储层的结构进行地质建模得到的。

步骤102：根据所述井点位置所在的网格区域确定第一网格区域，并根据所述生产压力与所述初始压力的差值以及所述生产速度更新所述第一网格区域的初始压力和初始流体流速；更新后的第一网格区域的初始压力为所述生产压力与所述初始压力的差值；更新后的第一网格区域的初始流体流速为所述生产速度。

步骤103：以所述第一网格区域为中心，依次更新与所述第一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，然后以更新后的任意一网格区域为中心，依次更新与所述更新后的任意一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，直至更新完所有网格区域的初始压力和初始流体流速。

该步骤102和103中，第一网格区域为井点所在的位置，生产压力是地上井口处的压力，网格压力(地层压力)是由压力梯度得到的初始状态压力，即一个深度所在的层对应一个压力。这个压力与井口压力有压差，因此会有流体流动。第一网格区域的流体被采出，网格系统静态平衡被打破，该网格与其他相邻网格存在压力差，网格系统中流体就会由高压向低压运移。

步骤104：根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，并根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速更新各网格区域的初始含水饱和度。

该步骤104中，所述根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率具体包括：

根据更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线；所述X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线的横坐标为含水饱和度，纵坐标为X、Y、Z三个方向上的相对渗透率；所述X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线是对X方向岩心柱、Y方向岩心柱、Z方向岩心柱分别进行驱替实验得到的；所述X方向岩心柱、所述Y方向岩心柱和所述Z方向岩心柱是对待预测区域的河流相储层的野外露头中选取的正方体形状的样品分别从X、Y、Z三个方向上钻取得到的。

根据各网格区域的初始含水饱和度以及各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线，确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率。

该步骤104中，所述根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速更新各网格区域的初始含水饱和度具体包括：

将各网格区域的油水两相模型渗流控制方程中的相对渗透率替换为各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，得到相对渗透率为X、Y、Z三个方向形式的各网格区域的油水两相模型渗流控制方程。

将更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速代入所述相对渗透率为X、Y、Z三个方向形式的各网格区域的油水两相模型渗流控制方程中，结合含水饱和度与含油饱和度的约束条件，计算各网格区域的含水饱和度。所述含水饱和度与含油饱和度的约束条件为含水饱和度+含油饱和度＝1。

以所述各网格区域的含水饱和度更新各网格区域的初始含水饱和度。

步骤105：根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度。

该步骤105中，所述根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度具体包括：

将更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度代入所述相对渗透率为X、Y、Z三个方向形式的各网格区域的油水两相模型渗流控制方程中，计算下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度。

步骤106：将下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度作为初始属性参数循环计算至所述生产时间，得到各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度，然后根据各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度绘制河流相储层各区域的含水饱和度和压力随时间变化图。

步骤107：根据所述含水饱和度和压力随时间变化图得到河流相储层中油藏和压力分布情况。

实施例2：

图2为本发明考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法实施例2的总体流程图。参见图2，该考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法包括：

1、以典型河流相储层为研究对象，在野外露头选取具有槽状、板状交错层理的30cm*30cm*30cm样品，分别从X、Y、Z三个方向钻取岩心柱，如图3所示，图3为典型河流相储层野外露头的板状交错层理特征及取样方向图。

分别对X、Y、Z三个方向钻取得到的X方向岩心柱、Y方向岩心柱和Z方向岩心柱采用现有非稳态油水两相相对渗透率实验装置进行驱替实验，驱替实验包括：

各向异性相对渗透率测试：根据行业标准(SY/T5345--2007)，应用现有非稳态油水两相相对渗透率实验装置进行驱替实验，得到三个岩心柱油水两相的相对渗透率曲线，图4为驱替速度0.05ml/min下具板状交错层理的河流相储层X/Y/Z三个方向相对渗透率曲线图。根据图4可知，三根相对渗透率曲线存在明显差异，即同一储层，油水两相系统，相对渗透率具有各向异性。

非平衡相对渗透率测试：对同一块岩心柱，改变驱替速度V_l(现场注入速度折算为实验室驱替速度，具体折算方法为单位换算，即现场注入速度单位：m³/天以及实验室驱替速度单位：ml/min之间的单位换算)，得到的相对渗透率曲线也有较大差异，即在储层开发状态下，相对渗透率随开采速度变化而变化，不是静态不变的，具有非平衡性。

非平衡相对渗透率测试中还包括孔渗测试，即分别对X方向岩心柱、Y方向岩心柱和Z方向岩心柱进行孔渗测试，得到X方向岩心柱的孔隙度和渗透率、Y方向岩心柱的孔隙度和渗透率、Z方向岩心柱的孔隙度和渗透率。

经驱替实验后，可以得到不同驱替速度下具板状交错层理的河流相储层X/Y/Z三个方向相对渗透率曲线，即类似于图4的多个图。

2、通过上一步的驱替实验得到计算相对渗透率曲线所需要的参数：样品长度L(cm)、直径为D(cm)、横截面积为A(cm²)、孔隙度φ(％)、渗透率k(mD)、流速q(ml/h)、累计注入量V(t)(ml)，产出端逸出流体每一相累计体积随时间的变化，油相累计产量为Vo(t)(ml)，岩心两端压力差ΔP(t)。在此基础上，以Buckley-Leverett一维两相水驱油前缘推进理论为基础，忽略毛管压力和重力作用，假设两相不互溶流体不可压缩，根据岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端的压力差随时间的变化，通过拟合两相总阻力与单项阻力比值Ω、视粘度μ_app与注水倍数Q_i之间的关系，计算得到各方向、各驱替速度下油水相对渗透率曲线，如图4所示，图4为驱替速度0.05ml/min下具板状交错层理的河流相储层X/Y/Z三个方向相对渗透率曲线图。具体的拟合方法为：

和

对于岩心来说，一般累计注水量为岩心孔隙体积的整数倍，称该倍数为注水倍数Q_i，Q_i是可以测到的，其中△P是压差，A是横截面积，K是绝对渗透率，q(t)是体积流速，μ_o是油相粘度，L是岩心长度，对应上述通过驱替实验得到的计算相对渗透率曲线所需要的参数。拟合可以最简单的通过excel拟合，以Ω和Q_i为例，分别有一列数据，插入图表，选择拟合程度最好的关系式，相当于待定系数法，得到待定系数，就得到了能描述两者关系的公式。也有相关的拟合软件，比如matlab，1stOpt等专门的工具。通过matlab，输入非平衡各向异性相对渗透率公式和数据进而拟合得到驱替速度、含水饱和度与油、水相对渗透率曲线的关系。即采用JBN算法，计算得到各方向、各驱替速度下各含水饱和度对应的油水相对渗透率值。通过对各方向、各驱替速度下各含水饱和度对应的油水相对渗透率值进行拟合，得到非平衡各向异性相对渗透率公式：K_ro＝a₁*exp(b₁*S_w)+c₁*exp(d₁*V_L)+e₁*exp(f₁*S_w*V_L)+g₁和K_rw＝a₂*exp(b₂*S_w)+c₂*exp(d₂*V_L)+e₂*exp(f₂*S_w*V_L)+g₂。其中，a₁，b₁，c₁，d₁，e₁，f₁，g₁，a₂，b₂，c₂，d₂，e₂，f₂，g₂分别为待定系数，S_w为含水饱和度(％)，V_L为注入速度(ml/min)。

至此，考虑非平衡各向异性相对渗透率的油水两相数值模拟方法可根据流速V_l和含水饱和度S_w以及上述非平衡各向异性相对渗透率公式计算当前位置、当前时间的油、水相对渗透率，公式中的待定系数通过拟合已经得到了，只要有流速和含水饱和度，即可得到相对渗透率。

根据图4中三个方向相对渗透率曲线显示，当取样方向(也即驱替方向)方向与层理走向一致时(x方向)，残余油饱和度最高，驱替效率最低，其次为y方向，z方向。当驱替方向与层理走向越趋近垂直时，残余油饱和度越低，驱替效率越高。因此，相对渗透率具有各向异性，与驱替方向有关。

实验结果表明，驱替速度也会影响相对渗透率曲线形态，而传统油藏数值模拟方法，整个模拟过程，忽略开采速度对相对渗透率曲线的影响，并且三个传导方向(也即取样方向)采用同一套相对渗透率曲线(一根油相相对渗透率曲线和一根水相相对渗透率曲线)进行计算，会导致压力传播、剩余油饱和度变化有误差，若采用考虑非平衡各向异性相对渗透率曲线的数值模拟方法对油藏进行模拟，能够更精确地表征储层压力传播特征、剩余油分布特征，尤其是在开发后期高含水油藏的剩余油挖潜工作中，能够更精准地指导部署挖潜井位。

3、在油水两相模型渗流控制方程中将传统相对渗透率替换为非平衡各向异性相对渗透率。基于上述步骤确定的驱替方向和速度对相对渗透率曲线有显著影响，而传统油水两相数值模拟方法却忽略了这一点，因此，需要对传统油水两相数值模拟方法进行改进，引入非平衡各向异性相对渗透率，代替油水两相数值模拟方法中的各向同性相对渗透率。在该实施例中，以油水两相黑油模型为基础，将水相运动方程和油相运动方程中静态各向同性相对渗透率替换为非平衡各向异性相对渗透率，对建立的新型油相和水相运动方程开展差分求解。通过对传统油相控制方程和水相控制方程中传统相对渗透率进行处理，将各向异性相对渗透率引入到传统油水两相数值模拟方法中，对传统油水两相数值模拟方法进行了修改。

具体过程如下：

油水两相模型渗流控制方程：

油相：

式(1)中，k为绝对渗透率(md)，k_{roanisotropic}为非平衡各向异性相对渗透率中的油相相对渗透率，ρ_o为油相密度(g/cm³)，μ_o为油相粘度(mPa·s)，p_o为油相压力(Mp)，γ_o＝ρ_og，g为重力加速度(m/s²)，D为距离参考面的距离(m)，φ为孔隙度，S_o为含油饱和度，q_o为油相流速。

水相：

式(2)中，k为绝对渗透率(md)，k_{rwanisotropic}为非平衡各向异性相对渗透率中的水相相对渗透率，ρ_w为水相密度(g/cm³)，μ_w为水相粘度(mPa·s)，p_w为水相压力(Mp)，γ_w＝ρ_wg，g为重力加速度(m/s²)，D为距离参考面的距离(m)，φ为孔隙度，S_w为含水饱和度，q_w为水相流速。

经过上述实验测试的研究成果，确定油水的相对渗透率受到孔隙结构各向异性的影响。因此在处理各向异性相对渗透率时，将式(1)中的k_{roanisotropic}写成x，y，z三个方向的形式，即k_rox，k_roy，k_roz，其中k_rox为x方向的油相相对渗透率，k_roy为y方向的油相相对渗透率，k_roz为z方向的油相相对渗透率。将式(2)中的k_{rwanisotropic}写成x，y，z三个方向的形式，即k_rwx，k_rwy，k_rwz，其中k_rwx为x方向的水相相对渗透率，k_rwy为y方向的水相相对渗透率，k_rwz为z方向的水相相对渗透率。经过此处的替换，将传统的各向同性相对渗透率替换成非平衡各向异性相对渗透率。式(1)中的k_{roanisotropic}以传统的数值模拟方法，无论生产制度、无论xyz哪个方向，都是一个k_ro，而且不考虑速度。式(2)中的k_{rwanisotropic}以传统的数值模拟方法，无论生产制度、无论xyz哪个方向，都是一个k_rw，而且不考虑速度。因此将k_{roanisotropic}改为三个方向，采用三个k_ro，即k_rox，k_roy，k_roz，并且在计算k_rox，k_roy，k_roz时，将速度变量考虑进来。将k_{rwanisotropic}改为三个方向，采用三个k_rw，即k_rwx，k_rwy，k_rwz，并且在计算k_rwx，k_rwy，k_rwz时，将速度变量考虑进来。

对式(1)和式(2)进行差分离散，以油相为例，先将其展开成直角坐标分量形式：

基于(i，j，k，n+1)点，即空间中坐标为(i、j、k)的一点，在第n+1个时间步时的状态，对式(3)进行差分离散得到式(4)。式(4)中的下标采用简略形式，例如：

将式(4)两边同乘以V_ijk＝Δx_iΔy_jΔz_k。其中，V_ijk＝Δx_iΔy_jΔz_k为简化方程进行的一个替换，无实际意义。

定义如下传导系数以简化方程：

则式(5)可化为：

定义二阶差商算子以简化方程：

同理：

则式(7)可以简化为式(10)，其中p_o的下标已省略：

则式(10)可以进一步简化为：

将水相的方程按照同样的形式写出来，式(11)中下标o改为w即可。至此，通过对传统油相控制方程和水相控制方程中传统相对渗透率进行处理，从公式的角度来说，该处理是将传统相对渗透率k_rl替换为k_{rlanisotropic}(k_{rlanisotropic}包括k_{roanisotropic}和k_{rwanisotropic})，通过实验来确定各向异性相对渗透率，从而将各向异性相对渗透率引入到了传统数值模拟方法中。

非平衡各向异性相对渗透率数值模拟控制方程，即式(11)所示方程，采用全隐式求解方法，求解得到各个网格在不同时刻的压力、饱和度，如果有井的话，也会得到井的生产数据。

以上步骤完成了对数值模拟器的修改，得到了新型数值模拟器。新型数值模拟器通过不断迭代求解上述方程，得到计算结果。新型数值模拟器对油藏未来状态(压力分布、剩余油分布、采收率、含水率等)的预测实现过程如图5所示：

网格系统的建立，该网格系统通常由地质模型(即真实油藏形态的数字化)转换而来。地质模型由petrel软件建立，建立完的模型可以导出GRDECL等格式文件，即油藏数值模拟需要的基本资料。

在以上网格系统的基础上，输入与每个网格相匹配的孔隙度、渗透率，初始含水饱和度、初始泡点压力等参数，以及油藏流体的PVT等物性参数。其中，PVT参数包括：粘度、泡点压力、溶解汽油比、体积系数；水的体积系数、粘度，以及两者密度，岩石压缩系数(忽略油和水的可压缩性)。这些与每个网格相匹配的属性值都由地质模型提供，同上一步中的网格系统，都是通过petrel软件导出的。

输入相对渗透率、毛管力函数(含水饱和度和毛管力的关系)。该相对渗透率用非平衡各向异性相对渗透率代替传统相对渗透率。传统油、水相对渗透率只是网格含水饱和度的函数，即根据网格含水饱和度计算得到该网格的油、水相对渗透率；非平衡各向异性相对渗透率是网格含水饱和度和油、水流速的函数，并且与流动方向有关，即根据流动方向选取相对渗透率曲线，进而由含水饱和度和油、水流速计算得到该网格的油、水相对渗透率。

井信息及生产制度输入(即油、水井的位置，生产速度、压力及时间等信息)。

开始循环计算，在以上四步基础参数输入的基础上，初始的含水饱和度、压力分布和边界条件已知，每增加一个时间步(即时间单位，计算时以一个时间步为单位，每增加一个时间步，进行一次循环计算)都需要重复以下循环：油井产量和井底流动压力计算，形成压力和饱和度方程(即式(11)所示方程)的系数矩阵，对非线性方程组进行求解(利用差分将非线性方程组线性化，求解线性方程组的系数矩阵)，得到各未知数(即系数矩阵)，如果满足精度要求，根据达西方程、控制方程进一步计算网格系统的流速、饱和度及压力，计算网格系统非平衡各向异性相对渗透率，到此一个循环结束，即得到一个单位时间后的网格系统的饱和度和压力分布情况。循环计算至规定的时间，即可得到最终的含水饱和度和压力分布(假设储层流体只有水和油，得到最终的含水饱和度，即得到了最终的剩余油饱和度)。通过考虑非平衡各向异性相对渗透率的数值模拟方法，计算得到的剩余油饱和度分布和压力分布特征比传统数值模拟方法更加精确。

本实施例提出一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油水两相数值模拟方法，达到了准确表征非均质储层开发过程中油水两相渗流规律的目的。基于现有的传统数值模拟器忽略生产速度、驱替方向对相对渗透率曲线的影响，而生产速度、驱替方向确实影响相对渗透率曲线，因此，经传统数值模拟方法预测的油藏压力分布、剩余油分布特征不够精确，本实施例为了更精确地描述储层中流体的流动规律，反映储层更多的地质细节，在油藏模拟时考虑相对渗透率的各向异性，从而更精确地评价注采效果、调整开发方案。本实施例采用新型数值模拟器对典型河流相油藏进行数值模拟研究时，通过对传统模拟器的修改，即对传统模拟器中油水两相数值模拟方法进行修改，使模拟过程更加贴近实际地质情况，更准确地表征了地下条件油水渗流规律，解决了非均质油藏水驱开发过程中波及状态和各项动态指标的精准预测问题，能够更精确地表征典型河流相油藏高含水期剩余油分布规律，更清晰地解释后期钻井生产效果与固有认识有差异的原因，从而指导扩边部署，为油田稳产提供支持。

本实施例中新的数值模拟方法可以实现：

(1)油藏初期开发方案的模拟，包括评价开发方式：如枯竭开采或注水开发等；选择合理的井网井距、开发层系等；选择合理的注采方式、注采比；以及对油藏和流体性质敏感性进行研究。

(2)对已开发油田历史模拟，包括核实地质储量，确定基本的驱替机理；确定产液量和生产周期；确定油藏和流体特性；以及提出问题、潜力区位置。

(3)动态预测，包括开发指标预测及经济评价；评价提高采收率的方法(一次采油、注水、注气、化学驱等)；以及剩余油饱和度分布规律的研究，再现生产历史动态。

(4)潜力评价和提高采收率的方向(确定井位、加密井的位置；确定油藏开发最大产液量、产量对采收率的影响)。

(5)专题和机理问题的研究(对比注水、注气和天然枯竭开采动态；研究各种注水方式的效果；研究井距、井网对油藏动态的影响；研究不同开发层系对油藏动态的影响；研究注水速度对产油量和采收率的影响；研究油藏平面性质和层间非均质性对油藏动态的影响；校验油藏数据等)。

由于油藏开发后期，以上五项内容中最受关注的就是剩余油分布及挖潜，而根据传统数值模拟方法模拟得到的剩余油分布情况，部署的加密井效果有好有坏，其根本原因是储层非均质性得不到准确表征，剩余油分布预测有误差。本实施例将非平衡各向异性相对渗透率代替传统相对渗透率可以更精确地表征储层中流体渗流的非均质性，基于新的数值模拟方法得到的剩余油分布更加准确，在剩余油挖潜过程中对挖潜井的部署的指导意义重大。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。

本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (4)

1.一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，其特征在于，包括：

对三维立体地质模型进行网格区域划分，得到井参数和各网格区域的初始属性参数；所述井参数包括井点位置、生产速度、生产压力和生产时间；所述初始属性参数包括初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度；相邻两网格区域中的一个网格区域的初始流体流速是根据相邻两网格区域的初始压力差值以及相邻两网格区域中另一网格区域的初始流体流速计算得到的；所述三维立体地质模型是对待预测区域的河流相储层的结构进行地质建模得到的；

根据所述井点位置所在的网格区域确定第一网格区域，并根据所述生产压力与所述初始压力的差值以及所述生产速度更新所述第一网格区域的初始压力和初始流体流速；更新后的第一网格区域的初始压力为所述生产压力与所述初始压力的差值；更新后的第一网格区域的初始流体流速为所述生产速度；

以所述第一网格区域为中心，依次更新与所述第一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，然后以更新后的任意一网格区域为中心，依次更新与所述更新后的任意一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，直至更新完所有网格区域的初始压力和初始流体流速；

根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，并根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速更新各网格区域的初始含水饱和度；

根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度；

将下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度作为初始属性参数循环计算至所述生产时间，得到各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度，然后根据各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度绘制河流相储层各区域的含水饱和度和压力随时间变化图；

根据所述含水饱和度和压力随时间变化图得到河流相储层中油藏和压力分布情况。

2.根据权利要求1所述的考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，其特征在于，所述根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，具体包括：

根据更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线；所述X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线的横坐标为含水饱和度，纵坐标为X、Y、Z三个方向上的相对渗透率；所述X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线是对X方向岩心柱、Y方向岩心柱、Z方向岩心柱分别进行驱替实验得到的；所述X方向岩心柱、所述Y方向岩心柱和所述Z方向岩心柱是对待预测区域的河流相储层的野外露头中选取的正方体形状的样品分别从X、Y、Z三个方向上钻取得到的；

根据各网格区域的初始含水饱和度以及各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率曲线，确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率。

3.根据权利要求1所述的考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，其特征在于，所述根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速更新各网格区域的初始含水饱和度，具体包括：

将各网格区域的油水两相模型渗流控制方程中的相对渗透率替换为各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，得到相对渗透率为X、Y、Z三个方向形式的各网格区域的油水两相模型渗流控制方程；

将更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速代入所述相对渗透率为X、Y、Z三个方向形式的各网格区域的油水两相模型渗流控制方程中，结合含水饱和度与含油饱和度的约束条件，计算各网格区域的含水饱和度；

以所述各网格区域的含水饱和度更新各网格区域的初始含水饱和度。

4.根据权利要求3所述的考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，其特征在于，所述根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度，具体包括：

将更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度代入所述相对渗透率为X、Y、Z三个方向形式的各网格区域的油水两相模型渗流控制方程中，计算下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度。

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