CN113187465A - 非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统 - Google Patents
非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113187465A CN113187465A CN202110599496.9A CN202110599496A CN113187465A CN 113187465 A CN113187465 A CN 113187465A CN 202110599496 A CN202110599496 A CN 202110599496A CN 113187465 A CN113187465 A CN 113187465A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- wave amplitude
- head wave
- head
- wave
- ultrasonic
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 122
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 99
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 65
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 33
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 104
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 74
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 26
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 14
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 7
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 44
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 40
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 25
- 238000012800 visualization Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 107
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 93
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 28
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 19
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 18
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005372 Plexiglas® Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000013170 computed tomography imaging Methods 0.000 description 1
- 238000002247 constant time method Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 210000005069 ears Anatomy 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035772 mutation Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
Abstract
本发明提供了一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统，方法包括：获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述超声波的声波路径位于所述第一区域内；基于所述首波时长计算所述超声波的平均声速和/或基于所述接收首波幅值、发送首波幅值计算首波幅值差；根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况。基于超声波在不同介质中传播的基本理论，针对非凝析气体吞吐三维物理模拟过程，依据超声波在岩石骨架与不同流体中声速变化与幅值衰减，建立了注气开发三维物理模拟过程中流体动态监测，该方法能够指导室内注气开发实验过程中气体在密闭反应装置中动态可视化的实现。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发领域，具体涉及一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统。
背景技术
在物理模拟实验以及岩心驱替实验中，孔隙内流体的识别与监测对研究提高采收率机理具有重要意义。通常可以采用电容法、电阻率法、CT成像技术、微波法等方法实时监测孔隙内流体饱和度的动态分布。电容法与电阻率法同属于插入式测量，需要将探头插入到实验装置内部，但是实验仪器内为高温高压环境同时需要优良的密闭性。CT法属于非侵入式方法，利用X射线对各种不同物质穿透能力的差别，生成被测物体内部流体分布的三维图像，能较准确、直观地展现内部流体分布，但是实验费用高，不适合频繁使用，且受穿透能力、射线防护的限制，对实验模型尺寸、实验材料、实验环境和实验流程有严格的限制。微波法利用微波通过不同物质的衰减特性，具有非侵入式、快速、安全等优点，但此法仅适用于低含水饱和度的情况，而在高饱和度时由于溶剂与吸收剂的相互作用，以及折光指数随饱和度变化而变化，测量结果常发生偏差，也不适用于含气的情况。
鉴于上述方法的不足，有学者提出针对物理模拟试验过程中流体的超声识别方法。该方法中，油层模型的制作需要利用填砂管模型测量出符合模拟模型孔渗要求的岩石粒度组成，并按此组成配置模型砂，充填物理模型。不锈钢管或有机玻璃管则用来模拟生产井与注入井不同的井型与完井方式。该方法主要应用于岩心驱替实验，同时局限于油水两相的流体识别，主要是对待测岩心模型进行驱油过程中，超声波为驱油的过程中向待测岩心模型发射的超声波并获取超声波透射过待测岩心模型的传播时长，待测岩心模型为注有石油的岩心模型，根据传播时长，确定待测岩心模型内流体的分布情况。
但是上述方法在注气提高采收率实验中具有很大的局限性，这种方法无论是在岩心驱替实验还是在三维物理模拟实验中，只可准确完成油气两相的动态监测，但是一旦考虑为油、气、水三相，这样的处理方法存在极大的误差。这种实现方法只测量声速一个变化参数，结合流体饱和度公式，只能求解出两个未知参数，所以在存在气体的实验中，为了识别气体通过将油与水考虑为液相来实现对气体的识别，由于此时对液相的识别通过平均的液相声速完成，所以对于气液相饱和度的分布计算十分不准确。因此，此方法很难满足室内注气三维物理模拟实验流体动态监测的要求。
发明内容
鉴于上述传统流体动态监测方法在油、气、水三相同时存在的情况下误差较大的问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统。
依据本发明的一个方面，提供一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，所述方法包括：
获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述超声波的声波路径位于所述第一区域内；
基于所述首波时长计算所述超声波的平均声速和/或基于所述接收首波幅值、发送首波幅值计算首波幅值差；所述首波幅值差为接收首波幅值与发送首波幅值之差的绝对值；
根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况。
优选的，所述方法还包括：
根据第一区域的首波时长、发送首波幅值以及接收首波幅值获得在第一区域内各项流体饱和度；所述流体包括：油、气体、水；
根据多个第一区域内各项流体饱和度获得各项流体的饱和度二维分布；
根据各项流体的所述饱和度二维分布获得各项流体的三维饱和度场的变化。
优选的，获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或和/或接收首波幅值与发送首波幅值包括：
通过探头组获取首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述探头组包括：发射探头与接收探头；其中，
获取发射探头发出超声波的时间以及接收探头收到超声波的时间以获得首波时长；
获取发射探头发出的发送首波幅值以及接收探头接收的接收首波幅值。
优选的，所述方法还包括：
通过多个探头组获取超声波在不同时刻穿透反应装置内多个第一区域的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；其中，一个探头组对应一个第一区域。
优选的，所述方法还包括：
根据下述公式确定任一时刻第k个探头组的饱和度变化模型；
ln|P0(k)|＝ln|Pin(k)|-L(1-φk)αrock-LφkSoil(k)αoil
其中，T0(k)为第k个探头组获取的超声波在反应装置内的首波时长，L为反应装置内第k个探头组所对应的第一区域的长度，φk为反应装置内第k个探头组所对应的第一区域的孔隙度，vrock、voil、vco2、vwater分别为超声波在岩石骨架、油、CO2、水中的声速，Soil(k)、
Swater(k)分别为第k个探头组所对应的第一区域的含油饱和度、CO2饱和度、水饱和度，P0(k)为第k个探头组的接收首波幅值，Pin(k)为第k个探头组的发送首波幅值，αrock、αoil、αco2、αwater分别为超声波在岩石骨架、油、CO2、水中的衰减系数；其中，
基于上述饱和度变化模型获取含油饱和度Soil(k)、水饱和度Swater(k)和CO2饱和度
优选的，所述方法还包括：
根据下述公式获取所述超声波的平均声速
其中，L为反应装置内第k个探头组所对应的第一区域的长度，T0(k)为第k个探头组获取的超声波在反应装置内的首波时长；根据下述公式获取所述超声波的平均衰减系数
其中，P0为超声波的接收首波幅值，Pin为超声波的发送首波幅值。
优选的，根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况包括：
当第一区域内的平均声速快速减小时，所述气腔的边缘到达所述第一区域；
和/或当第一区域内的首波幅值差快速增大时，所述气腔的边缘到达所述第一区域。
优选的，所述方法还包括：
对首波时长和/或首波幅值差进行修正。
依据本发明的一个方面，提供一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测系统，包括：
数据获取单元，用于获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述超声波的声波路径位于所述第一区域内；
计算单元，用于基于所述首波时长计算所述超声波的平均声速和/或基于所述接收首波幅值、发送首波幅值计算首波幅值差；所述首波幅值差为接收首波幅值与发送首波幅值之差的绝对值；
监测单元，用于根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况。
依据本发明的一个方面，提供一种计算设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现如上任一项所述的非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法。
上述监测方法基于超声波在不同介质中传播的基本理论，针对非凝析气体吞吐三维物理模拟过程，依据超声波在岩石骨架与不同流体中声速变化与幅值衰减，建立了注气开发三维物理模拟过程中流体动态监测的方法。通过超声数据的收集与处理，即可实现物理模拟实验过程中流体分布的动态监测。该方法简便可行，快速有效，能够指导室内注气开发实验过程中气体在密闭反应装置中动态可视化的实现。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
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，下面将对实施例或现有技术描述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为本发明实施例中一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法流程图；
图2为本发明实施例中焖井一段时间后CO2气腔的发育状况；
图3A及图3B分别为本发明实施例中基于声速及幅值监测气腔的发育变化图；
图4A及图4B分别为三维物理模拟实验前开展相关测试实验的装置结构图；
图5为本发明实施例中一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测系统结构图；
图6为本发明实施例中一种气体吞吐三维物理模拟实验流体动态监测平台；
图7为本发明实施例中布置超声探头的侧视图；
图8为本发明实施例中注气结束时所发育的汽腔边界示意图；
图9为本发明实施例中注气结束时气腔内平均CO2饱和度分布示意图；
图10为本发明实施例中一种计算设备结构示意图。
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。
非凝析气体，例如N2与CO2及其混合物能够有效提高石油采收率，该提高采收率的方法在现场大规模应用中非常广泛。非凝析气体的吞吐包括了注气、焖井与生产三个主要过程。在注气过程中将非凝析通过井筒注入地层；然后关井进行焖井过程，此时非凝析气体会在地层中扩散至油层深部，在该过程中气体与原油接触，改变储层物性与原油物性，进而改善原油在地层中的流动；焖井结束后，开井生产。三维物理模拟是研究注气开发的一种常用手段，通过室内实验较为真实地模拟油藏开发的过程，通过相关参数的采集与分析，不仅可以对数值模拟动态分析过程提供思路，还可以为开发方案的设计提供建议。在非凝析气体吞吐的三维物理模拟实验中，动态监测气体在密闭反应装置中的扩散过程对三维物理模拟实验的开展意义重大。
鉴于此，本发明实施例提供一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，如图1所示，所述方法包括：
步骤101，获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述超声波的声波路径位于所述第一区域内。
具体的实施例中，本发明中的动态监测建立在现有的油藏三维物理模型上，其区别于现有技术中大多基于填砂管实验装置搭建超声探测装置，因此本发明实施例所述的方法操作简单便利，又能更好满足实验精度。其中，三维物理模型可以人为再现注气开发中油藏的开发进程，较为真实地模拟实际油藏或油井的渗流特征，便于了解气体在地层中的扩散以及气腔的形成与发育，研究油藏参数、油井几何因素和外部生产可控参数对开发效果的影响，为制定油藏开发策略、不同开发阶段应对措施及控制气窜方案提供重要依据。其中，反应装置为密闭的恒温反应装置，主要用于作为三维油藏模型的主要装置。
三维物理模拟实验装置中主要反应装置为密闭的高温高压反应装置，很难监测到其中不同位置处气体前缘的位置，所以气体在其中的可视化很难实现。因此，本发明实施例中通过超声波来进行动态监测。具体的，声波是弹性机械振动波，振动频率大于20kHz的声波则被称为超声波。超声波与人耳可听的声波在本质上没有区别，在传播介质内都是通过振动以纵波或者横波的方式传播能量，具有常规声波反射、衍射、折射等声学特性。不同的是超声波的波长比较短，不到几厘米，甚至仅有千分之几毫米。超声波具有超强的穿透性，几乎不受温度压力变化的影响，同时兼具无放射性危害、测试技术性价比高等诸多优点，超声波探测技术已经在油气田开发领域得到初步应用。较佳的，所述超声波为纵波，因为横波波速在饱和流体多孔介质中变化较少，而纵波波速对岩石以及不同的流体之间的响应较敏感。因此基于超声波探测技术在多孔介质内天然气水合物、凝析油气相态特征的相关研究，以及常规地震技术在声波测井、地震测井等相关研究中都是根据纵波特征展开。
较佳的实施例中，为了提供更为简便且易于操作的设备，本发明实施例在现有的三维物理模拟装置基础上搭建超声探测装置以实现通过超声波进行动态监测。反应装置为方体钢制恒温反应箱，超声波沿水平方向透射反应装置，其中一对侧壁安装实验相关的固定装置，另一对侧壁安装超声探测装置。在侧壁上根据划分的网格将超声探测装置布置在网格中心，每一网格对应的水平方向的空间可以成为第一区域，因此多个网格可以将反应装置划分为多个第一区域。超声探测装置主要包括多组探头组，探头组中包含发射探头与接收探头，主要完成超声波的发射与接收工作。每对探头组分别对应监测一个第一区域。具体的，通过超声探测装置可以直接获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值、发送首波幅值。其中，首波时长也就是超声波正常情况下穿透反应箱所用的时间。接收首波幅值为接收探头接收到的超声波的幅度，发送首波幅值为发射探头发出的超声波的幅值。
步骤102，基于所述首波时长计算所述超声波的平均声速和/或基于所述接收首波幅值、发送首波幅值计算首波幅值差；所述首波幅值差为接收首波幅值与发送首波幅值之差的绝对值。
超声波在油、气、水中具有不同声速且差别较大，所以穿透恒温反应装置所用的首波时长也不同。当某一位置的油、气、水饱和度变化时，将引起超声路径上的平均声速的变化，从而引起首波时长变化，因此通过首波时长可以确定平均声速。
当超声波穿透具有一定厚度某单一介质后，幅值会发生衰减，因此根据接收首波幅值、发送首波幅值便可计算所述超声波的首波幅值差。
利用超声波的这两个特性，通过测量超声波透射过恒温反应装置中一处的首波时长和首波幅值差，可以得到超声波在岩心中的平均声速和声幅衰减情况，结合不同时刻和超声波探头的分布位置，进而得到实验过程中气体前缘变化和各相流体(油、气、水)的动态分布。
步骤103，根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况。
较佳的，本发明实施例中，既可以单独通过平均声速监测气腔的发育状况，也可以单独通过首波幅值差监测气腔的发育状况，还可以通过平均声速和首波幅值差共同监测气腔的发育状况，这样平均声速和首波幅值差两个参数判断可以形成对比，能够用使得监测结果更准确。具体的，气腔的发育状况可以包括：各相流体在反应箱中的饱和度以及气体前缘的推进状况以及气体的动态分布等。
具体的实施例中，对于气体吞吐三维物理模拟实验，以CO2吞吐为例，反应装置内存在油、水、CO2三相流体。一方面，超声波路径上的平均声速取决于超声波穿过岩石骨架的距离、穿过油的距离、超穿过水的距离以及穿过CO2的距离。每一对探头组的声波路径上，超声波穿过岩石骨架的距离都是定值，而穿过油、水和CO2的距离取决于该声波路径上各相流体的饱和度，所以孔隙内流体饱和度的变化会引起平均声速的变化，因此也就可以通过平均声速的变化监测气腔的发育状况。另一方面，声波路径上的衰减幅度取决于超声波穿过岩石骨架的衰减幅度、穿过油的衰减幅度、超穿过水的衰减幅度以及穿过CO2的衰减幅度。每一对探头的声波路径上，超声波穿过岩石骨架的幅度都是定值，而穿过油、水和CO2的距离取决于该声波路径上各相流体的饱和度，所以孔隙内流体饱和度的变化会引起平均衰减系数的变化，并通过首波幅值差的变化体现出来，因而通过首波幅值差的实时计算可以实现对气腔的发育状况的动态监测。
本发明实施例所述的监测方法基于超声波在不同介质中传播的基本理论，针对非凝析气体吞吐三维物理模拟过程，依据超声波在岩石骨架与不同流体中声速变化与幅值衰减，建立了注气开发三维物理模拟过程中流体动态监测的方法。该方法在油藏三维物理模拟实验装置基础上，仅需在原实验装置外围搭建超声测试装置，通过超声数据的收集与处理，即可实现物理模拟实验过程中流体分布的动态监测。该方法无需重新搭建三维物理模拟实验装置，简便可行，快速有效，能够指导室内注气开发实验过程中气体在密闭反应装置中动态可视化的实现。
本发明实施例所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，交较佳的，所述方法还包括：
根据第一区域的首波时长、发送首波幅值以及接收首波幅值获得在第一区域内各项流体饱和度；所述流体包括：油、气体、水；
根据多个第一区域内各项流体饱和度获得各项流体的饱和度二维分布；
根据各项流体的所述饱和度二维分布获得各项流体的三维饱和度场的变化。
在超声波传播路径上，即第一区域内，超声波穿过了岩石骨架、油、气、水多种介质，三相流体(油、气、水)的饱和度与首波时长、发送首波幅值以及接收首波幅值之间有着密切的关系，通过检测这一位置上的上述参数，再经过计算可以得到该声波路径上的各相流体饱和度。当确定各项流体饱和度便可以获得各项流体的饱和度二维分布。然后得到三维饱和度场的变化，具体可以通过现有技术的方案实现，本发明具体实施方式中不再赘述。
具体的实施例中，对于非凝析气体吞吐提高原油采收率，以CO2气体为例，在注入时期CO2注入储层，可以将一部分低粘度原油和水推进至油层深部而将粘度较高而不能流动的原油滞留在原来的位置。这样将会造成近井地区水相饱和度降低从而原油的相对渗透率大幅增加，同时其阻力较大会阻碍另一部分与CO2混合的低粘度原油流入井筒。焖井阶段油井关闭，这时候CO2在地层中扩散，使得地层原油膨胀而粘度降低，这是整个吞吐过程中提高采收率的主要时期。同时CO2与原油之间发生传质，原油中的轻质组分被CO2抽提，使得原油体积增加而粘度降低。当开井生产时，没有与原油混合的CO2首先被产出，随后与CO2混合的原油被大量产出，最后压力梯度增大，重质组分较高的原油产出。所以动态监测气体在地层中的扩散以及前缘位置对于提高采收率现场应用中动态评价与优化工作极其重要，合理可靠的流体识别有助于对气体提高采收率机理分析与注采工艺参数优化的研究，为油藏的现场开发提供指导。因此在三维物理模拟实验中，各相流体(油、气、水)在三维物理模拟实验装置中饱和度的动态监测是开展三维物理模拟的重要内容，对于实验的开展与控制以及矿场实践工作都具有指导意义。监测实验过程中各相流体(油、气、水)在反应装置中饱和度，能够直观反映气体的动态分布，具有油藏开发进程实时监测的功能，实验设备简单，易于操作，保证对注气开发的实验研究，使实验结果真实可信，为非凝析气体吞吐提高采收率的开发提供指导。
本发明实施例所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，较佳的，获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或和/或接收首波幅值与发送首波幅值包括：
通过探头组获取超声波在不同时刻穿透反应装置内第一区域的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述探头组包括：发射探头与接收探头。
具体的实施例中，探头组中发射探头的作用是产生合适的超声信号并穿过反应装置的一侧壁使得分布在另一侧外壁表面的接收探头能够接收到波形信号。
获取发射探头发出超声波的时间以及接收探头收到超声波的时间以获得首波时长；即通过接收探头收到超声波的时间与发射探头发出超声波的时间之差即为首波时长。
获取发射探头发出的发送首波幅值以及接收探头接收的接收首波幅值。具体的，可以直接采集发射探头发出的发送首波幅值以及接收探头接收的接收首波幅值即可。
本发明实施例所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，较佳的，所述方法还包括：根据下述公式获取所述超声波的平均声速
其中，L为反应装置内第一区域的长度，T0(k)为第k个探头组获取的超声波在反应装置内的首波时长；根据下述公式获取所述超声波的平均衰减系数
其中，P0为超声波的接收首波幅值，Pin为超声波的发送首波幅值。
本发明实施例所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，较佳的，根据所述平均声速和/或平均衰减系数监测气腔的发育状况包括：
当第一区域内的平均声速快速减小时，所述气腔的边缘到达所述第一区域。具体的，在实验过程中，随着CO2气体的注入，CO2气体会在恒温箱中扩散，如图2所示，为焖井一段时间后CO2气腔的发育状况。在气腔边缘到达之前，探头组的声波路径上只有油和水，由于超声波在油、CO2、水中的声速voil、
vwater大小关系为
且相对于
voil与vwater比较接近，所以在气腔边缘到达某一发射探头的超声波所穿透的第一区域前，该声波在其路径上平均声速
的变化幅度相对较小；而当气腔边缘到达该第一区域内任意位置时，此时声波路径上的CO2会突然增大，导致平均声速
会突然变小。所以，如果一个超声探头位置处超声波的平均声速
突然减小的时刻，就是气腔边缘到达此位置的时刻，如图3A所示，为基于声速监测气腔的发育变化图。基于每个超声探头所记录的平均声速
即可动态监测气腔发育状况。
和/或当第一区域内的平均衰减系数快速减小时，所述气腔的边缘到达所述第一区域。在气腔边缘到达之前，探头组的声波路径上只有油和水，且超声波在油、CO2、水中的衰减系数αoil、αco2、αwater的大小关系为：
且相对于
αoil与αwater比较接近，所以在气腔边缘到达发射探头的超声波所穿透的第一区域前，该声波在其路径上平均衰减系数
的变化幅度相对较小，而当气腔边缘到达该位置时，此时声波路径上的CO2会突然增大，导致平均衰减系数
会突然变小，首波幅值差会突然增大，即发送首波幅值与接收首波幅值之差的绝对值会突然增加。所以，某一探头组对应的第一区域内超声波的首波幅值差突然增大的时刻，就是气腔边缘到达此位置的时刻，此位置就是突变点，如图3B所示，为基于幅值监测气腔的发育变化图。基于每个探头组所记录的接收首波幅值与发送首波幅值并计算获得首波幅值差，即可动态监测气腔发育状况。
本发明实施例所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，较佳的，所述方法还包括：
通过多个探头组获取超声波在不同时刻穿透反应装置内多个第一区域的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；其中，一个探头组对应一个第一区域。具体的，由于本发明装置中，不同的第一区域有不同的探头组，因此每个探头组均会采集其相对应的首波时长，以及接收首波幅值、发送首波幅值，这样可以实时掌握反应装置内每个区域的流体动态变化。
本发明实施例所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，较佳的，所述方法还包括：
根据下述公式确定任一时刻第k个探头组的饱和度变化模型；
其中，T0(k)为第k个探头组获取的超声波在反应装置内的首波时长，L为反应装置内第一区域的长度，φk为反应装置内第k个探头组所对应的第一区域的孔隙度，vrock、voil、
vwater分别为超声波在岩石骨架、油、CO2、水中的声速，Soil(k)、
Swater(k)分别为第k个探头组所对应的第一区域的含油饱和度、CO2饱和度、水饱和度，P0(k)为第k个探头组的接收首波幅值，Pin(k)为第k个探头组的发送首波幅值，αrock、αoil、αco2、αwater分别为超声波在岩石骨架、油、CO2、水中的衰减系数；其中，
基于上述饱和度变化模型获取含油饱和度Soil(k)、水饱和度Swater(k)和CO2饱和度
具体的实施例中，对于气体吞吐的三维物理模拟实验，以CO2吞吐为例，恒温反应箱内存在油、水、CO2三相流体，为动态监测不同流体的饱和度变化，本方案利用测得的各探头处的首波时长，发送首波幅值和接收首波幅值，通过计算得到不同第一区域内、不同时刻、不同流体的饱和度，进而得到不同时刻的流体二维分布，然后根据特殊算法可以粗略得到三维饱和度场的变化。其中，除CO2外，本发明实施例中的气体也可以为其他非凝析气体。
较佳的实施例中，可以记
那么上式就可以表示为：
较佳的实施例中，基于上述公式可以获得CO2吞吐饱和度变化的数学模型的矩阵形式为：
简写成：C(i)S(i)＝d(i)
对于CO2吞吐三维物理模拟实验，在时刻i任意探头组发射的超声波的声波路径上的首波时长和接收首波幅值带入，即可求得该时刻该探头处含油饱和度Soil(i)、含水饱和度Swater(i)以及CO2饱和度
逐一带入该时刻每个探头的数据即可求解出，该时刻所有探头处含油饱和度Soil(i)、含水饱和度Swater(i)以及CO2饱和度
从而获得该时刻不同流体的饱和度分布。对每个时刻进行求解即可完成三维实验过程中流体分布的动态监测。
较佳的实施例中，在求解上述矩阵时，为使得求解的Soil(i)、Swater(i)和
符合实际情况，需要对矩阵的求解加以约束，采用有约束最小二乘方法求解。有约束线性最小二乘问题的数学描述为：
该矩阵的求积可以使用Matlab中的lsqlin函数，该函数能得到方程组的带有约束条件的线性最小二乘解，具体算法为x＝lsqlin(C,d,A,b,Aeq,beq,l,u)。
三相流体的饱和度Soil(i)、Swater(i)和
的数值都在0到1之间，此时约束条件为0≤Soil(i)≤1、0≤Swater(i)≤1、
则此时约束线性最小二乘问题的数学描述为：
此时，利用lsqlin函数x＝lsqlin(C,d,A,b,Aeq,beq,l,u)便可求得更加接近真实值的各探头位置声波路径上的含油饱和度Soil(i)、含水饱和度Swater(i)以及CO2饱和度
本发明实施例所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，较佳的，所述方法还包括：对首波时长和/或首波幅值差进行修正。具体的，根据实验的相关参数对采集的数据进行修正，排除反应装置外壳对超声探测实验的影响，保证得到的数据是声波穿透反应装置内部的相关数据。
本发明实施例中的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，基于超声探测技术，通过记录声速的变化与声幅的衰减，利用岩石物理声学理论，结合油层物理与渗流力学基础知识，反演得到实验装置中流体饱和度场的变化，最终实现非凝析气体吞吐三维物理模拟实验过程中各相流体饱和度的动态测量、各相流体空间分布的可视化以及流体运移过程与运移规律的研究。
较佳的实施例中，在流体饱和度三维物理模型中L、φk、vrock、voil、vwater、
Pin(k)、αrock、αoil、αwater、
都需要提前获取，除了反应装置内第一区域的长度L可以直接通过测量取得，其余参数都需在三维物理模拟实验前开展相关测试实验，根据实验数据来获取。
对于voil、vwater的求取，如图4A所示，可以将油或水充满一容器中，在容器两侧布置超声发射探头与接收探头。需要注意是此时温度与压力要与三维物理模拟时的压力与温度相同。超声波穿过的距离是已知的，只需测得首波时长便可得到超声波在模拟油藏条件下的油中与水中速度。
对于vrock与φk的求取，基本与上述步骤类似，只是在测试装置内充填砂样，如图4B所示。此时的砂样已全部饱和油与水，则含水饱和度与含气饱和度为已知。获取N个探头组的首波时长并相加，再根据探头组的饱和度变化模型可获取超声波在岩石骨架内的传播速度vrock以及φk。
对于
的求取可以利用理论公式得到。超声波在气体中传播时，其传播形式只有纵波，因为气体只有体积弹性，没有剪切弹性。根据超声波在理想气体中的声速计算公式：
其中，c为超声波在理想气体中的速度，m/s；γ为气体的定压比热CP与定容比热CV之比；R为摩尔气体常数；T为热力学温度，cal；M为气体的摩尔质量。对于某一确定气体，以CO2为例，γ、R、M都是常数。根据CO2在反应装置里的温度，便可求得c，在本实施例中也即
有关幅值衰减的参数都需要开展类似的岩心驱替实验求得，例如参数值Pin(k)、αrock、αoil、αwater、
通过控制压力与温度相同，在填砂管中填入砂样并饱和原油，开展水驱实验，通过实验过程中探测的参数进行拟合以获取上述参数值。
本发明实施例还提供一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测系统，如图5所示，包括：
数据获取单元501，用于获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述超声波的声波路径位于所述第一区域内；
计算单元502，用于基于所述首波时长计算所述超声波的平均声速和/或基于所述接收首波幅值、发送首波幅值计算首波幅值差；所述首波幅值差为接收首波幅值与发送首波幅值之差的绝对值；
监测单元503，用于根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况。
如图6所示，为本发明具体实施例中一种气体吞吐三维物理模拟实验流体动态监测平台，该平台可以在三维物理模拟实验开展同时，采用超声探测技术完成对恒温反应箱的扫描并采集超声信号，最终利用后处理计算模块实现反应箱内流体的动态监测。该平台的搭建主要是在三维物理模拟实验反应系统基础上搭建超声探测平台，超声探测平台如上述方法搭建。其中，主要由注入系统、采出系统、超声探测平台、采集与控制系统以及模拟系统组成。
具体的，注入系统主要由气瓶、阀门、增压泵、气罐、缓冲容器、空气压缩机以及流量控制器组成，其功能是在定压或定流量工况下为实验提供满足实验标准的气源。采出系统主要由产出液的计量和回压系统组成，主要用于回压的控制、实验时间记录和流量的计量。采集和控制系统包括：数据采集，通过温度传感器和压力传感器实时检测模型内部的温度和压力，传输至控制系统实现实时采集处理，显示模型内部的温度场和压力场图。模拟系统由三维油藏模型及旋转机构、移动支架组成，三维油藏模型包括油层模型和生产井模型。整个模拟实验都以该系统为核心，实验过程都在恒温反应箱内完成。超声探测平台直接在已有三维物理模拟实验装置搭建，可以实现气体吞吐三维物理模拟实验过程中流体的动态监测。根据前面的实现方法，超声探测平台为实现动态监测，最主要是完成超声波的发射与接收，收集实验过程中波形数据以及首波时长，接收首波幅值与发送首波幅值。超声探测平台主要包括超声发射单元、超声接收单元、耦合单元以及中央控制单元。超声发射单元主要包括信号发生器、信号接收器、多路开关以及分布于恒温反应箱外壁表面的若干个超声发射探头(图未示)。中央控制单元主要包括底层硬件和计算机软件两部分，该单元的作用是控制整个实验进程，对超声发射部分、超声接收部分以及整个平台的硬件设备进行控制，保证整个平台的正常工作，实现实验过程的自动化控制。
下面以一具体的实施例对本发明的方法进一步阐述。某常规砂岩油藏三维物理模型横截面为正方形，边长41cm，内部深度为40cm，油层厚度24cm，顶底层厚度8cm，并在模型中央布置一口吞吐井，距离油藏底层顶部2-4cm处为射孔段，以该模型为基础，开展CO2气体三维物理模拟研究。
在反应装置一对侧壁上布置探头组，用于收发超声信号，布置超声探头的侧视图如图7所示，以发射探头一侧为例，在油层中均匀布置60个探头，共6层。具体的探头组数量以所述反应装置的大小及需要的分析网格程度来确定。其次，根据实现方法开展相关实验，如图8所示为注气结束时所发育的汽腔边界，其可以通过求取相关参数获得。进一步的，根据探测的气腔边界，通过算法可以得到每个超声探测区域内的平均CO2饱和度，不考虑将气腔外区域，可以得到气腔内不同区域平均CO2饱和度，如图9为注气结束时气腔内平均CO2饱和度分布，其中颜色越深饱和度越高。
气体在地层中的扩散直接影响油藏内不同流体的物性与分布，进而影响注气开发效果。因此，动态监测流体分布是开展气体吞吐三维物理模拟实验的重要内容，合理可靠的流体识别方法有助于气体在地层中扩散规律的研究，为油藏实际现场开发提供指导，加强对注气开发中对气体在地层中运动的控制，降低注气与原油开采的成本与风险。该技术基于超声波声速变化与声幅衰减的基本理论，结合油藏工程理论，针对注气开发提高采收率过程，建立了气体吞吐过程中不同流体动态监测的实现方法。该方法通过在已有三维物理模拟实验装置外围搭建超声探测平台收发超声信号，利用采集的超声波数据，分析各探测点处声速变化与声幅衰减，即可动态识别密闭恒温反应箱内的流体。该方法简便可行，快速有效，能够指导室内油藏注气开发三维物理模拟实验流体动态监测。
本文一实施例中，如图10所示，还提供一种计算设备，计算设备1002可以包括一个或多个处理器1004，诸如一个或多个中央处理单元(CPU)，每个处理单元可以实现一个或多个硬件线程。计算设备1002还可以包括任何存储器1006，其用于存储诸如代码、设置、数据等之类的任何种类的信息。非限制性的，比如，存储器1006可以包括以下任一项或多种组合：任何类型的RAM，任何类型的ROM，闪存设备，硬盘，光盘等。更一般地，任何存储器都可以使用任何技术来存储信息。进一步地，任何存储器可以提供信息的易失性或非易失性保留，存储器1006上存储有可在处理器1004上运行的计算机程序，处理器1004执行计算机程序时实现前述任一实施例所述的电动汽车充放电控制方法。进一步地，任何存储器可以表示计算设备1002的固定或可移除部件。在一种情况下，当处理器1004执行被存储在任何存储器或存储器的组合中的相关联的指令时，计算设备1002可以执行相关联指令的任一操作。计算设备1002还包括用于与任何存储器交互的一个或多个驱动机构1008，诸如硬盘驱动机构、光盘驱动机构等。
计算设备1002还可以包括输入/输出模块1010(I/O)，其用于接收各种输入(经由输入设备1012)和用于提供各种输出(经由输出设备1014))。一个具体输出机构可以包括呈现设备1016和相关联的图形用户接口(GUI)1018。在其他实施例中，还可以不包括输入/输出模块1010(I/O)、输入设备1012以及输出设备1014，仅作为网络中的一台计算设备。计算设备1002还可以包括一个或多个网络接口1020，其用于经由一个或多个通信链路1022与其他设备交换数据。一个或多个通信总线1024将上文所描述的部件耦合在一起。
通信链路1022可以以任何方式实现，例如，通过局域网、广域网(例如，因特网)、点对点连接等、或其任何组合。通信链路1022可以包括由任何协议或协议组合支配的硬连线链路、无线链路、路由器、网关功能、名称服务器等的任何组合。
本文实施例还提供了一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器运行时执行上述任一实施例所述的非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法。
本文实施例还提供一种计算机可读指令，其中当处理器执行所述指令时，其中的程序使得处理器执行上述任一实例所述的非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法。
应理解，在本发明的各种实施例中，上述各过程的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。
还应理解，在本发明实施例中，术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系。例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，上述描述的系统、装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统、装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另外，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口、装置或单元的间接耦合或通信连接，也可以是电的，机械的或其它的形式连接。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本发明实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以是两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分，或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
本发明中应用了具体实施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 (10)
1.一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于，所述方法包括：
获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述超声波的声波路径位于所述第一区域内；
基于所述首波时长计算所述超声波的平均声速和/或基于所述接收首波幅值、发送首波幅值计算首波幅值差；所述首波幅值差为接收首波幅值与发送首波幅值之差的绝对值；
根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况。
2.根据权利要求1所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据第一区域的首波时长、发送首波幅值以及接收首波幅值获得在第一区域内各项流体饱和度；所述流体包括：油、气体、水；
根据多个第一区域内各项流体饱和度获得各项流体的饱和度二维分布；
根据各项流体的所述饱和度二维分布获得各项流体的三维饱和度场的变化。
3.根据权利要求1所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或和/或接收首波幅值与发送首波幅值包括：
通过探头组获取首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述探头组包括：发射探头与接收探头；其中，
获取发射探头发出超声波的时间以及接收探头收到超声波的时间以获得首波时长；
获取发射探头发出的发送首波幅值以及接收探头接收的接收首波幅值。
4.根据权利要求3所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于，所述方法还包括：
通过多个探头组获取超声波在不同时刻穿透反应装置内多个第一区域的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；其中，一个探头组对应一个第一区域。
5.根据权利要求2所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据下述公式确定任一时刻第k个探头组的饱和度变化模型；
其中，T0(k)为第k个探头组获取的超声波在反应装置内的首波时长，L为反应装置内第k个探头组所对应的第一区域的长度，φk为反应装置内第k个探头组所对应的第一区域的孔隙度，vrock、voil、vco2、vwater分别为超声波在岩石骨架、油、CO2、水中的声速，Soil(k)、
Swater(k)分别为第k个探头组所对应的第一区域的含油饱和度、CO2饱和度、水饱和度，P0(k)为第k个探头组的接收首波幅值，Pin(k)为第k个探头组的发送首波幅值，αrock、αoil、αco2、αwater分别为超声波在岩石骨架、油、CO2、水中的衰减系数；其中，
基于上述饱和度变化模型获取含油饱和度Soil(k)、水饱和度Swater(k)和CO2饱和度
6.根据权利要求1所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于，所述方法还包括：
根据下述公式获取所述超声波的平均声速
其中，L为反应装置内第k个探头组所对应的第一区域的长度，T0(k)为第k个探头组获取的超声波在反应装置内的首波时长；
根据下述公式获取所述超声波的平均衰减系数
其中，P0为超声波的接收首波幅值，Pin为超声波的发送首波幅值。
7.根据权利要求1所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于，根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况包括：
当第一区域内的平均声速快速减小时，所述气腔的边缘到达所述第一区域；
和/或当第一区域内的首波幅值差快速增大时，所述气腔的边缘到达所述第一区域。
8.根据权利要求1所述的一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法，其特征在于，所述方法还包括：
对首波时长和/或首波幅值差进行修正。
9.一种非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测系统，其特征在于，包括：
数据获取单元，用于获取超声波在不同时刻穿过反应装置内第一区域后的首波时长和/或接收首波幅值与发送首波幅值；所述超声波的声波路径位于所述第一区域内；
计算单元，用于基于所述首波时长计算所述超声波的平均声速和/或基于所述接收首波幅值、发送首波幅值计算首波幅值差；所述首波幅值差为接收首波幅值与发送首波幅值之差的绝对值；
监测单元，用于根据所述平均声速和/或首波幅值差监测气腔的发育状况。
10.一种计算设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至8中任一项所述的非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110599496.9A CN113187465B (zh) | 2021-05-31 | 2021-05-31 | 非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110599496.9A CN113187465B (zh) | 2021-05-31 | 2021-05-31 | 非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113187465A true CN113187465A (zh) | 2021-07-30 |
| CN113187465B CN113187465B (zh) | 2024-01-26 |
Family
ID=76985837
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110599496.9A Active CN113187465B (zh) | 2021-05-31 | 2021-05-31 | 非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113187465B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115822532A (zh) * | 2022-11-17 | 2023-03-21 | 东北石油大学 | 一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法、装置、设备及介质 |
Citations (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4312049A (en) * | 1979-10-29 | 1982-01-19 | Mobil Oil Corporation | Method of identifying gas, oil and water zones in a subsurface formation |
| US6308572B1 (en) * | 1999-02-15 | 2001-10-30 | Ngk Spark Plug Co., Ltd. | Gas concentration sensor |
| WO2002086485A1 (fr) * | 2001-04-24 | 2002-10-31 | Electricite De France Service National | Procede de mesure par ondes sonores et ultrasonores |
| US20100036614A1 (en) * | 2005-12-12 | 2010-02-11 | Hannes Georges Zuecher | Locating oil or gas passively by observing a porous oil and gas saturated system giving off its characteristic resonance response to ambient background noise, including optional differentiation of oil, locatinggas and water |
| US20110208431A1 (en) * | 2009-12-18 | 2011-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data |
| CN203299170U (zh) * | 2013-01-21 | 2013-11-20 | 中国石油大学(北京) | 油藏条件下多孔介质中流体相态三维动态探测装置 |
| CN104595730A (zh) * | 2015-01-15 | 2015-05-06 | 中国石油大学(华东) | 一种基于声波幅值衰减模型的油气管道泄漏定位方法 |
| CN106291660A (zh) * | 2015-05-19 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 饱和流体储层模型的检测方法 |
| CN107449826A (zh) * | 2017-08-17 | 2017-12-08 | 中国石油大学(华东) | 流体分布检测方法及装置 |
| CN107505391A (zh) * | 2017-08-17 | 2017-12-22 | 中国石油大学(华东) | 驱替前缘的检测方法及装置 |
| CN107515246A (zh) * | 2017-07-14 | 2017-12-26 | 中国石油大学(华东) | 一种二氧化碳驱油驱替前缘的检测方法 |
| US20180080313A1 (en) * | 2015-04-01 | 2018-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Cross-well seismic monitoring of carbon dioxide injection |
| JP2019219348A (ja) * | 2018-06-22 | 2019-12-26 | 株式会社カナン・ジオリサーチ | 含水比マッピング方法及び含水比マッピング装置 |
| CN111734403A (zh) * | 2020-05-18 | 2020-10-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种单边透射法原位孔内测量地层声波参数的探头及方法 |
| CN111812711A (zh) * | 2020-07-20 | 2020-10-23 | 中国石油大学(北京) | 基于反射波场的水合物地层地震物理模拟测试设备及方法 |
| CN112627783A (zh) * | 2019-09-24 | 2021-04-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低频变压提高注气采收率的实验装置 |
| CN112854316A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-05-28 | 广州市建筑科学研究院有限公司 | 一种基于声波透射法的首至波声时智能修正方法及装置 |
-
2021
- 2021-05-31 CN CN202110599496.9A patent/CN113187465B/zh active Active
Patent Citations (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4312049A (en) * | 1979-10-29 | 1982-01-19 | Mobil Oil Corporation | Method of identifying gas, oil and water zones in a subsurface formation |
| US6308572B1 (en) * | 1999-02-15 | 2001-10-30 | Ngk Spark Plug Co., Ltd. | Gas concentration sensor |
| WO2002086485A1 (fr) * | 2001-04-24 | 2002-10-31 | Electricite De France Service National | Procede de mesure par ondes sonores et ultrasonores |
| US20100036614A1 (en) * | 2005-12-12 | 2010-02-11 | Hannes Georges Zuecher | Locating oil or gas passively by observing a porous oil and gas saturated system giving off its characteristic resonance response to ambient background noise, including optional differentiation of oil, locatinggas and water |
| US20110208431A1 (en) * | 2009-12-18 | 2011-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data |
| CN203299170U (zh) * | 2013-01-21 | 2013-11-20 | 中国石油大学(北京) | 油藏条件下多孔介质中流体相态三维动态探测装置 |
| CN104595730A (zh) * | 2015-01-15 | 2015-05-06 | 中国石油大学(华东) | 一种基于声波幅值衰减模型的油气管道泄漏定位方法 |
| US20180080313A1 (en) * | 2015-04-01 | 2018-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Cross-well seismic monitoring of carbon dioxide injection |
| CN106291660A (zh) * | 2015-05-19 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 饱和流体储层模型的检测方法 |
| CN107515246A (zh) * | 2017-07-14 | 2017-12-26 | 中国石油大学(华东) | 一种二氧化碳驱油驱替前缘的检测方法 |
| CN107449826A (zh) * | 2017-08-17 | 2017-12-08 | 中国石油大学(华东) | 流体分布检测方法及装置 |
| CN107505391A (zh) * | 2017-08-17 | 2017-12-22 | 中国石油大学(华东) | 驱替前缘的检测方法及装置 |
| JP2019219348A (ja) * | 2018-06-22 | 2019-12-26 | 株式会社カナン・ジオリサーチ | 含水比マッピング方法及び含水比マッピング装置 |
| CN112627783A (zh) * | 2019-09-24 | 2021-04-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低频变压提高注气采收率的实验装置 |
| CN111734403A (zh) * | 2020-05-18 | 2020-10-02 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种单边透射法原位孔内测量地层声波参数的探头及方法 |
| CN111812711A (zh) * | 2020-07-20 | 2020-10-23 | 中国石油大学(北京) | 基于反射波场的水合物地层地震物理模拟测试设备及方法 |
| CN112854316A (zh) * | 2021-01-08 | 2021-05-28 | 广州市建筑科学研究院有限公司 | 一种基于声波透射法的首至波声时智能修正方法及装置 |
Non-Patent Citations (6)
| Title |
|---|
| HONGLIN ZHU, ETC: "The effects of gas saturation on the acoustic velocity of carbonate rock", JOURNAL OF NATURAL GAS SCIENCE AND ENGINEERING, pages 149 - 155 * |
| HUAN XUE, ETC: "The delay loop phenomenon in high temperature elasticity modulus test by in-situ ultrasonic measurements", MEASUREMENT, pages 1 - 8 * |
| X. WEI, ETC: "Laboratory Study of Partial Water Saturation in Tight Gas Sandstone at Seismic and Ultrasonic Frequencies", THE 2014 SEG ANNUAL MEETING, pages 2972 - 2977 * |
| 张风义等: "超临界蒸汽开发特稠油提高采收率机理实验研究", 石油钻采工艺, vol. 42, no. 2, pages 242 - 246 * |
| 施旭明: "岩心驱替实验中流体分布的超声检测技术研究", 中国优秀硕士学位论文全文数据库（工程科技Ⅰ辑）, pages 1 - 72 * |
| 车新跃: "油藏条件下CO2驱岩心内流体动态分布检测技术研究", 中国优秀硕士学位论文全文数据库（工程科技Ⅰ辑）, pages 8 - 11 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115822532A (zh) * | 2022-11-17 | 2023-03-21 | 东北石油大学 | 一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法、装置、设备及介质 |
| CN115822532B (zh) * | 2022-11-17 | 2024-01-30 | 东北石油大学 | 一种确定二氧化碳-原油最小混相压力的方法、装置、设备及介质 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113187465B (zh) | 2024-01-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11098565B2 (en) | Method for estimating permeability of fractured rock formations from induced slow fluid pressure waves | |
| CN103760081B (zh) | 基于孔隙结构特征的碳酸盐岩储层的气藏预测方法及系统 | |
| CN110824556B (zh) | 一种非常规致密砂岩储层的岩石物理模型建立方法及应用 | |
| US20140052376A1 (en) | Method for Cement Evaluation with Acoustic and Nuclear Density Logs | |
| CN110348135B (zh) | 一种随钻声波测井评价地层渗透率的方法 | |
| Bakku et al. | Fracture compliance estimation using borehole tube waves | |
| CN110984973A (zh) | 缝洞型碳酸盐岩气藏单井控制储量的确定方法 | |
| CN105156081B (zh) | 一种碳酸盐岩稠油油藏酸化模拟评价方法 | |
| CN103257151A (zh) | 一种定量评价油气二次运移过程中孔喉动用规律的方法 | |
| CN103132992A (zh) | 一种岩石可钻性各向异性的评价方法及系统 | |
| CN103513270A (zh) | 一种基于岩石声学特性的气层识别评价方法及装置 | |
| CN110096718A (zh) | 一种获取碳酸盐岩油藏中溶洞的体积的方法 | |
| Li et al. | An efficient model for hydraulic fracture height growth considering the effect of bedding layers in unconventional shale formations | |
| CN103161436B (zh) | 一种稠油热采水平井试井解释方法 | |
| Paige et al. | Field application of hydraulic impedance testing for fracture measurement | |
| CN100523431C (zh) | 模拟油水两相电缆地层测试的方法 | |
| CN110107277A (zh) | 一种获取碳酸盐岩油藏中井钻遇溶洞的体积的方法 | |
| US10151849B2 (en) | Well placement using closure stress based landing map | |
| CN204327076U (zh) | 钻井液漏失综合判识系统 | |
| CN111381292B (zh) | 一种预测砂岩含烃储层的测井解释方法与装置 | |
| Gutierrez et al. | Microseismic hydraulic fracture monitoring to determine the fracture geometry in Coyotes field, Chicontepec | |
| CN107237626A (zh) | 一种井钻遇溶洞体积的确定方法 | |
| CN113187465B (zh) | 非凝析气体吞吐三维物理模型的流体动态监测方法及系统 | |
| Pang et al. | Machine learning for carbonate formation drilling: Mud loss prediction using seismic attributes and mud loss records | |
| CN108613991A (zh) | 非均质岩心驱替过程中泡沫再生能力的评价方法和装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |