CN114372352A - 渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法 - Google Patents

渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种渗流‑温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，该方法利用三维精细地质模型网格粗化结合PVT状态方程拟合建立了三维数值模拟模型，首先分断块、分层分区加载流体、岩石参数，完成数模温度、压力、饱和度场初始化，分断块分区拟合油藏原油、自由气、溶解气储量。然后用历史产量、压力等生产动态资料反演储层参数。并结合流入、流出动态曲线、临界携液及冲蚀流量等，预测当前地层压力条件下的合理注采气能力。最后针对历史拟合好的数模模型，依据论证的单井合理注采能力进行配产配注，并根据储气库上下限压力、水气比、井底流压、井口油压等实际条件仿真预测储气库120天调峰能力。本发明通过渗流‑温度双场耦合，解决了由于未考虑复杂断块油藏储气库冷气注入后储层温度降低、渗流场扰动导致的调峰能力预测误差大的问题。

Description

渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰 能力方法
技术领域
本发明属于储气库的技术领域，具体涉及一种复杂断块油藏型储气库采气周期调峰能力数值模拟预测方法。
背景技术
寒冬将至，西北、东北部分地区已陆续开始供暖，为守护万家灯火，国家能源局再次强调要持续大力推进天然气产供储销体系建设，储气库作为其中重要一环备受关注。预计2025年建成350亿方调峰及储备能力，但目前国内储气库建设优质资源缺乏，因此油藏也被纳入建库选址范畴。
中国大陆经历多期次构造运动，其东部形成一系列复杂断块，中西部形成褶皱构造，导致建库油藏大都断块多、非均质性强、边底水及人工注水侵入地层后流体关系复杂。因此，目前无论是已建库的京58储气库，还是正在建库的冀东油田南堡1-29储气库，都是复杂断块油藏型储气库。
调峰能力作为建设储气库最核心的评价指标，其准确预测是科学合理指导储气库高效建设运行的关键。目前常用于储气库调峰能力指标预测的方法大体可分为气藏工程、数值模拟方法两类。其中，气藏工程方法中物质平衡法依据设计的上下限压力能快速确定储气库采气周期调峰能力，但储气库高速注采过程井控范围内压降、压升十分剧烈，物质平衡法“要求全区压力基本相同方能使用”这一假设与此相悖，加之气藏工程方法是针对各向同性、均质储层进行的理论推导，现实复杂断块油藏在断块内储层非均质性较强，断块间岩石、流体高压物性、压力及饱和度场甚至都不是一个系统，可见，气藏工程方法预测复杂断块油藏型储气库调峰能力局限实在太大。数值模拟技术是一种非常有力的三维可视化、定量化技术手段，前期在油气田开发中取得了巨大的成功，已经成为国外油田开发的强制性技术要求。数值模拟集成了精细构造、储层非均质性详细描述、地震、试井、测井、岩心分析等多学科的资料，可精细模拟地质三维非均质性、各向异性、复杂渗流机理、井间干扰等以及快速多方案可视化定量预测。
如专利申请201710261608.3公开了一种输气管网、储气库调峰方案综合评价方法，其包括：步骤1，城市燃气负荷预测：采用人工神经网络模型建立城市燃气负荷预测模型，使用差分进化极限学习机算法对被调峰城市燃气负荷进行预测，从而确定调峰量；步骤2，储气库调峰优化：根据以往储气库的调峰运行经验，拟合出储气库运行参数与调峰量的关系式，得到一定调峰量下的储气库采气速率；步骤3，管网调峰量模拟，得到预选的调峰方案；步骤4，调峰方案综合评价：对不同调峰方案进行综合评价，从而得到最优的调峰方案。
不同于常规气藏，复杂断块油藏被断层完全隔开时，每个断块都有不同的流体及压力系统，对其开展数值模拟时需要分区敷设相渗、毛管力曲线以及分断块分层平衡初始化以拟合储量。另外，多周期运行注入冷气会扰动储层温度场，粘度、气油比等高压物性参数受温度影响十分大，传统油藏工程方法及常规数值模拟将储层视为恒温，导致历史拟合过程物质平衡拟合与压力拟合间存在不可协调的矛盾。调峰能力预测精度，将影响储气库运行的周期注采气量，进而影响储气库建库新钻井数量，这直接事关储气库建设阶段投资。
因此，研制一套复杂断块油藏型储气库调峰能力高精度预测方法，对指导储气库高效建库运行具有重要意义。
发明内容
为解决上述问题，本发明的首要目的在于提供一种渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，该方法解决常规气藏工程及数值模拟方法中由于未考虑复杂断块油藏型储气库冷气注入导致的井控储层温度场变化、近井地带流体高压物性变化、流体渗流规律变化，造成建库区块调峰能力预测精度低、储气库建库投资误差大的问题，深入分析冷气注入对井控温度扰动范围、流体渗流规律等的影响，指导渗流-温度双场耦合的复杂断块油藏型储气库调峰能力高精度预测。
为实现上述目的，本发明的技术方案如下。
一种渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，包括以下步骤：
步骤一，开展三维精细地质模型网格粗化，实现从地质学精细网格到流体流动模拟网格的较大刻度平均化，在不影响原模型地质特征及流动响应的前提下减少网格数，加快数模计算速度，主要包含构造粗化和属性粗化。
其中，构造粗化首先是在考虑网格走向、井网、加密井分布以及保持储层平面非均质性的前提下进行平面网格粗化，其次是在考虑保留隔层、高渗层以及刻画出逼近真实地层的纵向非均质性的前提下进行纵向网格粗化，在盖层、水体、井分布稀疏、非主力断块等部位可以考虑用相对较粗的网格，在主力储层、井分布密、后期准备打加密井等部位用细网格；属性粗化首先用体积加权粗化净毛比，然后再用净毛比加权结合体积加权粗化孔隙度，最后用流动计算方法粗化渗透率。如果数模采用平衡初始化，粗化就结束了，如果模型采用非平衡初始化还需要用体积加权粗化含气、水饱和度。
进一步，开展粗化网格质量检查。粗化目的实现保真以及后期数模高速计算，粗化完后需要进行质量检查，主要看两个方面。一是粗化前后网格总体积不应该有明显差别，以防粗化前后模型储量相差太大；二是检查网格形态，以防粗化后网格塌陷、非正交、倾角大等原因导致数模计算时间步被截断，模型计算不收敛将大幅降低模型计算速度，并造成模拟结果失真。
开展粗化结果质量检查，使粗化前后储层净毛比、孔隙度、渗透率、饱和度平均值要保持基本一致。
步骤二，开展PVT状态方程拟合，在气井PVT流体取样，实验室分析井流物组成的基础上，采用ECLIPSE中的PVTi相态特征软件包进行了PVT拟合，预测研究得到油藏地层流体相态特征。
PVT拟合实际上就是用PVTi相态特征软件，调整EOS状态方程参数，使软件用EOS计算的结果与实验室测量结果匹配，然后把拟合好的EOS输出给组分模型用于组分模拟的EOS和闪蒸计算。PVTi拟合通常选用三参数状态方程PR3(3-Parameter Peng-Robinson)，粘度相关式选的Lohrenz-Bray-Clark方程。加组分是大于此组分的无数组分的混合体，实验室的测量根本不能精确描述加组分，加组分劈分会较容易拟合实验室测量结果。组分越多，闪蒸计算所需要的时间越多，多一个组分，组分模型总计算时间可能会多出三倍。因此，PVTi 拟合后输出组分到Eclipse模拟器之前可将实验样品含量少，摩尔质量相近的组分进行归并，首先可将摩尔质量同为44g/mol的CO2与C3归并为C3+，其次可将摩尔质量相近的N2与C2归并为C2+，然后可将iC4与nC4归并为C4+，最后可将iC5与nC5归并为C5+。
流体组分的临界压力，临界温度，偏心因子影响饱和压力和液体析出量，所以在拟合饱和压力和液体析出量时可以回归组分的临界压力，临界温度或偏心因子。
组分的体积偏移(Volume Shift)影响Z因子和液体密度，在拟合Z因子和液体密度时回归组分的体积偏移。
在回归时可以让组分的体积偏移取决于组分的临界压力，临界温度，偏心因子，这样调整组分的临界压力，临界温度或偏心因子时也影响Z因子和液体密度。
组分的临界Z因子或临界体积影响LBC的粘度，在用LBC方法计算粘度时要回归组分的临界Z因子或临界体积。注意粘度回归是单独进行的，先把其他测量结果拟合好后再对粘度进行单独回归，粘度回归不影响其他结果。
通常对不同的流体类型采用不同的PVT实验。比如对黑油通常进行差异分离实验(DL)，恒质膨胀实验(CCE)，对凝析气采用等容衰竭实验(CVD)和等组分膨胀实验(CCE)。另外还可能进行分离器实验，如果注气的化会进行一次接触混相实验，多次接触混相实验。
加载岩石物性参数。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在相渗、毛管力曲线不统一的情况，因此需要分断块分区敷设岩石物性曲线。
步骤三，模型压力场初始化。油气藏初始压力分布主要取决于油藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的油气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及不同断块油气界面、油水界面深度，结合油气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块油气水相压力。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在压力场不统一的情况，因此需要分断块分区开展压力场初始化。
步骤四，模型饱和度场初始化。初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用。计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及油水界面、油气界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线来计算。
饱和度分布计算中，将油水界面以下的含水饱和度设为在油水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将油气界面以上的含气饱和度设为油气相渗曲线中提供的最大含气饱和度；油气界面以上的含水饱和度为束缚水饱和度；油区含油饱和度为1减束缚水饱和度；过渡带含油、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在饱和度场不统一的情况，因此需要分断块分区开展饱和度场初始化。
步骤五，初始化储量拟合。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在气油、油水界面不统一的情况，需要分断块分层分区敷设不同气油、气水界面，对分断块分层分区的储量分别进行拟合。
拟合后需进行初始化质量检查。模型在初始状态应该是不发生流动的，如果模型中流体初始条件发生流动，那就意味着初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及油、气地质储量是否随时间变化。特别是非平衡初始化，可能存在没有措施的情况下，静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要考虑采用毛管力标定方法对模型进行处理。
步骤六，衰竭开发阶段历史拟合。建模阶段输入的储层、流体等参数来源于油气藏单井，油气藏绝大部分属性参数都是未知的，因此需要根据油气藏衰竭开发阶段实际生产动态数据修正初始输入参数，用历史生产动态数据反演储层、流体等参数，使模型计算结果与油气藏开发历史一致。
历史拟合的实质是参数调节，首先应对储层属性、流体高压物性、矿场测试结果等不确定性参数进行敏感性分析，然后结合实验室岩心测试、工程测试及解释(系统试井、不稳定试井、探边测试、干扰测试和产吸剖面测试等)等资料确定历史拟合调参思路，最后依据调参思路逐步进行历史拟合。
历史拟合调参过程，按照优先调节不确定性更大参数的原则；渗透率为不确定性参数，渗透率测试主要来源于测井、不稳定试井解释、现代产量递减分析、岩心分析，其中通过不稳定试井及岩心分析获取的渗透率是比较精确的，但并非所有井都有这两项分析数据，因此属性建模通常是采用单井测井渗透率插值获得的，测井渗透率误差相当大，因此井周围储层渗透率不确定性非常强，井间储层渗透率误差就更大了，因此渗透率修改范围较大，可上下修改范围为±3倍，甚至更多。
相渗曲线为不确定性参数，相对渗透率测试源自室内岩心驱替实验，但由于岩心及室内实验的局限性，并不能完全仿真储层渗流，且储层普遍存在一定非均性。因此相渗曲线也是历史拟合重点调参对象。
水体为不确定性参数，且其不确定性较大。因此，结合矿场认识，通过建立数值水体、解析水体，并调整水体压力、孔隙度、渗透率、压缩系数、厚度、传导率等参数，拟合油藏生产动态。
净毛比为确定性参数，通常不调整，但测井数据中并非所有井都提供有效厚度，且测井资料与取心资料对比可能存在误差，因此这类资料仍然存在一定不确定性，在储量拟合是可适当调整，可调范围为±30％左右。
对于试井解释数据而言，压力恢复试井解释结果是可靠的，RTA解释结果是不够精确的。通常属性粗化过程孔隙度合并计算是准确的，但渗透率合并计算是比较复杂的，加上测井渗透率精度较低，因此渗透率是不确定性较大的参数，历史拟合需要重点调节，此时应尽量参考压恢试井解释结果与室内岩心实验测试结果，如果没有再参考RTA解释渗透率。
区块累产量拟合时，通常累产量精度拟合为95％左右即可，瞬时产量端点值与历史值相差不是很大即可，为后期单井拟合留下充分的调整空间和避免浪费太多的时间。建议区块拟合时调好相渗曲线，单井拟合阶段不再修改相渗。
步骤七，确定储气库单井合理采气能力。通过单井回压试井求出井产能方程，结合流出动态曲线，求出当前地层、管柱、井口条件限制下，气井协调点(最大)产量。结合携液流量、冲蚀流量、出砂压差等加以约束，预测当前地层压力条件下的合理采气能力。
步骤八，建立储层温度场。根据储层中深实际温度及温度梯度建立储层温度场。
步骤九，敏感性分析注入冷气扰动温度场对流体高压物性参数的影响，进而获取储气库产量、压力等生产动态随温度的变化规律以及渗流场与井控温度场互相影响的变化规律。
步骤十，针对衰竭开发阶段已经历史拟合好并建立了温度场及高压物性参数随温度变化的复杂断块油藏数值模拟模型，开展储气库多周期注采仿真模拟。
注气214天，采气120天，其中注气温度设置为地面温度，通常设置为25℃，对于储层温度而言，注入气体为冷气。配产按照步骤七确定的合理采气能力进行限制，并根据储气库上下限压力以及矿场水气比、井底流压、井口油压等实际条件仿真预测储气库120天储气库调峰能力。
本发明的有益效果如下：
本发明解决常规气藏工程及数值模拟方法中由于未考虑复杂断块油藏型储气库冷气注入导致的井控储层温度场变化、近井地带流体高压物性变化、流体渗流规律变化，造成建库区块调峰能力预测精度低、储气库建库投资误差大的问题，深入分析冷气注入对井控温度扰动范围、流体渗流规律等的影响，指导渗流-温度双场耦合的复杂断块油藏型储气库调峰能力高精度预测。
附图说明
图1是本发明三维精细地质模型粗化前网格畸变检查示意图。
图2是本发明三维精细地质模型粗化后网格畸变检查示意图。
图3是本发明粗化前精细模型孔隙度示意图。
图4是本发明粗化后数模模型孔隙度示意图。
图5是本发明粗化前网格体积示意图。
图6是本发明粗化后网格体积示意图。
图7是本发明饱和压力拟合示意图。
图8是本发明差异分离实验气油比拟合示意图。
图9是本发明恒质膨胀实验相对体积拟合示意图。
图10是本发明恒质膨胀实验原油密度拟合示意图。
图11是本发明恒质膨胀实验天然气粘度拟合示意图。
图12是本发明3号气层分区油水相渗曲线示意图。
图13是本发明3号气层分区油气相渗曲线示意图。
图14是本发明5号含油层位分区油水相渗曲线示意图。
图15是本发明5号含油层位分区油气相渗曲线示意图。
图16是本发明6号含油层位分区油水相渗曲线示意图。
图17是本发明6号含油层位分区油气相渗曲线示意图。
图18是本发明相渗曲线分区图。
图19是本发明油水、油气毛管力曲线图。
图20是本发明全区平面初始化压力场示意图。
图21是本发明初始油气水三相饱和度分布示意图。
图22是本发明复杂断块油藏分区初始化油气水分布示意图。
图23是本发明储量分断块、分层拟合分区示意图。
图24是本发明模型空跑20年静压变化情况示意图。
图25是本发明模型空跑20年原油地质储量变化情况示意图。
图26是本发明模型空跑20年天然气地质储量变化情况示意图。
图27是本发明区块瞬时产气、累产气拟合示意图。
图28是本发明区块瞬时产水、累产水拟合示意图。
图29是本发明区块瞬时产油、累产油拟合示意图。
图30是本发明区块日注水、累注水拟合示意图。
图31是本发明单井油气水物质平衡拟合示意图。
图32是本发明单井静压拟合示意图。
图33是本发明单井井底流压拟合示意图。
图34是本发明单井井口油压拟合示意图。
图35是本发明当前地层、管柱、井口条件限制下，气井协调点(最大)产量示意图。
图36是本发明临界携液流量、冲蚀流量限制示意图。
图37是本发明储层初始温度场示意图。
图38是本发明冷气注入对储气库储层温度场扰动示意图。
图39是本发明冷气注入导致注入气量下降示意图。
图40是本发明冷气注入导致累产油量下降示意图。
图41是本发明冷气注入导致累产水量上升示意图。
图42是本发明冷气注入导致了地层压力下降示意图。
图43是本发明数值模拟仿真预测复杂断块油藏储气库采气周期调峰能力示意图。
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。
本发明所实现渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏型储气库调峰能力方法，包括以下步骤：
1)开展三维精细地质模型网格粗化，实现从地质学精细网格到流体流动模拟网格的较大刻度平均化，在不影响原模型地质特征及流动响应的前提下减少网格数，加快数模计算速度，主要包含构造粗化和属性粗化。其中，构造粗化首先是在考虑网格走向、井网、加密井分布以及保持储层平面非均质性的前提下进行平面网格粗化，其次是在考虑保留隔层、高渗层以及刻画出逼近真实地层的纵向非均质性的前提下进行纵向网格粗化，在盖层、水体、井分布稀疏、非主力断块等部位可以考虑用相对较粗的网格，在主力储层、井分布密、后期准备打加密井等部位用细网格；属性粗化首先用体积加权粗化净毛比，然后再用净毛比加权结合体积加权粗化孔隙度，最后用流动计算方法粗化渗透率。如果数模采用平衡初始化，粗化就结束了，如果模型采用非平衡初始化还需要用体积加权粗化含气、水饱和度。
2)开展粗化网格质量检查。粗化目的实现保真以及后期数模高速计算，粗化完后需要进行质量检查，主要看两个方面。一是粗化前后网格总体积不应该有明显差别，以防粗化前后模型储量相差太大；二是检查网格形态，以防粗化后网格塌陷、非正交、倾角大等原因导致数模计算时间步被截断，模型计算不收敛将大幅降低模型计算速度，并造成模拟结果失真。
3)开展粗化结果质量检查，粗化前后储层净毛比、孔隙度、渗透率、饱和度平均值要保持基本一致。
4)开展PVT状态方程拟合。在气井PVT流体取样，实验室分析井流物组成的基础上，采用Schlumberger软件技术支持公司研发的数值模拟软件ECLIPSE中的PVTi相态特征软件包进行了PVT拟合，预测研究得到油藏地层流体相态特征。PVT拟合实际上就是用PVTi 相态特征软件，调整EOS状态方程参数，使软件用EOS计算的结果与实验室测量结果匹配，然后把拟合好的EOS输出给组分模型用于组分模拟的EOS和闪蒸计算。PVTi相态特征软件提供了许多EOS状态方程，拟合通常选用三参数状态方程PR3(3-Parameter Peng-Robinson)，粘度相关式选的Lohrenz-Bray-Clark方程。加组分是大于此组分的无数组分的混合体，实验室的测量根本不能精确描述加组分，加组分劈分会较容易拟合实验室测量结果。组分越多，闪蒸计算所需要的时间越多，多一个组分，组分模型总计算时间可能会多出三倍。因此，PVTi 拟合后输出组分到Eclipse模拟器之前可将实验样品含量少，摩尔质量相近的组分进行归并，首先可将摩尔质量同为44g/mol的CO2与C3归并为C3+，其次可将摩尔质量相近的N2与C2归并为C2+，然后可将iC4与nC4归并为C4+，最后可将iC5与nC5归并为C5+。
流体组分的临界压力，临界温度，偏心因子影响饱和压力和液体析出量，所以在拟合饱和压力和液体析出量时可以回归组分的临界压力，临界温度或偏心因子。
组分的体积偏移(Volume Shift)影响Z因子和液体密度，在拟合Z因子和液体密度时回归组分的体积偏移。
在回归时可以让组分的体积偏移取决于组分的临界压力，临界温度，偏心因子，这样调整组分的临界压力，临界温度或偏心因子时也影响Z因子和液体密度。
组分的临界Z因子或临界体积影响LBC的粘度，在用LBC方法计算粘度时要回归组分的临界Z因子或临界体积。注意粘度回归是单独进行的，先把其他测量结果拟合好后再对粘度进行单独回归，粘度回归不影响其他结果。
二元相关系数的回归一定要小心，不合理的回归在进行组分模拟时会导致严重的收敛性问题。
组分的Omega属性也是可以进行回归的。
通常对不同的流体类型采用不同的PVT实验。比如对黑油通常进行差异分离实验(DL)，恒质膨胀实验(CCE)，对凝析气采用等容衰竭实验(CVD)和等组分膨胀实验(CCE)。另外还可能进行分离器实验，如果注气的话会进行一次接触混相实验，多次接触混相实验。
加载岩石物性参数。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在相渗、毛管力曲线不统一的情况，因此需要分断块分区敷设岩石物性曲线。
5)模型压力场初始化。油气藏初始压力分布主要取决于油藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的油气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及不同断块油气界面、油水界面深度，结合油气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块油气水相压力。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在压力场不统一的情况，因此需要分断块分区开展压力场初始化。
6)模型饱和度场初始化。初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用。计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及油水界面、油气界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线来计算。饱和度分布计算中，将油水界面以下的含水饱和度设为在油水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将油气界面以上的含气饱和度设为油气相渗曲线中提供的最大含气饱和度；油气界面以上的含水饱和度为束缚水饱和度；油区含油饱和度为1减束缚水饱和度；过渡带含油、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在饱和度场不统一的情况，因此需要分断块分区开展饱和度场初始化。
7)初始化储量拟合。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在气油、油水界面不统一的情况，需要分断块分层分区敷设不同气油、气水界面，对分断块分层分区的储量分别进行拟合。
8)初始化质量检查。模型在初始状态应该是不发生流动的，如果模型中流体初始条件发生流动，那就意味着初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及油、气地质储量是否随时间变化。特别是非平衡初始化，可能存在没有措施的情况下，静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要考虑采用毛管力标定方法对模型进行处理。
9)衰竭开发阶段历史拟合。建模阶段输入的储层、流体等参数来源于油气藏单井，油气藏绝大部分属性参数都是未知的，因此需要根据油气藏衰竭开发阶段实际生产动态数据修正初始输入参数，这便是油气藏开发阶段历史拟合过程，该过程需要用历史生产动态数据反演储层、流体等参数，使模型计算结果与油气藏开发历史一致。通常同时拟合油藏全区和单井的物质平衡、压力等难以办到，最好将历史拟合过程分解为相对容易的步骤进行。首先搜集、整理、分析油田实测生产历史数据(瞬时产量、压力等)，并导入模型作为观测数据，然后检查模型物质平衡，最后在保证物质平衡的基础上依次检查静压、流压、油压拟合情况。历史拟合的实质是参数调节，这个核心环节不能为了拟合瞬时产量、压力等生产数据而乱调参数，每项参数调节都应有其依据。调参应遵循一定原则，要知道哪些参数可调，可调幅度多大，哪些参数不可调。因此首先应对储层属性、流体高压物性、矿场测试结果等不确定性参数进行敏感性分析，然后结合实验室岩心测试、工程测试及解释(系统试井、不稳定试井、探边测试、干扰测试和产吸剖面测试等)等资料确定历史拟合调参思路，最后依据调参思路逐步进行历史拟合。
历史拟合调参过程，按照优先调节不确定性更大参数的原则；渗透率为不确定性参数，渗透率测试主要来源于测井、不稳定试井解释、现代产量递减分析、岩心分析，其中通过不稳定试井及岩心分析获取的渗透率是比较精确的，但并非所有井都有这两项分析数据，因此属性建模通常是采用单井测井渗透率插值获得的，测井渗透率误差相当大，因此井周围储层渗透率不确定性非常强，井间储层渗透率误差就更大了，因此渗透率修改范围较大，可上下修改范围为±3倍，甚至更多。
相渗曲线为不确定性参数，相对渗透率测试源自室内岩心驱替实验，但由于岩心及室内实验的局限性，并不能完全仿真储层渗流，且储层普遍存在一定非均性。因此相渗曲线也是历史拟合重点调参对象。
水体为不确定性参数，且其不确定性较大。一方面，因为水体较大会导致模型计算速度慢，数模工程师很少像油气藏模拟般用网格化水体建模；另一方面，也没有油田会明知有水，还在水体部位打井，以摸清水体储层物性、水体范围等。因此，可以结合矿场认识，通过建立数值水体、解析水体，并调整水体压力、孔隙度、渗透率、压缩系数、厚度、传导率等参数，拟合油藏生产动态。
净毛比为确定性参数，通常不调整，但测井数据中并非所有井都提供有效厚度，且测井资料与取心资料对比可能存在误差，因此这类资料仍然存在一定不确定性，在储量拟合是可适当调整，可调范围为±30％左右。
对于试井解释数据而言，压力恢复试井解释结果是可靠的，RTA解释结果是不够精确的。通常属性粗化过程孔隙度合并计算是准确的，但渗透率合并计算是比较复杂的，加上测井渗透率精度较低，因此渗透率是不确定性较大的参数，历史拟合需要重点调节，此时应尽量参考压恢试井解释结果与室内岩心实验测试结果，如果没有再参考RTA解释渗透率。
区块累产量拟合时，通常累产量精度拟合为95％左右即可，瞬时产量端点值与历史值相差不是很大即可，为后期单井拟合留下充分的调整空间和避免浪费太多的时间。建议区块拟合时调好相渗曲线，单井拟合阶段不再修改相渗。
10)确定储气库单井合理采气能力。通过单井回压试井求出井产能方程，结合流出动态曲线，求出当前地层、管柱、井口条件限制下，气井协调点(最大)产量。结合携液流量、冲蚀流量、出砂压差等加以约束，预测当前地层压力条件下的合理采气能力。
11)建立储层温度场。根据储层中深实际温度及温度梯度建立储层温度场。
12)敏感性分析注入冷气扰动温度场对流体高压物性参数的影响，进而获取储气库产量、压力等生产动态随温度的变化规律以及渗流场与井控温度场互相影响的变化规律。
13)针对衰竭开发阶段已经历史拟合好并建立了温度场及高压物性参数随温度变化的复杂断块油藏数值模拟模型，开展储气库多周期注采仿真模拟。注气214天，采气120天，其中注气温度设置为地面温度，通常设置为25℃，对于储层温度而言，注入气体为冷气。配产按照步骤10确定的合理采气能力进行限制，并根据储气库上下限压力以及矿场水气比、井底流压、井口油压等实际条件仿真预测储气库120天储气库调峰能力。
实施例1。
步骤1)开展三维精细地质模型构造、属性网格粗化及质量检查。
工区精细地质模型网格数为2946万(412×261×274)，XYZ三方向平均步长分别为20m×20m×0.5m，构造粗化后数模网格数为94万(206×131×35)，XYZ三方向平均步长分别为40m×40m×4m，构造粗化后的网格整体正交性较好(图1-图2所示)，仅在断层附近有少量三角网格，粗化后畸变网格较少，质量检查达标。
构造粗化完后对属性进行了粗化(图3-图4所示)，因为本次数值模拟初始化选择平衡初始化，因此未粗化饱和度属性。首先用算术平均方法粗化净毛比，粗化前净毛比平均值为 0.35，粗化后净毛比平均值为0.35；然后用算术平均方法结合净毛比加权粗化孔隙度，粗化前孔隙度(包含盖层)平均值为0.08，粗化后孔隙度(包含盖层)平均值为0.08；最后用流动计算方法粗化渗透率粗化前渗透率(包含盖层)平均值为19mD，粗化后X/Y方向渗透率 (包含盖层)平均值为18mD，Z方向渗透率取X/Y方向渗透率的1/10，属性模型粗化误差在可接受范围内，质量检查达标。
本模型粗化前精细网格(图5所示)总体积为38.4亿方，粗化后数模网格(图6所示)总体积38.3亿方，误差为0.26％，质量检查达标。
步骤2)开展PVT状态方程拟合。
PVTi相态特征软件提供了许多EOS状态方程，本次PVTi拟合选的用三参数状态方程 PR3(3-Parameter Peng-Robinson)，粘度相关式选的Lohrenz-Bray-Clark方程。此次拟合拿到的PVT实验(表1所示)做到了C7+，共11个组分，C7+组分是大于此组分的无数组分的混合体，实验室的测量根本不能精确描述加组分，加组分劈分会较容易拟合实验室测量结果，本次PVT拟合通过辟分，将加组分辟分为2个重组分。另外，组分模型组分个数对数模计算时间影响十分大。组分越多，闪蒸计算所需要的时间越多。多一个组分，组分模型总计算时间可能会多出三倍。因此，此次PVTi拟合后输出组分到Eclipse模拟器之前将实验样品含量少，摩尔质量相近的组分进行了归并，首先将摩尔质量同为44g/mol的CO2与C3归并为 C3+，其次将摩尔质量相近的N2与C2归并为C2+，然后将iC4与nC4归并为C4+，最后将iC5与nC5归并为C5+。
Figure BDA0003429783220000121
Figure BDA0003429783220000131
表1井流物组分、组成分析数据
结合发明内容中步骤5)到步骤10)的状态方程回归原则，此次拿到的PVT实验报告中只做了差异分离实验(DL)和恒质膨胀实验(CCE)，因此针对这两个实验，进行了流体PVT拟合，饱和压力、气油比、相对体积、原油密度、天然气粘度等拟合结果见图7-图 11所示。
步骤3)加载岩石物性参数。复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在相渗曲线不统一的情况，本工区所在油藏主力小层为3、5、6号小层，其中3号小层是孤立气顶，5号、6号小层是带气顶油藏，通过实验可知，三个小层的相渗曲线差异较大，因此，结合实验结果(图12-图17所示)，将相渗曲线分区赋值(图18所示)，其中含气层位分区号为Code1 (蓝色部分)，5号层中含油层位分区号为Code2(红色部分)，6号层及之下的含油层位分区号为Code3(天蓝色部分)。另外，油气、油水毛管力曲线见图19。
步骤4)模型初始化。
初始化条件(表2)中，参考深度为2260m，参考压力为22.6MPa，不同断块不同层初始化油气、油水界面见表3。不同断块气水界面是与地质工程师一起，结合地质构造、生产动态、测井数据等标定的。压力分布计算，首先是将流体属性部分提供的油气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及不同断块油气界面、油水界面深度，结合油气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块油气水相压力(图20所示)。
流体初始化参数 参数值
参考深度(m) 2260
参考压力(MPa) 22.6
天然气密度(kg/m<sup>3</sup>) 0.94089
原油密度(kg/m<sup>3</sup>) 840
地层水密度(kg/m<sup>3</sup>) 1000
地层水粘度(cP) 0.5
饱和压力(MPa) 22.6
地层原油体积系数(m<sup>3</sup>/m<sup>3</sup>) 1.3752
表2初始化参数值
Figure BDA0003429783220000132
Figure BDA0003429783220000141
表3不同断块初始化油气、油水界面
(2)饱和度分布初始化
初始流体饱和度分布(图21所示)主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用。另外，计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及油水界面、油气界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线(图19)来计算。饱和度分布计算中，将油水界面以下的含水饱和度设为在油水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将油气界面以上的含气饱和度设为油气相渗曲线中提供的最大含气饱和度；油气界面以上的含水饱和度为束缚水饱和度；油区含油饱和度为1减束缚水饱和度；过渡带含油、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。
步骤5)初始化储量拟合
本区块被断层模型分为7个断块，在初始化时按断块、小层分24个区(图23所示)计算拟合了每个断块油、气储量，拟合情况(表4)。其中自由气原始地质储量为9.7×108m3，模型计算储量为9.6×108m3，拟合误差为1.03％；原油原始地质储量为709.2×104t，模型计算储量为713.8×104t，拟合误差为0.65％；溶解气原始地质储量为10.5×108m3，模型计算储量为11.3×108m3，拟合误差为7.62％。
Figure BDA0003429783220000142
Figure BDA0003429783220000151
表4分断块储量拟合表
步骤6)初始化质量检查
模型在初始状态应该是不发生流动的，如果模型中流体初始条件发生流动，那就意味着初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及油、气地质储量是否随时间变化。如果静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要重新检查初始化方法。从下图(图24-图26所示)可以看出，模型空跑20年油气储量、压力是未改变的，流体是未发生流动的，模型是稳定的。
步骤7)油气藏开发阶段历史拟合。结合发明内容中步骤17)到步骤22)的历史拟合调参原则，首先对区块的油、气、水产量及注水量进行拟合，从而保证物质平衡。根据油藏实际生产运行动态，截至2021年2月1日，区块现场实际累产气量3.48×108m3，累产油量33.02×104t，累产水量30.35×104m3，累注水量157.52×104m3；模型计算累产气量3.55×108m3，累产油量32.85×104t，累产水量30.64×104m3，累注水量156.72×104m3，累产气、油、水与累计注入水量误差分别是2.01％、0.51％、0.96％、0.51％，数值模拟软件计算的累计注采量与现场基本保持一致。单井瞬时产量拟合目标是实现单井物质平衡检查，针对单井的静压拟合需根据油田生产运行中测得的静压监测数据进行对比，通过模型计算结果对单井及地质认识进一步修正与完善。完成静压拟合本应再分别拟合流压与油压，但本工区没有流压监测数据，因此流压与油压拟合数据用示意图代替。
①区块物质平衡拟合如图27-图30所示。
②衰竭开发阶段单井物质平衡及压力拟合示例，如图31-图34所示。
步骤8)确定储气库单井合理采气能力。通过回压试井求出井产能方程(式1、式2)，绘制流入动态曲线，通过垂直管流公式(式3)求出井筒管流方程，绘制流出动态曲线。结合流入、流出动态曲线，求出当前地层、管柱、井口条件限制下，气井协调点(最大)产量 (图35)，此次单井合理采气能力确定用的Pipesim软件的节点分析模块开展的，此处用一口井为例进行展示。
二项式产能方程：
Figure BDA0003429783220000161
式中：
Figure BDA0003429783220000162
是平均地层压力，MPa；pwf是井底流压，MPa；A、B分别是层流项系数、紊流项系数；qg是产气量，104m3/d。
指数式产能方程：
Figure BDA0003429783220000171
式中：qg是产气量，104m3/d；C、n分别是系数、指数；pR是平均地层压力，MPa；pwf
是井底流压，MPa。
垂直管流公式：
pwf 2＝pwh 2e2s+1.3243×10-18λqsc 2Tav 2Zav 2(e2s-1)/d5 (3)
式中：pwf是井底流压，MPa；pwh是井口油压，MPa；e是自然常数；λ是摩阻系数； qsc是标准状态下天然气体积流量，m3/d；Tav，井筒平均温度，K；Zav是井筒气体平均偏差系数；s是无因次量；d是油管内径，m。
结合携液流量(式4)、冲蚀流量(式5)等加以约束，协调点产量必须大于临界携液流量，且小于临界冲蚀流量(图36)。基于此预测当前地层压力条件下的合理采气能力。
Turner公式(临界携液流量公式)：
Figure BDA0003429783220000172
式中：qcr是气井临界携液流量，104m3/d；p是压力，MPa；Vcr是临界携液流速，m/s；A是油管面积，m2；Z是气体偏差系数；T是气体绝对温度，K。
Beggs公式(冲蚀流量公式)：
Figure BDA0003429783220000173
式中：qe是气井井口冲蚀流量，104m3/d；d是油管内径，mm；Z是气体偏差系数；T是气体绝对温度，K；γ g是混合气体相对密度；p是油(套)管流动压力，MPa。
步骤9)建立储层温度场。根据储层中深实际温度及温度梯度建立储层温度场(图37 所示)。本油藏储层中深温度为87.8℃，储层温度梯度为3℃/100m。
步骤10)敏感性分析注入冷气扰动温度场对流体高压物性参数的影响。针对五口储气库井(QK1、QK2、QK3、QK4、QK5)以11.21×104m3/d注气214天，20×104m3/d采气120 天，注采平衡期均为15天，设计考虑温度场、不考虑温度场的两个方案。相较于不考虑冷气扰动温度场的方案，由于冷气注入造成井控储层温度下降(图38所示)，这对油气水粘度、密度、比热等高压物性参数造成较大影响，导致注入气量、累产油量下降(图39-图40 所示)，累产水量上升(图41所示)，由于温度对原油粘度影响远比水大，因此，在定产气量生产时，生产压差一定的情况下，原油相对渗流能力大幅下降，水相对渗流能力上升，增加的产水量(图41)大于降低的原油产量(图40)，油藏整体采液量上升，进而导致了地层压力下降(图42所示)。通过敏感分析也可看出，复杂断块油藏储气库注入冷气对生产动态影响不可忽略，否则会对油藏衰竭开发阶段生产历史拟合以及储气库阶段调峰能力预测结果造成较大误差。
步骤11)针对衰竭开发阶段已经历史拟合好并建立了温度场及高压物性参数随温度变化的复杂断块油藏数值模拟模型，开展储气库多周期注采仿真模拟。注气214天，采气120天，其中注气温度设置为地面温度，通常设置为25℃，对于储层温度而言，注入气体为冷气。配产按照实施例1中步骤8确定的合理采气能力进行限制，并根据储气库上下限压力以及矿场水气比、井底流压、井口油压等实际条件仿真预测120天调峰能力。从采气周期调峰能力预测图(Gas in place指储层剩余气储量)可以看出，衰竭开发阶段油藏储气量是单向递减的，改建储气库之后是双向注采的，注气阶段储气库库存量上升，采气阶段储气库库存量下降，周期注采过程稳定后，注气末期上限地层压力对应库存量为18.68亿方，采气末期下限地层压力对应的库存量为10.97亿方，两者之差即为储气库采气周期调峰能力(也称工作气量)，则该储气库周期调峰气量为7.71亿方(图43所示)。
以上仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡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 (7)

1.一种渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，其特征在于包括以下步骤：
步骤一，开展三维精细地质模型网格粗化，实现从地质学精细网格到流体流动模拟网格的较大刻度平均化，加快数模计算速度，主要包含构造粗化和属性粗化；
步骤二，开展PVT状态方程拟合，在气井PVT流体取样，实验室分析井流物组成的基础上，采用ECLIPSE中的PVTi相态特征软件包进行了PVT拟合，预测研究得到油藏地层流体相态特征；
步骤三，模型压力场初始化，油气藏初始压力分布主要取决于油藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的油气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及不同断块油气界面、油水界面深度，结合油气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块油气水相压力；
步骤四，模型饱和度场初始化，初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用；计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及油水界面、油气界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度根据毛管力曲线来计算；
步骤五，初始化储量拟合，复杂断块油藏中被断层完全隔开的断块存在气油、油水界面不统一的情况，需要分断块分层分区敷设不同气油、气水界面，对分断块分层分区的储量分别进行拟合；
步骤六，衰竭开发阶段历史拟合，需要根据油气藏衰竭开发阶段实际生产动态数据修正初始输入参数，用历史生产动态数据反演储层、流体等参数，使模型计算结果与油气藏开发历史一致；
步骤七，确定储气库单井合理采气能力，通过单井回压试井求出井产能方程，结合流出动态曲线，求出当前地层、管柱、井口条件限制下，气井协调点产量；结合携液流量、冲蚀流量等加以约束，预测当前地层压力条件下的合理采气能力；
步骤八，建立储层温度场，根据储层中深实际温度及温度梯度建立储层温度场；
步骤九，敏感性分析注入冷气扰动温度场对流体高压物性参数的影响，进而获取储气库产量、压力等生产动态随温度的变化规律以及渗流场与井控温度场互相影响的变化规律；
步骤十，针对衰竭开发阶段已经历史拟合好并建立了温度场及高压物性参数随温度变化的复杂断块油藏数值模拟模型，开展储气库多周期注采仿真模拟。
2.如权利要求1所述的渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，其特征在于步骤一中，构造粗化首先是在考虑网格走向、井网、加密井分布以及保持储层平面非均质性的前提下进行平面网格粗化，其次是在考虑保留隔层、高渗层以及刻画出逼近真实地层的纵向非均质性的前提下进行纵向网格粗化；属性粗化首先用体积加权粗化净毛比，然后再用净毛比加权结合体积加权粗化孔隙度，最后用流动计算方法粗化渗透率。
3.如权利要求2所述的渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，其特征在于步骤一中，进一步包括有开展粗化网格质量检查，粗化完后需要进行质量检查，主要看两个方面：一是粗化前后网格总体积不应该有明显差别，以防粗化前后模型储量相差太大；二是检查网格形态，以防粗化后网格塌陷、非正交、倾角大原因导致数模计算时间步被截断，模型计算不收敛将大幅降低模型计算速度，并造成模拟结果失真。
4.如权利要求1所述的渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，其特征在于步骤二中，PVTi拟合通常选用三参数状态方程PR3，粘度相关式选的Lohrenz-Bray-Clark方程；PVTi拟合后输出组分到Eclipse模拟器之前将实验样品含量少，摩尔质量相近的组分进行归并，首先可将摩尔质量同为44g/mol的CO2与C3归并为C3+，其次可将摩尔质量相近的N2与C2归并为C2+，然后可将iC4与nC4归并为C4+，最后可将iC5与nC5归并为C5+。
5.如权利要求1所述的渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，其特征在于步骤四中，饱和度分布计算中，将油水界面以下的含水饱和度设为在油水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将油气界面以上的含气饱和度设为油气相渗曲线中提供的最大含气饱和度；油气界面以上的含水饱和度为束缚水饱和度；油区含油饱和度为1减束缚水饱和度；过渡带含油、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。
6.如权利要求1所述的渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，其特征在于步骤五中，历史拟合的实质是参数调节，首先应对储层属性、流体高压物性、矿场测试结果不确定性参数进行敏感性分析，然后结合实验室岩心测试、工程测试及解释资料逐步进行历史拟合；
渗透率为不确定性参数，渗透率修改范围较大，上下修改范围为±3倍；
相渗曲线为不确定性参数，是历史拟合重点调参对象；
水体为不确定性参数，通过建立数值水体、解析水体，并调整水体压力、孔隙度、渗透率、压缩系数、厚度、传导率等参数，拟合油藏生产动态；
净毛比为确定性参数，在储量拟合是适当调整，可调范围为±30％；
渗透率是不确定性较大的参数，历史拟合需要重点调节，此时应尽量参考压恢试井解释结果与室内岩心实验测试结果，如果没有再参考RTA解释渗透率；
区块累产量拟合时，区块拟合时调好相渗曲线，单井拟合阶段不再修改相渗。
7.如权利要求1所述的渗流-温度双场耦合数值模拟预测复杂断块油藏储气库调峰能力方法，其特征在于步骤十中，注气214天，采气120天，其中注气温度设置为地面温度，通常设置为25℃，对于储层温度而言，注入气体为冷气。配产按照步骤七确定的合理采气能力进行限制，并根据储气库上下限压力以及矿场水气比、井底流压、井口油压等实际条件仿真预测储气库120天调峰能力。
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