CN114429085A - 一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法，包括：对目标缝洞单元进行雕刻，确定目标缝洞单元的几何形态模型，基于此，结合针对缝洞单元的钻井和录井资料，得到目标缝洞单元的地质模型；基于地质模型，根据当前雕刻成果和目标缝洞单元的历史产量数据，利用数值模拟技术，对目标缝洞单元的开发生产历史进行拟合，建立目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型；根据初始分布模型，统计模型中各位置处的流体势能，得到目标缝洞单元的流体势能分布模型。本发明提出了针对缝洞型油藏开发的流体势分析模型及表征，为缝洞型油藏的均衡开采的调控技术提供了理论依据。

Description

一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法及系统

技术领域

本发明涉及非常规油气藏能源开发技术领域，尤其是涉及一种用于计算缝洞型油藏流体势的方法及系统。

背景技术

与碎屑岩储层相比，缝洞型储渗介质多样、储集体空间分布离散、流动模式及开发方式具有显著时空差异性。流体势是油藏内部流体所具有的总机械能，是从能量守恒角度来研究地下油气水等流体运移规律的经典理论方法。针对油气成藏中的质量流体势的研究主要集中于：油气运移成藏石油地质学领域。随着油田开发理论及认识的不断深化，流体势开始由油气勘探领域应用到碎屑岩油藏优势渗流通道识别、剩余油预测以及挖潜措施等开发领域，并取得了较好的应用效果。由于缝洞型油藏复杂性，流体势在缝洞型油藏勘探开发中的理论研究与应用未见到公开报道。

虽然，国内外关于孔隙型和裂缝--孔隙型碳酸盐岩储层的研究成果很多，其相应的开发理论也较为成熟。然而，相对于孔隙型和裂缝--孔隙型碳酸盐岩储层，缝洞型储层油藏类型复杂，开发难度更大。由于缝洞型油藏存在孔隙、裂缝和溶蚀孔洞，导致流动形式多样，流动模式复杂，其开发模式和调控策略无法照搬国外裂缝性为主的碳酸盐岩油藏的开发经验。目前，尽管国内已形成了一些针对缝洞型油藏储集体注采井网构建、缝洞型油藏动静态处理计算、缝洞型油藏注水动态分析和流道调整方面的调控技术方法，但各种技术均有其适应性，一方面，来自于方法本身的假设条件，另一方面，来自于资料录取的质量和丰度。

具体来说，现有碳酸岩盐缝洞型油藏开发存在以下问题：由于缝洞型油藏主体的缝洞介质内的流体流动不符合达西渗流规律，使得该类油田开发无法借鉴碎屑岩成熟的开发理论和技术。随着开发深入，油田在开发中逐渐暴露出了以下几项具体问题：①由于奥陶系缝洞型油藏储集体具有强非均质性及油水关系复杂性，油井见水具有突发性和预警难度大的特点，暴性水淹导致的产量递减占比较大；②作为塔河奥陶系缝洞型油藏储渗的主体—溶洞、裂缝以管流为主，油水流动模式多样造成油井开发规律差，以达西定律为理论基础的碎屑岩油藏油藏工程理论方法，不适用缝洞型碳酸盐岩油藏开发动态分析及指标预测；③矿场生产表明，由于地层能量不足造成的产量递减在5-7个百分点，缝洞型油藏开发中后期能量补充方式及技术政策有待深化完善；④由于缝洞型碳酸盐岩油藏复杂地质特征及开发方式造成了水驱机理认识不清、注水受效单一，容易发生水窜，注水失效井逐步增加。

经过了20余年的开发，塔河油田经历了天然能量为主的弹性开发、定容洞穴型单井注水吞吐、以及多井连通缝洞单元的注水驱替开发方式，目前，进入到注气提高采收率推广阶段。由于受限于对缝洞型储集体的静态特征描述精度和缝洞介质复杂流动模式的准确表征，塔河油田所采取的控水稳油、延缓递减等综合调控技术政策以及参数优化策略，缺少系统的理论支撑，矿场实施的效果往往比理论研究的预期效果要低很多。

因此，现有技术中缺少一种能够适用于缝洞型油藏的流体势分布特征分析的方法。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法，所述方法包括：步骤一、对目标缝洞单元进行雕刻，确定所述目标缝洞单元的几何形态模型，基于此，结合针对缝洞单元的钻井和录井资料，得到所述目标缝洞单元的地质模型；步骤二、基于所述地质模型，根据当前雕刻成果和所述目标缝洞单元的历史产量数据，利用数值模拟技术，对所述目标缝洞单元的开发生产历史进行拟合，建立所述目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型；步骤三、根据所述初始分布模型，统计模型中各位置处的流体势能，得到所述目标缝洞单元的流体势能分布模型。

优选地，所述流体势能为多种机械能的总和，其中，所述机械能包括位能、压能、动能、界面能和粘滞力能。

优选地，在对目标缝洞单元进行雕刻步骤中，包括：基于所述目标缝洞单元的三维地震模型，提取缝洞单元体的分频属性、张量属性和空间拆分属性，根据提取到的属性特征，对所述目标缝洞单元内的储集体进行雕刻。

优选地，所述地质模型包括缝洞单元储集体岩溶系统和储层类型信息。

优选地，在所述步骤二中，基于所述地质模型，根据所述当前雕刻成果和所述历史产量数据，建立所述目标缝洞单元的构造形态模型、岩石物理模型、生产动态模型，并利用油藏数值模拟技术进行拟合操作，在所述目标缝洞单元内的单井生产量的拟合率达到预设的拟合合格阈值后，生成所述初始分布模型。

优选地，所述方法还包括：根据所述目标缝洞单元内在空间上的流体势分布特征，确定油井与水井之间的井组连通情况、以及单元中井底处的各类机械能分布特征，优选注采井调控技术。

优选地，在待分析井的井底处流体势能中的动能超过预设的高动能阈值时，以缩小油嘴开度方式，使得采油井动能转换为流体压能；在待分析井的井底处动能小于预设的低动能阈值、并且所述流体势能中的压能超过预设的高压能阈值时，通过提高排液速度，均衡当前井底的流动势能。

另一方面，本发明还提供了一种用于分析缝洞型油藏流体势的系统，所述系统包括：地质模型生成模块，其配置为对目标缝洞单元进行雕刻，确定所述目标缝洞单元的几何形态模型，基于此，结合针对缝洞单元的钻井和录井资料，得到所述目标缝洞单元的地质模型；生产历史拟合模块，其配置为基于所述地质模型，根据当前雕刻成果和所述目标缝洞单元的历史产量数据，利用数值模拟技术，对所述目标缝洞单元的开发生产历史进行拟合，建立所述目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型；流体势能计算模块，其配置为根据所述初始分布模型，统计模型中各位置处的流体势能，得到所述目标缝洞单元的流体势能分布模型。

优选地，所述流体势能为多种机械能的总和，其中，所述机械能包括位能、压能、动能、界面能和粘滞力能。

优选地，所述系统还包括：调控技术选择模块，其配置为根据所述目标缝洞单元内在空间上的流体势分布特征，确定油井与水井之间的井组连通情况、以及单元中井底处的各类机械能分布特征，优选注采井调控技术。

与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：

本发明公开了一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法及系统。本发明在基于缝洞型油藏特殊地质特征及开发方式，推导并建立了缝洞型油藏开发流体势的数学模型通式，提供了一种基于数值模拟结果的缝洞型油藏开发流体势计算方法，同时，丰富和拓展了常规油藏数值模拟结果的应用范围，解决了现有技术中只针对碎屑砂岩油藏，而没有针对缝洞型油藏开发的流体势计算模型及表征方法的技术空白，为缝洞型油藏均衡开采的综合调控技术提供了理论依据。另外，本发明还会根据缝洞型油藏单元的流体势分布特征的分析结果，提出相应的油水井调控措施。由此，对储集空间多样、储层非均质性极强的缝洞型油藏均衡开采来说，具有明显的矿场适用性和实用性，为缝洞型油藏老区单元的综合挖潜和调整提供了一种新技术方向，便于实践并易于推广。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的方法的步骤图。

图2是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的方法的具体流程图。

图3是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的方法的实现原理示意图。

图4是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的系统的模块框图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

另外，附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

与碎屑岩储层相比，缝洞型储渗介质多样、储集体空间分布离散、流动模式及开发方式具有显著时空差异性。流体势是油藏内部流体所具有的总机械能，是从能量守恒角度来研究地下油气水等流体运移规律的经典理论方法。针对油气成藏中的质量流体势的研究主要集中于：油气运移成藏石油地质学领域。随着油田开发理论及认识的不断深化，流体势开始由油气勘探领域应用到碎屑岩油藏优势渗流通道识别、剩余油预测以及挖潜措施等开发领域，并取得了较好的应用效果。由于缝洞型油藏复杂性，流体势在缝洞型油藏勘探开发中的理论研究与应用未见到公开报道。

虽然，国内外关于孔隙型和裂缝--孔隙型碳酸盐岩储层的研究成果很多，其相应的开发理论也较为成熟。然而，相对于孔隙型和裂缝--孔隙型碳酸盐岩储层，缝洞型储层油藏类型复杂，开发难度更大。由于缝洞型油藏存在孔隙、裂缝和溶蚀孔洞，导致流动形式多样，流动模式复杂，其开发模式和调控策略无法照搬国外裂缝性为主的碳酸盐岩油藏的开发经验。目前，尽管国内已形成了一些针对缝洞型油藏储集体注采井网构建、缝洞型油藏动静态处理计算、缝洞型油藏注水动态分析和流道调整方面的调控技术方法，但各种技术均有其适应性，一方面，来自于方法本身的假设条件，另一方面，来自于资料录取的质量和丰度。

因此，为了解决上述技术问题，本发明提出了一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法及系统。该方法及系统首先针对目标缝洞单元进行地质几何形态模型的构建、以及结合历史井的钻井及录井资料建立地质模型；而后，根据目标缝洞单元内的历史油井产量数据，利用数值模拟技术，对目标缝洞单元地质模型的开发生产历史进行数值拟合，以将三维的地质模型转换为数值网格化模型，得到关于目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型；最后，根据上述初始分布模型内的压力场、含油饱和度和流体速度数据分布特征，统计模型中各网格位置处的流体势能，从而得到目标缝洞单元的流体势能分布特征。这样，本发明针对缝洞型油藏地质开发特征，从油藏流体势能角度计算缝洞单元内不同位置处的流体势能分布特征，本发明丰富和拓展了常规油藏数值模拟结果的应用范围，解决了现有技术中只针对碎屑砂岩油藏进行流体势能研究的问题。

另外，本发明利用目标缝洞单元的流体势能分布特征数据，从能量转化角度，提出相应的均衡开采的油水井调控措施。由此，本发明对储集空间多样、储层非均质性极强的缝洞型油藏均衡开采和调整提供了一种新技术，便于实践并易于推广。

图1是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的方法的步骤图。步骤S110对目标缝洞单元进行雕刻，确定目标缝洞单元的几何形态模型，而后根据已构建的几何形态模型，结合针对目标缝洞单元的钻井和录井资料，得到目标缝洞单元的地质模型。在步骤S110中，首先对目标缝洞单元内的储集体进行结构雕刻处理，从而得到关于目标缝洞单元的三维几何形态模型。需要说明的是，在本发明实施例中，目标缝洞单元为当前需要进行流体势能评价的缝洞单元。而后，步骤S110会从当前目标缝洞单元内已完成钻井的历史井中，获取这些历史井的钻井资料和录井资料，基于这些资料将上述几何形态模型转换成含有目标缝洞单元岩溶系统类型分布特征和储层类型分布特征信息在内的地质模型。

步骤S120基于步骤S110得到的地质模型，根据当前雕刻成果和目标缝洞单元的历史产量数据，利用数值模拟技术，对目标缝洞单元的开发生产历史进行拟合，建立目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型。在步骤S120中，根据步骤S110得到的目标缝洞单元的地质雕刻成果和目标缝洞单元的历史产油量及产水量数据(此处的油井产量数据为目标缝洞单元内所有生产井的历史产量数据)，利用数值模拟技术，基于目标缝洞单元的地质模型对目标缝洞单元的开发生产历史进行数值拟合(也就是说，需要基于地质模型，对目标缝洞单元不同时刻、不同油藏位置处的产油及产水情况进行拟合)，建立所述目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型，从而进入到步骤S130中。其中，初始分布模型是一种网格化的三维数值模型，分别展示了目标缝洞单元内各个网格位置处的油藏压力数据分布特征、含油饱和度数据分布特征和流体速度数据分布特征等。

步骤S130根据步骤S120得到的初始分布模型及其内部展示的各类信息，统计初步分布模型中每个网格位置处的流体势能，得到目标缝洞单元的流体势能分布模型。在步骤S130中，根据初始分布模型中各个网格位置内的油藏压力数据、含油饱和度数据、流体速度数据、当前网格所处目标缝洞单元空间的位置数据、流体密度数据、当前网格位置所属的储层类型(储集体类型)等信息，计算出各网格位置处的总机械能(即流体势能)，从而得到表征目标缝洞单元的流体势能在不同单元位置处的分布特征的模型(即流体势能分布模型)。

进一步，为了对模型内各网格位置处的流体势能进行全面而准确的分析，在本发明实施例中，流体势能包括：位能、压能、动能、界面能和粘滞力能。具体地，位能为流体密度及单位体积流体在垂向深度位置处所引起的因位置变化而产生的能量。压能是指油藏(网格)中单位体积内流体所受地层压力而具有的能量。动能是因流体流动产能的能量。界面能是依存于油水两相不互溶界面处由于界面张力产生的附加能量。粘滞力能为流体内部相互接触的流层之间的内摩擦力而产生的粘滞力所具有的能量。

由此，本发明通过上述步骤S110～步骤S130深入分析了目标缝洞单元的各类机械能量的分布情况，对数值模拟结果的应用范围进行了扩展，并且，提出了一种适用于储层结构复杂的碳酸盐岩缝洞型油藏的流体势分析方案，为缝洞型油藏均衡开采的综合调控技术提供了理论依据。

图2是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的方法的具体流程图。图3是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的方法的实现原理示意图。下面参考图2和图3，对本发明实施例所述的用于分析缝洞型油藏流体势的方法(以下简称“流体势分析方法”)。

如图2所示，步骤S201对目标缝洞单元进行地质雕刻，确定目标缝洞单元的几何形态三维模型。在步骤S201中，需要先获取到目标缝洞单元的高精度全方位的三维地震模型，运用Petrel软件中的Geophyics模块，提取目标缝洞单元体的分频属性、张量属性、空间拆分属性等属性信息，从而根据这些属性信息，对目标缝洞单元内的储集体进行缝洞结构雕刻，确定缝洞单元的储层几何形态，而后进入到步骤S202中。

步骤S202基于步骤S201所生成的几何形态三维模型，根据目标缝洞单元内各历史井的钻井资料和录井资料，构建目标缝洞单元的三维地质模型。在步骤S202中，需要结合目标缝洞单元的所有的钻井资料和录井资料，对目标缝洞单元的岩溶背景体系及内部的缝洞结构在单元三维空间上的分布情况进行分析，确定目标缝洞单元的三维地质模型。另外，本发明实施例中的三维地质模型除了需要参考钻井资料和录井资料外，还可以在此基础上，参考目标缝洞单元内各历史井的取芯实验结果、试井资料等等，本发明对此不作具体限定，本领域技术人员可根据地质模型的实际精度、所需展示的数据类型等需求进行调整。

在本发明实施例中，目标缝洞单元的三维地质模型包括：缝洞单元储集体岩溶系统和储层类型信息。缝洞单元储集体岩溶系统信息是指目标缝洞单元内储集体所在地质岩溶背景的体系类型。岩溶系统信息选自断控岩溶、风化壳岩溶和复合岩溶中的一种或几种的组合。储层类型信息包括：目标缝洞单元内不同储集体的空间分布位置、以及每个储集体所属的储层类型。每个储集体所属的储层类型选自半填充缝洞储集体、酸压裂缝和未填充裂缝中的一种。

在得到目标缝洞单元的三维地质模型后，进入到步骤S203中。步骤S203基于步骤S202构建的三维地质模型，根据步骤S201得到的储层雕刻成果和目标缝洞单元所有生产井的历史产量数据，建立目标缝洞单元的构造形态模型、岩石物理模型、生产动态模型，并利用油藏数值模拟技术进行拟合操作。在步骤S203中，会先根据步骤S201得到的储层雕刻成果、原油和地层水等实验室化学分析数据、以及历年产油产水生产资料，基于步骤S202得到的三维地质模型，来建立针对目标缝洞单元的构造形态模型、岩石物理模型和生产动态模型；而后，根据这些新建立的模型，将目标缝洞单元所有生产井的历史产油量及产水量数据作为拟合目标，利用油藏数值模拟技术，通过不断调整油藏渗透率等属性来对目标缝洞单元在(截止到)当前生产开发阶段下的油藏区块在不同时刻的区块生产历史、以及区块内不同位置的单井在不同时刻的(单井)生产历史与真实历史数据进行数值拟合模拟，从而建立了针对目标缝洞单元的初始分布(数值)模型。其中，初始分布数值模型是一种将三维目标缝洞单元进行网格化的模型，每个立体网格中均能够得到油藏压力数据、流体流速数据、流体含油饱和度数据、当前网格所属储集体的储层类型、当前网格在三维目标缝洞单元的位置、流体密度等特征信息。这样，便可将初始分布数值模型中各网格位置内所包含的各类特征信息作为计算相应网格位置流体势能的数据基础，从而进入到步骤S204中。

在数值拟合过程中，应用Eclipse油藏数值模拟软件对目标缝洞单元的生产历史数据进行模拟计算，通过不断调整油藏渗透率等属性来对模拟所得的生产指标与真实的历史数据进行拟合，当目标缝洞单元内的单井生产量的拟合率达到预设的拟合合格阈值后，则表明当前拟合操作达到精度要求。此时，可以获得反映油藏地下情况的油藏压力场、含油饱和度场、含水饱和度场和流体速度场的初始分布模型。其中，在本发明实施例中，上述拟合合格阈值优选为85％。

步骤S204根据初始分布数值模型中各网格位置内所包含的各类特征信息，计算模型中每个网格位置的流体势能(总机械能)，从而得到表征目标缝洞单元流体势能空间分布特征的初始分布数值模型。在本发明实施例中，由于每个网格位置的流体势能的计算方法均相同，故针对一个网格位置的流体势能计算过程进行说明。

具体地，在步骤S204中，需要分别计算出当前网格的流体位能、流体压能、流体动能、界面能和流体粘滞力能，而后，将当前网格的各类机械能量的计算结果进行求和处理后，便得到了当前网格的总机械能。

进一步，在本发明实施例中，需要根据当前网格对应的单位体积流体密度、网格位置，计算当前网格的流体位能(第一类机械能)。其中，当前网格的流体位能按照如下表达式计算：

E_Z＝ρgz (1)

其中，Ez表示流体位能，单位为J；ρ表示流体密度，单位为kg/m³；g表示重力加速度，9.8m/s²；z表示当前网格相对于基准面的深度，单位为m。

进一步，在本发明实施例中，需要根据当前网格对应的流体所受地层压力、单位体积内的流体密度，计算当前网格的流体压能(第二类机械能)。其中，当前网格的流体压能按照如下表达式计算：

其中，Ep表示流体压能，单位为J；p表示地层压力，单位为MPa。

进一步，由于油藏网格中流体所具有的动能值与油藏中单位体积流体密度和速度平方呈正相关关系，因此，在本发明实施例中，需要根据当前网格对应的单位体积内的流体密度、流体流动速度，计算当前网格的流体动能(第三类机械能)。其中，当前网格的流体动能按照如下表达式计算：

其中，Ev表示流体动能，单位为J；v表示油藏网格中的流体流动速度，单位为m/s。针对碳酸盐岩缝洞型缝洞单元来说，每个网格内的流体流速与该网格所在储集体的储层类型而确定的，由于不同的储集体类型所对应的流动类型是不同的，故在计算不同储层类型的网格流体流速时，需要选择不同的流体流速计算方法。

具体地，若当前网格所在的储集体的储层类型为半填充缝洞储集体，则按照如下表达式计算该网格内流体的流速：

其中，K表示当前网格对应的地层渗透率，单位为mD；μ表示流体黏度，单位为Pa·s；

表示相邻两个网格的流体势差，单位为J。

若当前网格所在的储集体的储层类型为大型酸压裂缝或未填充裂缝，则按照如下表达式计算该网格内流体的流速：

其中，β表示的Forchheimer系数。

进一步，在本发明实施例中，需要根据当前网格对应的油水界面张力、界面的静润湿角，计算当前网格的界面能(第四类机械能)。其中，当前网格的界面能按照如下表达式计算：

其中，Eσ表示界面能，单位为J；σ表示油水界面张力，单位为mN/m；θ表示油水界面的静润湿角，单位为°；r表示当前网格内所有孔隙的平均孔喉半径，单位为m。

进一步，在本发明实施例中，需要根据当前网格对应的单位体积流体密度、流体粘度和流体流动速度，计算当前网格的粘滞力能(第五类机械能)。其中，当前网格的粘滞力能按照如下表达式计算：

其中，E_η表示粘滞力能，单位为J；η表示流体粘度，单位为mPa·s；y表示相邻两层网格的流体的垂向距离，单位为m。

由此，在分别计算完当前网格的五类机械能后，对这五类机械能的计算结果进行求和后，便得到了当前网格对应的流体势能(表达式)。

也就是说，在本发明实施例中，根据初始分布模型中各个网格位置内所包含的各类特征信息，利用预设的流体势能计算模型，计算出每个网格对应的流体势能。其中，流体势能计算模型利用如下表达式表示：

其中，Φ表示流体势能。最后，在将上述表达式(1)～表达式(7)代入表达式后，从而针对每个网格均列出了相应的流体势能表达式，进一步通过求解流体势能梯度的方法，来得到每个网格的流体势能。

这样，通过上述表达式(1)～表达式(8)，能够由步骤S203得到的三维初始分布数值模型，直接转换成三维流体势能分布模型，并展示出目标缝洞单元内不同位置(不同立体网格)处流体势能的分布特征。

另外，为了拓展流体势能分布特征模型的应用范围，本发明在得到基于数值模拟结果而建立的适用于缝洞型油藏的流体势能分布特征表征模型(流体势能分布模型)后，根据该模型所表征的目标缝洞单元的流体势能分布特征，为目标缝洞单元内选择用于进行均衡开采的注采调控措施，以提高目标缝洞单元的采收率。

进一步，本发明实施例所述的流体势分析方法还包括(步骤S140)：根据目标缝洞单元内在空间上的流体势分布特征，分析油井与水井之间的井组连通情况、以及目标缝洞单元中井底处的各类机械能分布特征，优选相适应的注采井调控技术。

在优选适应当前目标缝洞单元的注采井调控技术中，需要先获取到步骤S130得到的三维流体势能分布模型的三维显示图、纵向剖面图及水平剖面图，明确目标缝洞单元内油井与水井之间的连通关系，并对单元内各个流体势能分布情况进行分析(包括：分析动能分布情况、分析位能分布情况、分析压能分布情况、分析界面能分布情况、分析粘滞力能分布情况以及总机械能分布情况)，从而分别确定出流体势能及各类机械能的高值区、低值区。

其中，在对各类能量的高值区、低值区进行分析时，根据目标缝洞单元内相应类别的能量分布特征数据，将相应类别能量数据中属于当前机械能类别对应的预设第一阈值范围的所有网格所在的区域标记为高值区，并相应类别能量数据中属于当前机械能类别对应的预设第二阈值范围的所有网格所在的区域标记为低值区。在本发明实施例中，每类机械能都对应有相应的第一阈值范围和第二阈值范围，以便对每类机械能特征均进行高值区和低值区的分析。

在完成目标缝洞单元的特征分析后，需要根据目标缝洞单元的流体势能分布特征，来为目标区域内的每个生产井选择出与该特征相适应的调控措施，从而实现整个目标缝洞单元的均衡开采。在本发明实施例中，调控措施包括：控液、提液、引流等油水井调控措施。控液(油水混合液)调控是三维流体势能分布模型中所展示出的目标缝洞单元内不同位置处流体势能的分布特征，降低位于高水势区生产井的日产水量，降低水相动能，保证底水均衡抬升，将水体压能和动能转为油藏压能，合理利用油藏油水流体势能。提液调控是选择水源井或位于水侵路径高含水井作为排采井，通过提高当前排采井的日产水量，从而减缓油藏内流向受效采油井的水侵速度，降低受效油井含水上升率，继而改善油井开发效果。引流调控则是针对1口注水井对应2口以上受效油井的井组，一方面，降低位于主水窜通道受效油井的产液强度，同时人为提高位于次级通道采油井的产液量，改变固有水线，将注水动能转化为油相动能，以达到启动未动用剩余油的目的。

进一步，在本发明实施例中，在待分析井的井底处流体势能中的动能超过预设的高动能阈值时，以缩小油嘴开度方式，使得采油井的井底流体动能转换为流体压能。具体地，针对井底处的流体势能中的动能出现高值的井，通常属于底水连通能量欠充足的井组，需要通过缩嘴等工作制度的调整，完成控液调控策略，实现降低采油井的井底动能的同时，对油藏内部水锥进行压制，并且，降低油井含水率，并使其转化为缝洞单元的压能，从而延长目标缝洞单元的无水采油期。例如：若某缝洞单元中TK653井的井底处动能明显高值，该井含水率较高，因此，通过控液调控(例如：调整底水40m³/d降低到20m³/d)，将流体动能转化为流体压能。

进一步，在本发明实施例中，在待分析井的井底处动能小于预设的低动能阈值、并且该井底处的压能超过预设的高压能阈值时，通过提高排液速度，均衡当前井底的总流动势能。具体地，针对井底处的动能小于上述低动能阈值、并且该井底处的压能超过上述高压能阈值的井，通常属于底水连通能量较充足的井组，需要通过加大高含水井的排液速度，将高压能量转化为水体动能、位能，减低整个缝洞单元内水相的机械能，增加油相的机械能，恢复或提高油井产能。例如：若某缝洞单元中TK628井的井底处的动能较低、且压能较高时，通过提液(由30m³/d提高到50m³/d)调控措施，均衡油藏总流体势，从而实现均衡开采。

进一步，在本发明实施例中，针对目标缝洞单元因主通道和次级通道导流能力不同而产生一注多采现象发生的井组，通过将注入水引流到当前井组内井底压力较低的生产井处的方式，将注入水压能转换为原油位能和动能。具体地，针对目标缝洞单元因主通道和次级通道导流能力不同而产生一注多采现象发生的井组，通过提高次级通道沟通的油井产液速度，将注入水引流到低受效油井，将注入水压能转化为油位能和油动能，从而实现目标缝洞单元的均衡开采。

另一方面，本发明基于上述用于分析缝洞型油藏流体势的方法，还提出了一种用于分析缝洞型油藏流体势的系统。图4是本申请实施例的用于分析缝洞型油藏流体势的系统的模块框图。如图4所示，本发明所述的用于分析缝洞型油藏流体势的系统(简称“流体势分析系统”)，包括：地质模型生成模块41、生产历史拟合模块42和流体势能计算模块43。

进一步，地质模型生成模块41按照上述步骤S110所述的方法实施，配置为对目标缝洞单元进行雕刻，确定目标缝洞单元的几何形态模型，基于此，结合针对缝洞单元的钻井和录井资料，得到目标缝洞单元的地质模型。生产历史拟合模块42按照上述步骤S120所述的方法实施，配置为基于地质模型生成模块41输出的地质模型，根据当前雕刻成果和当前目标缝洞单元的历史产量数据，利用数值模拟技术，对当前目标缝洞单元的开发生产历史进行拟合，建立目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型。流体势能计算模块43按照上述步骤S130所述的方法实施，配置为根据生产历史拟合模块42输出的初始分布模型，统计模型中各位置处的流体势能，得到目标缝洞单元的流体势能分布模型。

进一步，在本发明实施例中，流体势能为多种机械能的总和，其中，机械能包括位能、压能、动能、界面能和粘滞力能。

另外，上述流体势分析系统还包括：调控技术选择模块44。其中，调控技术选择模块44按照上述步骤S140所述的方法实施，配置为根据目标缝洞单元内在空间上的流体势分布特征，确定油井与水井之间的井组连通情况、以及单元中井底处的各类机械能分布特征，优选注采井调控技术。

本发明公开了一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法及系统。该方法及系统包括：通过深入分析目标缝洞单元的岩溶背景及内部缝洞结构，构建典型单元的三维地质模型，并且应用油藏数值模拟技术，拟合待评价单元区块、单井生产历史，建立目前开发阶段下目标缝洞单元的油藏地层压力、流体饱和度和网格速度三维模型；根据目标缝洞单元的岩溶背景和储集层类型、以及油井产出流体数据，选择相应的能量计算公式，计算缝洞单元位能、压能、动能、界面能和粘滞力能，应用缝洞油藏开发流体势计算模型，并计算各网格位置的总机械能。这样，本发明在基于缝洞型油藏特殊地质特征及开发方式，推导并建立了缝洞型油藏开发流体势的数学模型通式，提供了一种基于数值模拟结果的缝洞型油藏开发流体势计算方法，同时，丰富和拓展了常规油藏数值模拟结果的应用范围，解决了现有技术中只针对碎屑砂岩油藏，而没有针对缝洞型油藏开发的流体势计算模型及表征方法的技术空白，为缝洞型油藏均衡开采的综合调控技术提供了理论依据。

另外，本发明还会根据不同时刻、不同部位流体势分布特征及高低分布特征，提出相应的控液、提液、引流和扰流等油水井调控措施。由此，依据本发明提供的调控方法，对储集空间多样、储层非均质性极强的缝洞型油藏均衡开采来说，具有明显的矿场适用性和实用性，为缝洞型油藏老区单元的综合挖潜和调整提供了一种新技术方向，便于实践并易于推广。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。

说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。

虽然本发明所披露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种用于分析缝洞型油藏流体势的方法，其特征在于，所述方法包括：

步骤一、对目标缝洞单元进行雕刻，确定所述目标缝洞单元的几何形态模型，基于此，结合针对缝洞单元的钻井和录井资料，得到所述目标缝洞单元的地质模型；

步骤二、基于所述地质模型，根据当前雕刻成果和所述目标缝洞单元的历史产量数据，利用数值模拟技术，对所述目标缝洞单元的开发生产历史进行拟合，建立所述目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型；

步骤三、根据所述初始分布模型，统计模型中各位置处的流体势能，得到所述目标缝洞单元的流体势能分布模型。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述流体势能为多种机械能的总和，其中，所述机械能包括位能、压能、动能、界面能和粘滞力能。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，在对目标缝洞单元进行雕刻步骤中，包括：

基于所述目标缝洞单元的三维地震模型，提取缝洞单元体的分频属性、张量属性和空间拆分属性，根据提取到的属性特征，对所述目标缝洞单元内的储集体进行雕刻。

4.根据权利要求1～3中任一项所述的方法，其特征在于，所述地质模型包括缝洞单元储集体岩溶系统和储层类型信息。

5.根据权利要求1～4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤二中，

基于所述地质模型，根据所述当前雕刻成果和所述历史产量数据，建立所述目标缝洞单元的构造形态模型、岩石物理模型、生产动态模型，并利用油藏数值模拟技术进行拟合操作，在所述目标缝洞单元内的单井生产量的拟合率达到预设的拟合合格阈值后，生成所述初始分布模型。

6.根据权利要求1～5中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

根据所述目标缝洞单元内在空间上的流体势分布特征，确定油井与水井之间的井组连通情况、以及单元中井底处的各类机械能分布特征，优选注采井调控技术。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，

在待分析井的井底处流体势能中的动能超过预设的高动能阈值时，以缩小油嘴开度方式，使得采油井动能转换为流体压能；

在待分析井的井底处动能小于预设的低动能阈值、并且所述流体势能中的压能超过预设的高压能阈值时，通过提高排液速度，均衡当前井底的流动势能。

8.一种用于分析缝洞型油藏流体势的系统，其特征在于，所述系统包括：

地质模型生成模块，其配置为对目标缝洞单元进行雕刻，确定所述目标缝洞单元的几何形态模型，基于此，结合针对缝洞单元的钻井和录井资料，得到所述目标缝洞单元的地质模型；

生产历史拟合模块，其配置为基于所述地质模型，根据当前雕刻成果和所述目标缝洞单元的历史产量数据，利用数值模拟技术，对所述目标缝洞单元的开发生产历史进行拟合，建立所述目标缝洞单元的包括油藏压力场、含油饱和度场和流体速度场的初始分布模型；

流体势能计算模块，其配置为根据所述初始分布模型，统计模型中各位置处的流体势能，得到所述目标缝洞单元的流体势能分布模型。

9.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述流体势能为多种机械能的总和，其中，所述机械能包括位能、压能、动能、界面能和粘滞力能。

10.根据权利要求8或9所述的系统，其特征在于，所述系统还包括：

调控技术选择模块，其配置为根据所述目标缝洞单元内在空间上的流体势分布特征，确定油井与水井之间的井组连通情况、以及单元中井底处的各类机械能分布特征，优选注采井调控技术。

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