CN116861714B - 一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法 - Google Patents

一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法，属于油气开采技术领域。该方法包括以下步骤：基于已有井组的地质模型和生产资料，建立注采井组的精细数值模拟模型；基于精细数值模拟模型进行模拟注采，利用流线技术和网格追踪技术，获取不同流线密度下的井控体积曲线，选取该曲线的拐点对应的井控体积作为有效井控体积，并获取有效井控体积对应的网格模型；基于网格模型进行模拟注采，获取注采过程中任一时刻不同注入水饱和度下的波及体积曲线，选取该曲线的拐点对应的波及体积作为有效水驱波及体积；基于有效井控体积和有效水驱波及体积计算水驱波及程度。本发明基于特定方法来获取水驱波及程度，随意性弱，得到的水驱波及程度具有唯一性。

Description

一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法
技术领域
本发明涉及油气开采技术领域，具体为一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法。
背景技术
在塔河油田缝洞型油藏中，岩溶孔洞系统和岩溶裂缝系统十分发育，其空间结构十分复杂，内部流体流动规律多样化，且孔隙介质的发育随机性极强。在缝洞油藏的多样化介质中，主要的流动和储集空间是溶蚀洞穴、溶蚀孔隙，大范围的岩溶裂缝起到沟通溶蚀孔洞的作用，是流体流动的主要空间，然而裂缝介质的分布随机性强，物性非均质强，多尺度裂缝并存，对油藏的波及效率产生较大影响。
水驱波及程度（系数）是指注入工作剂在油层中的波及程度，也就是说被工作剂驱洗过的油层体积或面积占油层总体积或面积的百分数。砂岩油藏平面响应较为明显，可以利用面积对水驱波及程度进行计算，但是缝洞型油藏单个缝洞体规模有限，并且埋藏深度大，平面响应范围非常有限，主要以纵向响应为主，因此缝洞型油藏多采用体积对水驱波及程度进行计算。缝洞型油藏现有的水驱波及程度计算方法有：动态分析法、物质平衡法、试井分析法，这些方法在计算过程中主要存在两个问题：（1）计算所需参数较多，计算过程较为复杂，由于缝洞型油藏存在“一洞一藏”现象，即一个缝洞体油藏内油水界面一致，溶洞及其周边的裂缝构成一个单独的缝洞单元，导致在计算过程中，同一个区块存在不同缝洞单元时，计算公式不一定适用于这一区块的所有缝洞单元，需要对公式进行多次拟合计算，增加工作量及扩大了误差范围；（2）这些公式不适用于缝洞体垂向裂缝沟通暗河的情况，裂缝沟通暗河时，注入水会沿着断裂流向暗河；因此缝洞油藏多采用数值模拟的方法来对水驱波及程度进行计算。
目前使用最多的方法为RFD(tNavigator)提供的方法：水驱波及体积为注入水所在的网格单元孔隙体积之和与模型总网格单元孔隙体积之和的比。这种方法存在两个问题：（1）对于注入水所在的网格单元孔隙体积之和：该方法计算的注入水所在的网格单元孔隙体积，与示踪剂所占网格单元数量有关，无论示踪剂在网格单元中的占比多小，只要示踪剂到达该网格单元，该网格单元的孔隙体积就会被计算入内，这一做法会导致放大了注入水所在的网格单元孔隙体积之和；（2）对于模型总网格单元孔隙体积：首先不同的建模工程师在进行建模或模型切割时，人为主观随意性大，无法对网格单元体积进行限定，导致误差较大；其次，在建立模型时是以区块为单元进行模型建立的，但缝洞油藏的特殊性在于一个缝洞体即为一个独立的油藏，就会导致在计算某个单元的水驱波及程度时，将整个区块的网格单元孔隙体积都计算入内，导致总孔隙体积偏大；最后，在模型建立的时候，可能会额外产生一些对注采井间流动没有影响的网格单元，如连通关系建立的不好导致不参与流动的网格单元或者属性关系较差的无效网格单元，这些网格单元的存在就会导致模型总网格单元孔隙体积计算值偏大。
发明内容
为解决至少一种上述问题，本发明提供了一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法。
本发明的技术方案如下：一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法，包括如下步骤：
基于已有井组的地质模型和生产资料，建立注采井组的精细数值模拟模型；
基于所述精细数值模拟模型进行模拟注采，采油井见水时，利用流线技术和网格追踪技术，获取不同流线密度下的井控体积曲线，选取所述不同流线密度下的井控体积曲线的拐点对应的井控体积作为有效井控体积V1，并获取有效井控体积对应的网格模型S；
基于所述网格模型S进行模拟注采，获取注采过程中任一时刻不同注入水饱和度下的波及体积曲线，选取所述不同注入水饱和度下的波及体积曲线的拐点对应的波及体积作为有效水驱波及体积V2；其中，不同注入水饱和度下的波及体积曲线中，波及体积为水驱前缘波及体积与非水驱前缘波及体积之和；
基于有效井控体积和有效水驱波及体积，计算水驱波及程度E：E=V2/V1。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
（1）现有技术中确定井控体积时随意性强，本发明利用井控体积随流线密度变化曲线的拐点值来获取井控体积，极大地降低了人为主观因素对井控体积的影响。
（2）现有技术中确定水驱波及体积时随意性强，本发明利用水驱波及体积随前缘注入水饱和度截断值变化曲线的拐点值来获取水驱波及体积，极大地降低了人为主观因素对水驱波及体积的影响。
（3）本发明确定的井控体积、水驱波及体积具有唯一性，因此，由其获得的水驱波及程度也具有唯一性，为不同井组水驱波及程度的比较提供了科学依据。
附图说明
图1为初始地质模型；
图2为流线密度为0.05m3/d/line时模型平面图；
图3为不同流线密度下的井控体积曲线；
图4为注入水前缘饱和度大于0.2时的水驱波及体积平面图；
图5为注入水前缘饱和度大于0.1时的水驱波及体积平面图；
图6为不同注入水饱和度下的波及体积曲线图。
具体实施方式
下面结合实施例及附图，对本发明作进一步地的详细说明。
为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，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方式，都属于本发明保护的范围。
本实施例中模型缝洞单元内的注采井组为一注一采，确定其水驱波及程度的方法包括如下步骤：
S1、基于已有井组的地质模型和生产资料，建立注采井组的精细数值模拟模型；
地质模型是指含有完整构造和属性的地质模型，该模型为本领域常见模型，因此在此对其构建方法不予赘述；生产资料包括：生产数据、压力数据、测试数据和施工数据，这些数据为生产过程中的常见数据，收集难度低。同时，精细数值模拟模型的建立方法同样属于本领域常规知识，因此在此对其具体构建方法不予赘述。
通常来讲，在本实施例中，计算的是由一口注水井和一口采油井组成的井组的水驱波及程度，但是在初始地质模型中，通常是建立同一区块的模型，因此，本实施例中，需要在初始地质模型中截取需要的地质模型，且所截取的地质模型的范围尽量大于油藏工程计算的井控体积范围。而油藏工程计算的井控体积属于本领域常识，因此本领域技术人员可以根据实际情况截取所需的地质模型。本实施例中，初始地质模型如图1所示。
本实施例中，建立的精细数值模拟模型中总网格数量34012个，网格总体积为1.34×108 m3。
S2、基于所述精细数值模拟模型进行模拟注采，采油井见水时，利用流线技术和网格追踪技术，获取不同流线密度下的井控体积曲线，选取所述不同流线密度下的井控体积曲线的拐点对应的井控体积作为有效井控体积V1，并获取有效井控体积对应的网格模型S；
具体的，基于精细数值模拟模型中网格的大小，设置流线密度，并进行注采模拟；
在该过程中，首先需要确定注采模拟的时间。对于不同的井组，其模拟注采的时间不同：对于采油井已经见水的井组，模拟时间为整个历史生产时间，在模拟过程中，对整个历史生产数据进行拟合，使得拟合结果和实际生产结果基本相同；对于采油井未见水的井组，则在对其历史生产过程进行模拟后，还需要按照现有的生产策略继续进行预测生产，直至该井组的采油井见水。
同时，对于流线密度来讲，其大小和网格大小有关，网格越小，则流线密度越小，通常流线密度的范围为0.001-10 m3/d/line。
采油井见水时，基于流线技术和网格追踪技术，计算整个注采过程中，流线穿过的曲线所有网格的体积，即为累计动用体积；所述网格体积的计算方法为V1=∑(Dx×Dy×Dz)，Dx为网格X方向大小，Dy为网格Y方向大小，Dz为网格Z方向大小；
将流线密度大于第一特定值的网格的累计动用体积视为井控体积，改变第一特定值的大小并绘制不同流线密度下的井控体积曲线，计算该不同流线密度下的井控体积曲线的拐点；参见图2，其中，图2示出了流线密度为0.01m3/d/line时的井控体积，其网格数为19564，网格总体积为7.68×107 m3。最终绘制出的不同流线密度下的井控体积曲线如图3所示，图3中，其拐点为0.01，该拐点对应的井控体积为7.68×107m3。此处所指的第一特定值，其初始值为随机选取的一个流线密度值，在后续过程中，通过增大或者减小其初始值获得新的第一特定值，之所以用“第一特定值”的名称，是为了将此处选取的流线密度值和常规的流线密度值进行区分。
将不同流线密度下的井控体积曲线的拐点所对应的波及体积作为有效井控体积，如前所述，有效井控体积为7.68×107m3。
同时，对于一个区块模型来讲，其通常是由多个井组组成，模型的体积较大，网格数量较多，有很多在实际生产过程中难以波及的网格，比如一些夹层或者隔层。而在本步骤中用于计算有效井控体积的网格模型来讲，其是实际生产过程中能够波及到的网格，因此，在本步骤中，将有效井控体积对应的网格模型S取出，用作下一步的特定时刻的有效波及体积的模拟。
S3、基于所述网格模型S进行模拟注采，获取注采过程中任一时刻不同注入水饱和度下的波及体积曲线，选取所述不同注入水饱和度下的波及体积曲线的拐点对应的波及体积作为有效水驱波及体积V2；其中，不同注入水饱和度下的波及体积曲线中，波及体积为水驱前缘波及体积与非水驱前缘波及体积之和；
利用含示踪剂的注入水、基于网格模型S进行模拟注采；由于油藏中本身含有一定的水，因此如果仅用网格中的水来判断注入网格的水量，则会产生较大的误差，因此，我们在模拟注入水中加入相应的示踪剂，进行模拟注采，根据示踪剂的分布及含量，可以较好的判断网格是否被注入水波及。
选取注采过程中的某一时刻，将注入水波及体积分为动态水驱前缘波及体积和动态非水驱前缘波及体积。其中，动态非水驱前缘波及体积是固定的：只有注入水完全穿过该网格，则将该网格视为动态非水驱前缘波及体积的一部分，将注入水完全穿过的所有网格的体积之和作为动态非水驱前缘波及体积。而对于动态水驱前缘波及体积，对其确认是本领域的一个难点：对于水驱前缘的网格来讲，其注入水量有多有少，如何判断该网格是否被波及是较为困难的，为此，我们将水驱前缘波及体积和非水驱前缘波及体积分开计算。
基于水驱前缘网格中示踪剂的含量，计算水驱前缘网格的注入水饱和度；该计算可直接通过软件实现。本步骤中，之所以要计算水驱前缘网格的注入水饱和度，是为了根据其注入水饱和度的大小来判断该网格是否被波及：常规的方法为，无论水驱前缘网格中示踪剂浓度为多少，只要含有示踪剂，就视为其被波及，但是，对于两个不同的网格来讲，其中一个示踪剂浓度为5%，另一个示踪剂浓度为80%，如果将两者等同，则明显不符合常理。
将注入水饱和度大于第二特定值的网格视为水驱前缘波及体积，后将水驱前缘波及体积与动态非水驱前缘波及体积之和作为波及体积，改变第二特定值的大小并绘制不同注入水饱和度下的波及体积曲线，选取不同注入水饱和度下的波及体积曲线的拐点对应的波及体积作为该时刻的有效水驱波及体积。如上所述，本实施例中，通过注入水饱和度和波及体积的关系，来判断哪一些水驱前缘网格能够视为被注入水饱和，哪一些不能。此处所指的第二特定值，其初始值为随机选取的一个注入水饱和度，在后续过程中，通过增大或者减小其初始值获得新的第二特定值，之所以用“第二特定值”的名称，是为了将此处选取的注入水饱和度和常规的注入水饱和度进行区分。
本实施例中，请参考图4和图5，图4示出了注入水前缘饱和度大于0.2时的水驱波及体积，网格数量为5661，网格总体积1.02×107 m3；图5示出了注入水前缘饱和度大于0.1时的水驱波及体积，网格数量为5848，体积1.09×107 m3。最终得到的不同注入水饱和度下的波及体积曲线如图6所示，其中，该曲线的拐点为水驱前缘饱和度为0.2，此时波及体积为1.02×107 m3。因此，该时刻的有效水驱波及体积则为1.02×107 m3。
基于有效井控体积和有效水驱波及体积，计算水驱波及程度E：E=V2/V1。
本实施例中，水驱波及程度为13.2%。随后，利用本领域常规方法，以及数值模拟统计方法进行计算，得到的结果如表1所示。其中，油田常用方法的波及体积的计算方法为：波及体积=∑(DX×DY×DZ×NTG×PORV×SWAT)=∑(PORV×SWAT)，式中，DX表示X方向网格步长，DY表示Y方向网格步长，DZ表示Z方向网格步长，NTG表示净毛比，PORO表示孔隙度，SWAT表示含水饱和度，PORV表示孔隙体积。数值模拟计算方法为：波及体积=∑(PORV×tracer)/∑(PORV)，式中，tracer为示踪剂浓度。
表1 现有方法和本发明实施例方法的对比结果表
从表1可知，油田常用方法计算值偏小，计算结果为注入水体积与地层水体积之和占孔隙体积的比值，即为储层中的水（含注入水）占总孔隙体积的比值；传统数值模拟统计方法没有充分考虑缝洞型油藏垂向发育特征，计算结果偏大；而本方法从水驱波及程度的定义出发，充分考虑缝洞型油藏的发育特征，避免了地质建模和数值模拟过程中的人为误差，结果更为准确。
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，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，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。

Claims (5)

1.一种确定缝洞型油藏水驱波及程度的方法，其特征在于，包括以下步骤：
基于已有井组的地质模型和生产资料，建立注采井组的精细数值模拟模型；
基于所述精细数值模拟模型进行模拟注采，采油井见水时，利用流线技术和网格追踪技术，获取不同流线密度下的井控体积曲线，选取所述不同流线密度下的井控体积曲线的拐点对应的井控体积作为有效井控体积V1，并获取有效井控体积对应的网格模型S；
基于所述网格模型S进行模拟注采，获取注采过程中任一时刻不同注入水饱和度下的波及体积曲线，选取所述不同注入水饱和度下的波及体积曲线的拐点对应的波及体积作为有效水驱波及体积V2；其中，不同注入水饱和度下的波及体积曲线中，波及体积为水驱前缘波及体积与非水驱前缘波及体积之和；
基于有效井控体积和有效水驱波及体积，计算水驱波及程度E：E=V2/V1。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述地质模型是指含有完整构造和属性的地质模型；所述生产资料包括：生产数据，压力数据，测试数据，施工数据。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述有效井控体积的具体获取方法为：
基于精细数值模拟模型中网格的大小，设置流线密度，并进行注采模拟；
采油井见水时，基于流线技术和网格追踪技术，计算整个注采过程中，流线穿过的所有网格的体积，即为累计动用体积；所述网格体积的计算方法为V1=∑(Dx×Dy×Dz)，Dx为网格X方向大小，Dy为网格Y方向大小，Dz为网格Z方向大小；
将流线密度大于第一特定值的网格的累计动用体积视为井控体积，改变第一特定值的大小并绘制不同流线密度下的井控体积曲线，计算该不同流线密度下的井控体积曲线的拐点；
将流线密度-波及体积曲线的拐点所对应的波及体积作为有效井控体积。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，进行注采模拟时，若已有井组的采油井已见水，则模拟时间为整个历史生产时间；若已有井组的采油井未见水，则根据已有方案进行预测模拟，模拟时间为采油井见水。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，有效水驱波及体积的具体获取方法为：
利用含示踪剂的注入水、基于网格模型S进行模拟注采；
选取注采过程中的某一时刻，将注入水波及体积分为动态水驱前缘波及体积和动态非水驱前缘波及体积；
基于水驱前缘网格中示踪剂的含量，计算水驱前缘网格的注入水饱和度；
将注入水饱和度大于第二特定值的网格视为水驱前缘波及体积，后将水驱前缘波及体积与动态非水驱前缘波及体积之和作为波及体积，改变第二特定值的大小并绘制不同注入水饱和度下的波及体积曲线，选取不同注入水饱和度下的波及体积曲线的拐点对应的波及体积作为该时刻的有效水驱波及体积。
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"火驱效果的分析及诊断方法";王波毅;《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》(第09期);B019-35 *
"Application of mercury injection capillary pressure to mudrocks: Conformance and compression corrections";Sheng Peng等;《Marine and Petroleum Geology》;第88卷;30-40 *

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