CN117787137A - 一种水驱油田储层物性参数时变表征方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种水驱油田储层物性参数时变表征方法及系统，其特征在于，包括：采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据；以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率和连通体积；根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标；对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果，本发明可以广泛应用于油气田开发储层精细描述研究领域中。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发储层精细描述研究领域，特别是关于一种水驱油田储层物性参数时变表征方法及系统。
背景技术
海上油田地层原油黏度大、储层疏松、非均质性强，注采井距大、生产井段长且多大段合采，历经长期高强度注水开发，储层物性参数例如渗透率、孔隙度等随之发生较大变化，示踪剂测试显示部分区域井间渗透率高达数十达西，相比原测井解释结果变化大至数十倍。
随着油田开发进入高-特高含水阶段，对储层物性变化的精准认识是制定开发调整方案、调剖选井决策的前提和关键。目前，常用的方法一类是利用钻井取芯、测井解释等资料，但是成本较高、取点不具备普遍性；一类是通过示踪剂监测、试井测试和油藏工程方法等，但是测试成本较高且一定程度上影响油田生产，测试结果针对单区域、单时间点，不具备普遍性和持续性；一类是基于网格剖分的油藏数值模拟方法，但是计算效率低、历史拟合难限制了其广泛应用；还有一类是利用生产动态数据反演井间连通性，例如灰色关联法、聚类分析法、综合模糊评判等，但是连通参数无具体物理意义，无法反映渗透率、孔隙度等参数随时间变化特征。
因此，亟需建立一种能够耦合储层特征参数和动态数据的便捷、高效、准确的水驱油田储层物性参数时变表征方法。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够耦合储层特征参数和动态数据的便捷、高效、准确的水驱油田储层物性参数时变表征方法及系统。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：第一方面，提供一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，包括：
采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据；
以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率和连通体积；
根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标；
对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果。
进一步地，还包括：
对比拟合后各井点各层的储层物性参数以及拟合前各井点各层的储层物性参数，得到各井点各层的储层物性参数的分布和变化倍数，目标区块各层的储层物性参数平均值的变化倍数，以及目标区块拟合前后的储层物性参数区间分布。
进一步地，i井和j井第k层之间的连通体积Vijk为：
式中，N为第k层总的开井数；Lijk为第k层i井和j井之间的距离；hijk为第j层i井和j井之间的平均层厚；为第k层i井和j井之间的平均孔隙度；Vktotal为第k层总的孔隙体积；
i井和j井第k层之间的传导率为：
式中，Aijk第k层i井和j井之间的平均截面积；μ0为平均粘度；α为单位换算系数。
进一步地，所述根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标，包括：
以i井为对象，建立井点间物质平衡方程；
对建立的井点间物质平衡方程进行隐式差分离散，确定各井点平均压力值；
基于得到的各井点平均压力值，结合注入井和生产井井间的传导率，计算得到井间单元体内的流体流速；
根据井间单元体内的流体流速，计算得到该阶段每口注入井和生产井的含水率和日产油以及目标区块的日产油、累产油和含水率作为该阶段的动态指标。
进一步地，所述根据井间单元体内的流体流速，计算得到该阶段每口注入井和生产井的含水率和日产油以及目标区块的日产油、累产油和含水率作为该阶段的动态指标，包括：
根据i井在第k层来自于j井方向的含水率fw(Swijk)，确定i井第k层的含水率fw(Swik)为：
其中，Nwu为第i井在第k层的上游井点数，qijk为i井在第k层来自于第j井方向的流速，为i井在第k层来自于j井方向的含水率；
基于i井第k层的含水率fw(Swik)，根据产液量，计算得到该阶段的其他动态指标。
进一步地，所述对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果，包括：
以每一井点各层的渗透率和孔隙度作为自变量，以目标区块的累产油或日产油计算误差作为目标函数，采用SPSA无梯度优化算法，以数据驱动的方式调整每一井点各层的渗透率和孔隙度，拟合生产井、注入井和目标区块的累产油和含水率，得到各井点各层的渗透率和孔隙度以及目标区块、各生产井和注入井的动态指标计算结果；
根据各井点各层的渗透率和孔隙度，确定储层物性参数；
当目标区块、各生产井和注入井的动态指标计算结果均与对应采集的数据的误差达到预设范围内时，则拟合结束并输出结果。
进一步地，所述目标函数为：
式中，Δfw为含水率误差，ΔFopt为累产油误差；m为由油藏参数构成的向量；gobs为包括实际观测值的向量；c(m)为计算结果构成的向量；为动态误差矩阵；t0、t1为选取的时间起始点和结束点。
第二方面，提供一种水驱油田储层物性参数时变表征系统，包括：
数据采集模块，用于采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据；
数值模拟模块，用于以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率和连通体积；
阶段动态指标计算模块，用于根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标；
拟合模块，用于对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果。
第三方面，提供一种处理设备，包括计算机程序指令，其中，所述计算机程序指令被处理设备执行时用于实现上述水驱油田储层物性参数时变表征方法对应的步骤。
第四方面，提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，其中，所述计算机程序指令被处理器执行时用于实现上述水驱油田储层物性参数时变表征方法对应的步骤。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
1、相对于传统的时变模拟方法，本发明基于井间连通模拟方法，能够充分耦合井间物理表征和动态数据，通过实际动态数据约束提高表征方法的准确性和可靠性，同时整体计算量较小、计算效率高。
2、本发明在实际计算中，将井间主要的物性参数渗透率和孔隙度作为拟合时的寻优变量，降低了通过中间参数获取带来的多解性的影响。
3、本发明可直接获取长期水驱开发后的储层渗透率和孔隙度分布，进一步可获取孔喉直径分布，上述参数可直接作为调剖调驱措施制定时的体系和用量选择依据。
综上所述，本发明可以广泛应用于油气田开发储层精细描述研究领域中。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在整个附图中，用相同的附图标记表示相同的部件。在附图中：
图1是本发明一实施例提供的方法流程示意图；
图2是本发明一实施例提供的井间连通单元体示意图；
图3是本发明一实施例提供的区块累产油和含水率拟合结果示意图，其中，图3(a)为区块累产油拟合结果示意图，图3(b)为区块含水率拟合结果示意图；
图4是本发明一实施例提供的第二层原始和当前渗透率分布示意图；
图5是本发明一实施例提供的第二层原始和当前渗透率区间分布示意图；
图6是本发明一实施例提供的第二层原始和当前孔喉直径分布示意图；
图7是本发明一实施例提供的第二层原始和当前孔喉直径区间分布示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明的示例性实施方式。虽然附图中显示了本发明的示例性实施方式，然而应当理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了能够更透彻地理解本发明，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
应理解的是，文中使用的术语仅出于描述特定示例实施方式的目的，而无意于进行限制。除非上下文另外明确地指出，否则如文中使用的单数形式“一”、“一个”以及“所述”也可以表示包括复数形式。术语“包括”、“包含”、“含有”以及“具有”是包含性的，并且因此指明所陈述的特征、步骤、操作、元件和/或部件的存在，但并不排除存在或者添加一个或多个其它特征、步骤、操作、元件、部件、和/或它们的组合。文中描述的方法步骤、过程、以及操作不解释为必须要求它们以所描述或说明的特定顺序执行，除非明确指出执行顺序。还应当理解，可以使用另外或者替代的步骤。
尽管可以在文中使用术语第一、第二、第三等来描述多个元件、部件、区域、层和/或部段，但是，这些元件、部件、区域、层和/或部段不应被这些术语所限制。这些术语可以仅用来将一个元件、部件、区域、层或部段与另一区域、层或部段区分开。除非上下文明确地指出，否则诸如“第一”、“第二”之类的术语以及其它数字术语在文中使用时并不暗示顺序或者次序。因此，以下讨论的第一元件、部件、区域、层或部段在不脱离示例实施方式的教导的情况下可以被称作第二元件、部件、区域、层或部段。
现有技术中的方法，一类是通过示踪剂监测、试井测试和油藏工程方法等，但是测试成本较高且一定程度上影响油田生产，测试结果针对单区域、单时间点，不具备普遍性和持续性；一类是基于网格剖分的油藏数值模拟方法，但是计算效率低、历史拟合难限制了其广泛应用；还有一类是利用生产动态数据反演井间连通性，例如灰色关联法、聚类分析法、综合模糊评判等，但是连通参数无具体物理意义，无法反映渗透率、孔隙度等参数随时间变化特征。由于现有技术存在的成本较高、不具备普遍性、计算效率低等问题，本发明实施例提供的水驱油田储层物性参数时变表征方法，包括：采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据；以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率和连通体积；根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标；对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果。本发明基于井间连通模拟方法，能够充分耦合井间物理表征和动态数据，通过实际动态数据约束提高表征方法的准确性和可靠性，同时整体计算量较小、计算效率高。
实施例1
如图1所示，本实施例提供一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，包括以下步骤：
1)采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据。
具体地，注入井和生产井的静态数据包括注入井和生产井纵向上各小层的井点大地坐标、渗透率、孔隙度、射孔厚度、原油粘度、地层水粘度、岩石压缩系数、泄油体积、相渗曲线、原油压缩系数和地层水压缩系数等，动态数据包括注入井的注入量和注入压力，生产井的日产液、日产油、含水率、累产液、累产油和井底流压，以及目标区块的日产液、日产油、含水率、累产液、累产水、累产油、压力分布和饱和度分布。
2)以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率Tikk和连通体积Vijk，其中，传导率表征井间连通单元内流体的流动能力，连通体积表征井间连通单元的物质基础。
具体地，井间连通单元体如图1所示，任意相邻的i井和j井第k层之间的连通体积Vijk为：
式中，N为第k层总的开井数；Lijk为i井和j井第k层之间的距离；hijl为i井和j井第k层之间的平均层厚；为i井和j井第k层之间的平均孔隙度；Vktotal为第k层总的孔隙体积。
i井和j井第k层之间的传导率Tijk为：
式中，Aijk为i井和j井第k层之间的平均截面积；μ0为平均粘度；α为单位换算系数，可以为0.0864。
3)根据注入井和生产井井间的传导率Tijk和连通体积Vijk，计算得到该阶段的动态指标，包括每口注入井和生产井的含水率和日产油，目标区块的日产油、累产油和含水率，以及注入井的日注入量和累计注入量，具体为：
3.1)以i井为对象，建立井点间物质平衡方程：
式中，N1为油藏的层数；i和j为井序号；k为层序号；Nw为注采井数；t为生产时间；pi和pj分别为i井和j井在泄油区域内的平均压力；qi为i井的流速，注入为正数、产出为负数；Vik为i井第k层的泄油体积，此处可近似取其与周围连通单元体连通体积数值的一半；Ctk为第k层的油藏综合压缩系数。
3.2)对建立的井点间物质平衡方程进行隐式差分离散，确定各井点平均压力值。
具体地，各井点平均压力值的求解方程组为：
式中，参数Ei、Gi、Mi和分别为：
其中，Δt为时间间隔；为n时刻各井点压力；通过上述压力求解方程组即可求解得到任意时刻各井点平均压力值。
3.3)基于得到的各井点平均压力值，结合注入井和生产井井间的传导率，计算得到井间单元体内的流体流速：
式中，为第k层i井和j井之间流体的流速。
3.4)根据井间单元体内的流体流速，计算得到该阶段每口注入井和生产井的含水率和日产油以及目标区块的日产油、累产油和含水率作为该阶段的动态指标：
3.4.1)根据贝克莱前缘推进理论，距离注入端任意位置x处含水饱和度与累积流量间满足：
式中，φ为孔隙度；Qt为累积注入量，单位为m3；A为渗流横截面积，单位为m2；Sw为位置x处的含水饱和度；fw′(Sw)为水相分流量(含水率)fw对Sw的导数。
3.4.2)另取一点xu，其为位置x的上游点，满足xu<x，则：
其中，swu为位置xu处的含水饱和度。由上述公式(8)和(9)可以得到：
3.4.3)定义FV为从位置xu流入到位置x的无因次累积流量，即：
3.4.4)结合上述公式(9)和(11)得到含水率fw对Sw的导数fw ′(Sw)为：
3.4.5)根据上述公式(12)，考虑实际井点，得到i井在第k层来自于j井方向的含水率的导数fw′(Swijk)：
其中，fw′(Swjk)为j井在第k层的含水率导数，Fvijk为第k层从j井流入到i井的无因次累积流量。
3.4.6)计算得到i井在第k层来自于j井方向的含水率的导数fw′(Swijk)后，可反算出i井在第k层来自于j井方向的含水率fw(Swijk)，依次计算出各个上游方向的含水率后，得到i井第k层的含水率fw(Swik)：
式中，Nwu为第i井在第k层的上游井点数，qijk为i井在第k层来自于第j井方向的流速。
3.4.7)基于i井第k层的含水率fw(Swik)，根据产液量，计算得到其他该阶段的动态指标例如生产井的日产油以及目标区块的日产油、累产油和含水率等。
4)采用SPSA无梯度优化算法，对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果，储层物性参数包括渗透率和孔喉直径，动态指标计算结果包括目标区块、生产井和注入井的日产油、日产水、含水率、累产油等，具体为：
4.1)以每一井点各层的渗透率和孔隙度作为自变量，以目标区块的累产油或日产油计算误差作为目标函数，采用SPSA无梯度优化算法，以数据驱动的方式调整每一井点各层的渗透率和孔隙度，拟合生产井、注入井和目标区块的累产油和含水率，得到各井点各层的渗透率和孔隙度以及目标区块、各生产井和注入井的动态指标计算结果。
具体地，目标函数为：
式中，Δfw为含水率误差，ΔFopt为累产油误差；m为由油藏参数构成的向量；gobs为包括实际观测值的向量，例如含水率、累产油等；c(m)为计算结果构成的向量；为动态误差矩阵，主要是基于对油藏参数的认识，对角元素为油藏参数的方差；t0、t1为选取的时间起始点和结束点。
4.2)根据各井点各层的渗透率和孔隙度，确定储层物性参数。
具体地，孔喉直径可以根据渗透率、孔隙度和迂曲度(根据实验测试数据确定)计算得到。
4.3)当目标区块、各生产井和注入井的动态指标计算结果均与步骤1)中对应采集的数据的误差达到5％内时，则拟合结束并输出结果。
5)对比拟合后各井点各层的储层物性参数以及拟合前各井点各层的储层物性参数，得到各井点各层的储层物性参数的分布和变化倍数，目标区块各层的储层物性参数平均值的变化倍数，以及目标区块拟合前后的储层物性参数区间分布。
下面通过具体实施例详细说明本发明的水驱油田储层物性参数时变表征方法：
渤海Q油田为海上陆相砂岩，为典型高孔高渗疏松砂岩油田，经过二十年高强度注水开发，区块注采矛盾突出，整体含水达到90％以上，但是局部区域优势通道发育导致各井间含水率差异大，严重影响了开发效果，初始的测井解释渗透率分布已难以有效指导油田后续调整方案的制定。
采集该区块地质油藏参数(静态数据)和某一阶段内的生产动态资料(动态数据)，计算得到井间的传导率和连通体积，并基于井点间物质平衡方程计算得到单井日产油、含水率等动态数据，并基于SPSA优化算法，以累产油误差作为目标函数、以井点各层渗透率和孔隙度作为自变量开展自动历史拟合，图3为区块和单井的产油和含水率拟合结果，整体拟合率达到95％。
以第二层为例，原始平均渗透率1246md，经过拟合后平均渗透率为2359md，平均增大1.89倍，通过井点渗透率二次样条函数差值可得到渗透率分布如图4所示，可以看出，在局部区域注采井间渗透率发生了明显的方向改变。如图5所示，从拟合前后渗透率区间分布可以看出，拟合后渗透率在500～2000md区间井点数减少，渗透率2000md以上井点数量明显增多，也反映了渗透率在整体变大。
以第二层为例，原始平均孔喉直径为11.27μm(最大18.6μm)，经过拟合后平均孔喉直径为14.35μm(最大25.6μm)，平均增大1.27倍，通过井点孔喉直径二次样条函数差值可得到孔喉直径分布如图6所示。如图7所示，从拟合前后孔喉直径区间分布可以看出，拟合后渗透率在500～2000md区间井点数减少，渗透率2000md以上井点数量明显增多，也反映了渗透率在整体变大。
实施例2
本实施例提供一种水驱油田储层物性参数时变表征系统，包括：
数据采集模块，用于采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据；
数值模拟模块，用于以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率和连通体积；
阶段动态指标计算模块，用于根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标；
拟合模块，用于对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果。
在一个优选的实施例中，还包括：
对比拟合后各井点各层的储层物性参数以及拟合前各井点各层的储层物性参数，得到各井点各层的储层物性参数的分布和变化倍数，目标区块各层的储层物性参数平均值的变化倍数，以及目标区块拟合前后的储层物性参数区间分布。
本实施例提供的系统是用于执行上述各方法实施例，具体流程和详细内容请参照上述实施例，此处不再赘述。
实施例3
本实施例提供一种与本实施例1所提供的水驱油田储层物性参数时变表征方法对应的处理设备，处理设备可以适用于客户端的处理设备，例如手机、笔记本电脑、平板电脑、台式机电脑等，以执行实施例1的方法。
所述处理设备包括处理器、存储器、通信接口和总线，处理器、存储器和通信接口通过总线连接，以完成相互间的通信。存储器中存储有可在处理设备上运行的计算机程序，处理设备运行计算机程序时执行本实施例1所提供的水驱油田储层物性参数时变表征方法。
在一些实现中，存储器可以是高速随机存取存储器(RAM：Random AccessMemory)，也可能还包括非不稳定的存储器(non-volatile memory)，例如至少一个磁盘存储器。
在另一些实现中，处理器可以为中央处理器(CPU)、数字信号处理器(DSP)等各种类型通用处理器，在此不做限定。
此外，上述的存储器中的逻辑指令可以通过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-Only Memory)、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。
本领域技术人员可以理解，上述计算设备的结构，仅仅是与本申请方案相关的部分结构，并不构成对本申请方案所应用于其上的计算设备的限定，具体的计算设备可以包括更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者具有不同的部件布置。
实施例4
本实施例提供一种与本实施例1所提供的水驱油田储层物性参数时变表征方法对应的计算机程序产品，计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于执行本实施例1所述的水驱油田储层物性参数时变表征方法的计算机可读程序指令。
计算机可读存储介质可以是保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是但不限于电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意组合。
上述实施例提供的一种计算机可读存储介质，其实现原理和技术效果与上述方法实施例类似，在此不再赘述。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (10)
1.一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，其特征在于，包括：
采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据；
以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率和连通体积；
根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标；
对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果。
2.如权利要求1所述的一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，其特征在于，还包括：
对比拟合后各井点各层的储层物性参数以及拟合前各井点各层的储层物性参数，得到各井点各层的储层物性参数的分布和变化倍数，目标区块各层的储层物性参数平均值的变化倍数，以及目标区块拟合前后的储层物性参数区间分布。
3.如权利要求1所述的一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，其特征在于，i井和j井第k层之间的连通体积Vijk为：
式中，N为第k层总的开井数；Lijk为第k层i井和j井之间的距离；hijk为第k层i井和j井之间的平均层厚；φijk为第k层i井和j井之间的平均孔隙度；Vktotal为第k层总的孔隙体积；
i井和j井第k层之间的传导率为：
式中，Aijk第k层i井和j井之间的平均截面积；μ0为平均粘度；α为单位换算系数。
4.如权利要求1所述的一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，其特征在于，所述根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标，包括：
以i井为对象，建立井点间物质平衡方程；
对建立的井点间物质平衡方程进行隐式差分离散，确定各井点平均压力值；
基于得到的各井点平均压力值，结合注入井和生产井井间的传导率，计算得到井间单元体内的流体流速；
根据井间单元体内的流体流速，计算得到该阶段每口注入井和生产井的含水率和日产油以及目标区块的日产油、累产油和含水率作为该阶段的动态指标。
5.如权利要求4所述的一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，其特征在于，所述根据井间单元体内的流体流速，计算得到该阶段每口注入井和生产井的含水率和日产油以及目标区块的日产油、累产油和含水率作为该阶段的动态指标，包括：
根据i井在第k层来自于j井方向的含水率fw(Swijk)，确定i井第k层的含水率fw(Swik)为：
其中，Nwu为第i井在第k层的上游井点数，qijk为i井在第k层来自于第j井方向的流速，为i井在第k层来自于j井方向的含水率；
基于i井第k层的含水率fw(Swik)，根据产液量，计算得到该阶段的其他动态指标。
6.如权利要求1所述的一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，其特征在于，所述对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果，包括：
以每一井点各层的渗透率和孔隙度作为自变量，以目标区块的累产油或日产油计算误差作为目标函数，采用SPSA无梯度优化算法，以数据驱动的方式调整每一井点各层的渗透率和孔隙度，拟合生产井、注入井和目标区块的累产油和含水率，得到各井点各层的渗透率和孔隙度以及目标区块、各生产井和注入井的动态指标计算结果；
根据各井点各层的渗透率和孔隙度，确定储层物性参数；
当目标区块、各生产井和注入井的动态指标计算结果均与对应采集的数据的误差达到预设范围内时，则拟合结束并输出结果。
7.如权利要求6所述的一种水驱油田储层物性参数时变表征方法，其特征在于，所述目标函数为：
式中，Δfw为含水率误差，ΔFopt为累产油误差；m为由油藏参数构成的向量；gobs为包括实际观测值的向量；c(m)为计算结果构成的向量；为动态误差矩阵；t0、t1为选取的时间起始点和结束点。
8.一种水驱油田储层物性参数时变表征系统，其特征在于，包括：
数据采集模块，用于采集水驱油田的目标区块内注入井和生产井的静态数据和开发后某一阶段内的动态数据；
数值模拟模块，用于以井间连通单元为数值模拟对象，根据采集的动态数据和静态数据，计算得到注入井和生产井井间的传导率和连通体积；
阶段动态指标计算模块，用于根据注入井和生产井井间的传导率和连通体积，计算得到该阶段的动态指标；
拟合模块，用于对该阶段的动态指标进行拟合，得到各井点各层的储层物性参数以及动态指标计算结果。
9.一种处理设备，其特征在于，包括计算机程序指令，其中，所述计算机程序指令被处理设备执行时用于实现权利要求1-7中任一项所述的水驱油田储层物性参数时变表征方法对应的步骤。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序指令，其中，所述计算机程序指令被处理器执行时用于实现权利要求1-7中任一项所述的水驱油田储层物性参数时变表征方法对应的步骤。
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
| CN202311823937.4A CN117787137A (zh) | 2023-12-27 | 2023-12-27 | 一种水驱油田储层物性参数时变表征方法及系统 |
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