一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法技术

本发明专利技术为一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，通过建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂分布划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并绘出流动能力‑储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性，本发明专利技术解决了现有渗流场评价方法较为定性化的问题。

An evaluation method of seepage field heterogeneity in water drive reservoir based on flow field diagnosis

【技术实现步骤摘要】
一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法
本专利技术一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，属于油田开发中后期油田注水方案调整领域。
技术介绍
国内学者通过确定渗流场影响参数对渗流场进行评价，为渗流场调整决策提供支撑，然而其方法需要依靠专家经验进行评价，主观性较强，导致评价结果准确性较低。国外学者多通过流线模拟等方法预测并优化水驱油藏注水制度，但其方法在复杂地质条件下，存在收敛性较差的缺陷。对于渗流场而言，由于现有技术无法直接观测地下流体流动情况，因此研究者通过求解基于达西或非达西定律的物质守恒方程的方式模拟地下流体流动，进而表征地下渗流场渗流规律。而在油藏工程师通过对地质特征完成油藏建模，同时通过数值模拟进行历史拟合，进一步地使油藏模型更加贴近实际地质情况后，仍需要基于拟合完成的模型确定对渗流场的注水调整方法，以进一步提高波及效率及采收率。对于小型油藏而言，可通过经验性的方法调整井作业方式进而调整流场，然而考虑到大部分油藏具有复杂的地质条件及开采方式，油藏优化方案的确定将变得极为挑战性。目前学者对渗流场评价的方法主要有基于经验模型方法，流线模拟方法及主观评价方法，以明确油藏流场分布状况与优势流场与非优势流场的分布区域为目的对渗流场进行了评价，为水驱油藏优化管理提供理论依据。然而以上评价方法均使用单一的评价手段，而任意单一的评价手段很难完全准确地评价渗流场。因此，针对上述问题，本专利技术提出了一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法。
技术实现思路
本专利技术的目的在于：提供了一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，解决了现有渗流场评价方法存在准确性较低和评价方法较为定性化的问题。为了实现上述专利技术的目的，本专利技术采取的方案是：第一步：建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并绘制出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性。第二步：所述建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量包括以下步骤：收集目标油藏的历史生产数据，结合目标油藏的地质信息建立目标油藏地质模型；通过微调目标油藏地质模型以进行历史拟合，再计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量。第三步：所述根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂划分不同注入井波及区域及采出井控制区域包括以下步骤：根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布；对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，便于对整体渗流场进行可视化表征。第四步：所述根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布中，所述传播时间在网格节点中可通过求解线性稳定流动方程得到，所述线性稳定流动方程为：式中φ——孔隙度，小数；τf——前向传播时间，s；τb——后向传播时间，s。第五步：所述对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，包括：设置注入井或流入边界处的数值示踪剂浓度为1，求解渗流场稳态时的示踪剂分布，并对渗流场的流体质量传递过程进行可视化，依据任意注入井数值示踪剂浓度分布结果，为任意网格选择示踪剂浓度最高的井作为该节点归属的井，计算出任意注入井的波及体积，采出井控制区域计算时将流入边界条件改为流出边界条件，两种类型的数值示踪剂模拟方程如下：式中ci——假想注入示踪剂浓度，无量纲；cp——假想流出示踪剂浓度，无量纲。第六步：对上述两方程的计算结果给出了单位数量的示踪剂由任意注入井出发达到稳态时的浓度分布，进而可确定任意网格归属的注入井或采出井，如式(5)及(6)所示。Ginjg＝argmaxi(cj,g),i∈注入井序号(5)Gprodg＝argmaxp(cp,g),i∈注入井序号(6)式中cj,g——注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲；cp,g——采出井j在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲；Ginjg——网格g归属的注入井序号；Gprodg——网格g归属的注入井序号。第七步：所述根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并绘制出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性包括以下步骤：根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序；再根据传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布作流动能力-储集能力诊断图；通过洛伦兹指数和非均质流动指数评价不同区域内的流动非均质性。第八步：再根据传播时间分布、孔隙体积分布和流体流量分布作流动能力-储集能力诊断图，包括：定义第i层的流动能力指标为：式中fi——排序后第i层归一化单层流动能力，无量纲；ki——降序排序后第i层渗透率，mD；hi——降序排序后第i层厚度，m。第i层的储集能力指标为：式中ci——降序排序后第i层归一化单层储集能力，无量纲；Vi——排序后第i层单层储集能力，m；φi——排序后第i层孔隙度，小数。F-C诊断图为fi和ci的累计分布函数，即式中Fi——排序后第i层归一化累积流动能力，无量纲；Ci——排序后第i层归一化累积储集能力，无量纲。第九步：前人将F-C诊断图的概念方式推广到三维油藏模型，作为诊断流场的“F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图”。其中Fi，Φi分别表示为式中Fi——排序后第i个网格(流线)归一化累积流动能力，无量纲；qi——排序后第i个网格(流线)流量，m3/s；Φi——排序后第i个网格(流线)归一化累积储集能力，无量纲；Vi——排序后第i个网格(流线)孔隙体积，m3。其中各网格/流线通过该位置传播时间τi进行排序。该曲线包含了三维油藏流动的大部分信息，因此可通过评价该曲线评价三维油藏，主要评价手段是依据流场流动的非均质性程度进行评价。第十步：根据绘制出的诊断流场的F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图，其特征在于评价指标定义为洛伦兹系数Lc：第十步：根据绘制出的诊断流场的“F(流动能力)-Φ(储集能力)诊断图”其特征在于评价指标定义流动异质性指数(FHI)表征：即，当τi＝t*时Fi与Φi的比值，对于均匀介质，FHI＝1，且该指数无上限附图说明为了更清楚地说明本专利技术实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，其中：图1是本专利技术实施机理模型的前向传播时间分布图；图2是本专利技术实施机理模型本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，包括以下步骤：建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂的分布划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并绘制出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性；根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能。/n

【技术特征摘要】
1.一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，包括以下步骤：建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量；根据网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂的分布划分不同注入井波及区域及采出井控制区域；根据传播时间大小对不同区域内的网格节点进行排序，并绘制出流动能力-储集能力诊断图，评价不同区域内的流动非均质性；根据不同区域内的流动非均质性、平均含油饱和度和孔隙体积这三个指标评价不同区域的开发潜能。


2.根据权利要求1所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，所述建立目标油藏地质模型，并计算目标油藏地质模型的网格间流量交换量包括以下步骤：收集目标油藏的历史生产数据，结合目标油藏的地质等信息建立目标油藏地质模型；通过微调目标油藏地质模型以进行历史拟合，再计算目标油藏地质模型的网格间流量交换。


3.根据权利要求1所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，所述根据网格间流量交换计算渗流场传播时间分布，并进行数值示踪剂计算，依据数值示踪剂的分布划分不同注入井波及区域及采出井控制区域，包括以下步骤：根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布；对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，便于对整体渗流场进行可视化表征。


4.根据权利要求3所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，所述根据目标油藏地质模型的网格间流量交换量计算渗流场传播时间分布中，所述传播时间在网格节点中可通过求解线性稳定流动方程得到，所述线性稳定流动方程为：






式中φ——孔隙度，小数；
τf——前向传播时间，s；
τb——后向传播时间，s。


5.根据权利要求3所述的一种基于流场诊断的水驱油藏渗流场非均质评价方法，其特征在于，所述对不同注入井或采出井进行数值示踪剂计算，以将整体渗流场依据数值示踪剂的分布划分为不同注入井波及区域及采出井控制区域，包括：设置注入井或流入边界处的数值示踪剂浓度为1，求解渗流场稳态时的示踪剂分布，并对渗流场的流体质量传递过程进行可视化，依据任意注入井数值示踪剂浓度分布结果，为任意网格选择示踪剂浓度最高的井作为该节点归属的井，计算出任意注入井的波及体积，采出井控制区域计算时将流入边界条件改为流出边界条件，两种类型的数值示踪剂模拟方程如下：






式中ci——假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp——假想流出示踪剂浓度，无量纲，
上述两式(3)(4)的计算结果给出了单位数量的示踪剂由任意注入井出发达到稳态时的浓度分布，进而可确定任意网格归属的注入井或采出井，如式(5)及(6)所示：
Ginjg＝argmaxi(cj,g),i∈注入井序号(5)
Gprodg＝argmaxp(cp,g),i∈注入井序号(6)
式中cj,g——注入井i在网格g处的假想注入示踪剂浓度，无量纲；
cp,g——采出井j在网格g处的假想流出示踪剂浓度，无量纲；
Ginjg——网格g归属的注入井序号；
Gprodg——网格g归属的注入井序号，
式(5)及(6)对任意网格以浓度最高的示踪剂来源作为其归属的注入井或采出井，则注入井波及区域及采出井控制区域如附图1～附图2所示，其中不同颜色表示空间区域归属与不同的注入井或采出井。

【专利技术属性】
技术研发人员：卞小强，魏志欢，王牧明，刘永兵，张勇，付玉，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川;51