一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型制造技术

本发明专利技术涉及模型技术领域，尤其涉及一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型。本发明专利技术针对TLM盆地深层复杂油藏，在大量PVT高压物性实验测试数据基础上，对深层复杂油藏流体确定泡点压力值的经验模型预测方法进行了描述，分析并确定了以TLM油区深层复杂油藏地层原油泡点压力的主控因素，建立了快速预测油藏流体泡点压力的一种新的经验模型；基于TLM油区132个样品数据，利用数模软件进行回归分析，给出了泡点压力模型所有经验系数的数值范围，并通过对后续10支地层流体样品的补充PVT实验数据进行实例验证。对比老的经验式，本发明专利技术所建立的经验模型具有更好的预测效果。模型具有更好的预测效果。模型具有更好的预测效果。

【技术实现步骤摘要】
一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型


[0001]本专利技术涉及模型
，尤其涉及一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型。

技术介绍

[0002]TLM盆地是一个纵向叠加、横向复合，物性极其多样，历经多期复杂演化而形成的深层叠合盆地。依据盆地基底顶面起伏特征，将TLM盆地划分为“三隆四坳”7个一级构造单元，即TB隆起、TZ隆起、TN隆起、KC坳陷、BB坳陷、XN坳陷和DN坳陷。在TLM盆地的地质演化史中发育了6套区域地层。
[0003]对TLM盆地地层原油样品分析统计结果显示，该地区油藏流体气油比从3m3/m3到720m3/m3不等，原油相对密度从0.77到1.02不等。目前泡点压力值的获得主要通过两种方法：实验室测定法以及经验公式法。实验室测定泡点压力既费力又昂贵，并且还有一定的误差，对于经验公式法，不同的经验公式都有其对应数据依据以及适用范围，并且都有其局限性。TLM油田自1990年至今已分析PVT(油气藏地层流体分析)样品约700支，分布全探区新、老油气区块，由于勘探开发的进一步发展，油气藏领域的不断扩大，油气藏流体的特殊性和复杂性日益突出，其泡点压力的确定也受到越来越多因素的影响,完全采用现场取样实验测试的方法既存在较大的工程风险由耗费高额的技术经济成本。因此研究TLM地区油藏流体泡点压力的影响因素并能找出快速预测油藏流体泡点压力的经验关联式，对于TLM盆地深层复杂性油藏的研究工作具有重要意义和技术指导作用。

技术实现思路

[0004]针对
技术介绍
中存在的问题，提出一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型。本专利技术以TLM地区油藏为例，基于TLM油区132个地层流体高压物性样品数据，利用数模软件对泡点压力进行非线性回归分析，拟合得到适用于TLM油区的泡点压力经验关联式，为油田相关科研生产应用提供理论分析方法。
[0005]本专利技术提出一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型，模型建立的方法如下：
[0006]S1、确定影响因素：以溶解气油比、地层环境、溶解气的组分性质和原油组分性质为影响因素，在逐步回归的方法基础上，对影响因素与泡点压力关系进行定性分析；
[0007]S2、在共轭梯度法的基础上建立理论基础；对于大规模无约束优化问题：
[0008]minf(x)，x∈R
n
，
[0009]式中：函数f：R
n
→
R连续可微，其迭代公式为
[0010]x
k+1
＝x
k
+a
k
d
k
,k＝0，1，2，...，
[0011]式中：a
k
是搜索步长，由某种线索确定；d
k
是第k次的搜索方向，其迭代公式为
[0012][0013]式中：g
k+1
是函数f在x
k+1
处的梯度β
k+1
∈R是一个参数；
[0014]S3、建立模型：
[0015]S31、建立低温低压模型，低压下(P
b
＜10MPa)：
[0016][0017]S32、建立高温高压模型，高压下(P
b
≥10MPa)：
[0018][0019]式中，P
b
为地层原油泡点压力，单位为MPa；R
s
为溶解气油比，单位为m3/m3；γ
g
为天然气的相对密度，单位为1；γ
o
为地面脱气原油的相对密度，单位为1；T为地层温度，单位为℃；C
7+
为C7以上的组分的摩尔百分数，单位为％；(N2+C1)为氮气与CH4的摩尔百分数，单位为％；CO2为二氧化碳组分的摩尔百分数，单位为％；(C2‑
C6)为中间烃C2、C3、C4、C5和C6的摩尔百分数，单位为％；P
cr
为临界压力，单位为MPa；T
cr
为临界温度，单位为℃；P1‑
P
10
为常系数；
[0020]S4、对建立的模型进行拟合验证。
[0021]优选的，模型建立前，对比较常用的经验式(Standing经验公式、Glaso经验公式、Lasater经验公式、Al
‑
marhoun经验公式以及Dokla
‑
Qsman经验公式)做对TLM盆地适用性的分析；再用相对误差平均值来比较分析，定义泡点压力的相对误差为：
[0022][0023]式中，E为相对平均误差，小数；n为求平均的个数；P
b
为地层原油泡点压力实测值，单位为MPa；P
exp
为经验公式计算值，单位为MPa。
[0024]优选的，S1中的影响因素包括气油比R
s
、溶解气相对密度γ
g
、地层温度T、脱气原油相对密度γ
o
、CO2的摩尔分数、N2和C1的mol分数、C2‑
C6的摩尔分数、C
7+
的摩尔分数、临界压力P
cr
和临界温度T
cr
。
[0025]优选的，S3中运用麦夸特法和全局优化算法。
[0026]与现有技术相比，本专利技术具有如下有益的技术效果：
[0027]本专利技术确定油藏温度、溶解气油比、原油组分(CO2、N2+C1、C2‑
C6、C
7+
)的摩尔分数、原油相对密度、溶解气相对密度、临界压力以及临界温度10个影原油体泡点压力的敏感因素。基于以上10个敏感因素，运用麦夸特法和全局优化算法对于低压条件和高压条件分别建立了原油泡点压力的预测模型。再用本专利技术提出的数学模型对10口井进行PTV实验并进行了泡点压力计算验证，对比结果表明，本方法预测的精度较高，可以作为TLM油区复杂油藏地层原油泡点压力的快速预测经验数学模型。
附图说明
[0028]图1为各经验公式计算误差小于5％的井数；
[0029]图2为基于补加实验对于模型的拟合验证图。
具体实施方式
[0030]本专利技术提出的一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型，为了了解已有PVT高压物性预测的经验公式在TLM油区的局限性，选择常用的经验式：tanding经验公式、Glaso经
验公式、Lasater经验公式、Al
‑
marhoun经验公式以及Dokla
‑
Qsman经验公式，做对TLM盆地适用性的分析。再用相对误差平均值来比较分析，定义泡点压力的相对误差为：
[0031][0032]式中，E为相对平均误差，小数；n为求平均的个数；P
b
为地层原油泡点压力实测值，单位为MPa；P
exp
为经验公式计算值，单位为MPa。经验公式内容见表1，经验公式适用范围见表2，经验公式计算误差见表3。
[0033][0034]表1
[0035][0036]本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种基于共轭梯度法的泡点压力修正模型，其特征在于，模型建立的方法如下：S1、确定影响因素：以溶解气油比、地层环境、溶解气的组分性质和原油组分性质为影响因素，在逐步回归的方法基础上，对影响因素与泡点压力关系进行定性分析；S2、在共轭梯度法的基础上建立理论基础；对于大规模无约束优化问题：minf(x)，x∈R
n
,式中：函数f:R
n
→
R连续可微，其迭代公式为：x
k+1
＝x
k
+a
k
d
k
，k＝0，1，2，...，式中：a
k
是搜索步长，由某种线索确定；d
k
是第k次的搜索方向，其迭代公式为：式中：g
k+1
是函数f在x
k+1
处的梯度β
k+1
∈R是一个参数；S3、建立模型：S31、建立低温低压模型，低压下(P
b
＜10MPa)：S32、建立高温高压模型，高压下(P
b
≥10MPa)：式中，P
b
为地层原油泡点压力，单位为MPa；R
s
为溶解气油比，单位为m3/m3；γ
g
为天然气的相对密度，单位为1；γ
o
为地面脱气原油的相对密度，单位为1；T为地层温度，单位为℃；C
7+
为C7以上的组分的摩尔百分数，单位为％；(N2+C1) 为氮气与CH4的摩尔百分数，单位为％；CO2为二...

【专利技术属性】
技术研发人员：王佳营，张旭，贾瑜，付宁，
申请(专利权)人：张旭贾瑜付宁，
类型：发明
国别省市：