，为以后的预测工作奠定良好的基础。
[0050]2.2水驱历史拟合从1965年开始，终止时间是2009年，此阶段拟合了试验区的地质储量、累积产油量、综合含水率，并着重对试验区目的层的地质储量、累积产油量及单井动态参数等进行了拟合。对于产油、含水等关键性指标，全区拟合符合率达到90%以上，单井符合率在85%以上，使试验区的含水、采出程度等与实际基本吻合，为以后方案的预测工作打下了良好的基础。
[0051]2.3地质储量拟合
[0052]在建立地质模型过程中，为了完善注采井网关系，准确反映实际地层动用状况，考虑了油水井关系，并通过调整有效厚度、孔隙度和原始含水饱和度，拟合地质储量为4399.3X 104t，实际地质储量为4325.15X 104t，相对误差为1.7%。
[0053]2.4区块和单井开发指标拟合结果
[0054]试验区块和单井开发指标拟合程度较高，全区符合率达到90%以上，单井符合率在85%以上，为以后的模拟运算提供了良好的基础。图3为试验区块日产油量和含水率拟合曲线，图4为其中两口井的日产油和含水率拟合曲线。
[0055]步骤3、模拟区块确定；
[0056]3.1、依据与室内实验做对比的原则，选取了试验区块中一块实际的地质模型，井网部署为五点法井网，井距拟定为125m井距。所选取的实际地质模型面积约为1.59km2，模型分为4小层，油层的初始含水饱和度为25.34%,平均孔隙度为27.75%,平均渗透率为824.75Χ1(Γ3μπι2，初始地层压力为10.99MPa，其它流体性质及参数均采用油田实际数据；
[0057]3.2、由模拟区块的水驱历史拟合结果可知，到模拟结束时模拟区块的综合含水率为95.0%，采出程度为46.37%，水驱剩余油饱和度为53.63%。针对此模拟区块，首先，进行聚合物溶液驱油，所述的聚合物分子量为2500万，聚合物溶液浓度为1200mg/L，粘度为40?50mPa *s，拟定注入速度为0.2PV/a，油井定压生产，井底流压为6MPa，然后，进行凝胶(所述的凝胶为铬离子凝胶体系)与化学剂交替注入驱油数值模拟；
[0058]3.3、选用CMG油藏数值模拟软件进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟计算，首先做好Eclipse软件与CMG软件的数据对接，以便能在Eclipse软件模拟水驱的基础上，利用CMG软件进行下一步的聚驱和凝胶与化学剂驱的数值模拟运算；
[0059]步骤4、数值模拟预测方案设计。
[0060]根据对比分析凝胶与化学剂(所述的化学剂为聚合物、表面活性剂、聚表二元复合体系)交替注入驱油效果，优化凝胶和化学剂注入段塞的大小的具体要求，设计数值模拟预测方案；
[0061]所述的数值模拟预测方案为:
[0062]数值模拟预测方案一:相同段塞大小、不同注剂交替注入
[0063]水驱至含水率为93 %?98 %，聚驱注入量0.62PV?0.66PV，后续水驱至综合含水率为98%;分别模拟聚驱后凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元在相同段塞大小下的交替注入效果，段塞大小分别为0.02PV、0.04PV、0.08PV和0.1PV，共注入0.64PV或0.60PV ;后续水驱至综合含水率为98%。
[0064]数值模拟预测方案二:不同段塞大小、不同注剂交替注入
[0065]水驱至含水率为93 %?98 %，聚驱注入量0.62PV?0.66PV，后续水驱至综合含水率为98% ;分别模拟不同段塞大小的凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元交替注入，再后续水驱至综合含水率为98%。
[0066]数值模拟预测方案三:水驱后直接凝胶与化学剂的交替注入
[0067]水驱至含水率为93%?98%，后分别模拟直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元的驱油效果，注入段塞大小采用以上两个方案中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98%。
[0068]数值模拟预测方案四:聚驱后无后续水驱直接凝胶与化学剂的交替注入
[0069]水驱至含水率为93%?98%，聚驱注入量0.62PV?0.66PV，不后续水驱，分别直接交替注入凝胶+聚合物、凝胶+表面活性剂和凝胶+聚表二元，注入段塞大小采用方案一和方案二中的最优段塞，再后续水驱至综合含水率为98 %。
[0070]综上所述，本发明提供了一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研宄方法，通过数值模拟方法，拟合试验区块凝胶与化学剂交替注入驱替过程，结合实际地质数据，利用Petrel软件建立试验区块的精细地质模型；在地质模型的基础上，利用Eclipse软件对实际生产数据进行历史拟合，更好的校正地质模型和一些流体参数，并且达到了全区拟合精度90%以上，单井拟合精度85%以上的效果。
[0071]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。
【主权项】
1.一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研宄方法，其特征在于，具体步骤如下: 步骤1、建立地质模型； 步骤2、水驱阶段历史拟合； 2.1地质模型和流体参数校正； 2.2水驱历史拟合； 2.3地质储量拟合； 2.4获得区块和单井开发指标拟合结果； 步骤3、模拟区块确定； 步骤4、数值模拟预测方案设计。
2.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于:所述的步骤I包括区块网格划分；静态参数插值计算和地层流体性质及高压物性参数计算； 所述的区块网格划分为:利用Petrel软件，结合实际地质数据，建立试验区块的精细地质模型，并对地层属性进行插值计算，划分网格节点；地质模型网格精度为1mX 10m，并对地层属性进行插值计算，划分的网格节点为109X50X72 = 392400个；在提供的油层油水界面深度和深度处的参考压力值基础上； 利用Eclipse软件插值出每个网格的初始含水饱和度和初始地层压力，并得到模型所需的顶深数据；将相对渗透率曲线中的数据进行归一化处理，曲线整体变化平滑后，利用Eclipse软件对实际生产数据进行了历史拟合，全区拟合精度达到90%以上，单井拟合精度达到85%以上； 所述的静态参数插值计算为:孔隙度、渗透率、有效厚度和单层厚度均采用移动平均插值技术获得井间静态地层参数值；利用Eclipse软件内部具用的插值方法，根据所提供的油层油水界面深度和深度处的参考压力值，插值出每个网格的初始含水饱和度和初始地层压力；由于小层顶深不存在插值问题，依照小层库中实际静态数据，对顶部的地层深度直接进行插值计算，得到模型所需的顶深数据；利用Petrel软件建立油藏属性模型；孔隙度和渗透率均根据实际静态数据插值获得，其中纵向渗透率约为平面渗透率的I %。
3.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于:所述的地层流体性质及高压物性参数计算为:针对油田提供的相对渗透率曲线，首先将数据进行归一化处理，去除偏差较大的数据点，然后根据总体趋势和理论曲线形态添加必要的数据点，使曲线整体变化平滑。
4.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于:所述的地质模型和流体参数校正为:水驱阶段采用Eclipse黑油模拟器E100，迪卡尔坐标系统，块中心网格，全隐式求解；整个模拟过程所涉及的相态为:油、水、气和溶解气，初始状态只有油、水两相，所述的油包含溶解气；在模型建立的基础上，通过对实际生产数据的历史拟合工作，更好的校正地质模型和一些流体参数。
5.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于:所述的水驱历史拟合为:拟合时间段为1965年?2009年，此阶段拟合了试验区的地质储量、累积产油量、综合含水率，并着重对试验区目的层的地质储量、累积产油量及单井动态参数等进行了拟合；对于产油、含水等关键性指标，全区拟合符合率达到90%以上，单井符合率在85%以上。
6.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于:所述的地质储量拟合为:在建立地质模型过程中，为了完善注采井网关系，准确反映实际地层动用状况，考虑了油水井关系，并通过调整有效厚度、孔隙度和原始含水饱和度，拟合地质储量和实际地质储量，计算相对误差。
7.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于:所述的获得区块和单井开发指标拟合结果为:试验区块和单井开发指标拟合程度较高，全区符合率达到90%以上，单井符合率在85%以上。
8.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于:所述的模拟区块确定具体包括如下步骤: 依据与室内实验做对比的原则，选取了试验区块中一块实际的地质模型作为模拟区块丰旲型； 由模拟区块的水驱历史拟合结果可知，到模拟结束时模拟区块的综合含水率为95.0%，采出程度为46.37%，水驱剩余油饱和度为53.63% ;针对此模拟区块，首先进行聚合物溶液驱油，所述的聚合物分子量为2500万，聚合物溶液浓度为1200mg/L，粘度为40?50mPa.s，拟定注入速度为0.2PV/a，油井定压生产，井底流压为6MPa，然后，进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟； 选用CMG油藏数值模拟软件进行凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟计算，首先做好Eclipse软件与CMG软件的数据对接，以便能在Eclipse软件模拟水驱的基础上，利用CMG软件进行下一步的聚驱和凝胶与化学剂驱的数值模拟运算。
9.根据权利要求1所述的数值模拟研宄方法，其特征在于，所述的数值模拟预测方案设计为:根据对比分析凝胶与化学剂交替注入驱油效果，优化凝胶和化学剂注入段塞的大小的具体要求，设计数值模拟预测方案。
【专利摘要】本发明涉及一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研究方法，包括步骤1、建立地质模型；步骤2、水驱阶段历史拟合；步骤3、模拟区块确定；步骤4、数值模拟预测方案设计。本发明通过数值模拟方法，拟合试验区块凝胶与化学剂交替注入驱替过程，结合实际地质数据，利用Petrel软件建立试验区块的精细地质模型；通过静态参数差值计算得到了模型所需要的初始含水饱和度、初始地层压力和顶深等数据；利用Eclipse软件对实际生产数据进行历史拟合，更好的校正地质模型和一些流体参数，并且达到了全区拟合精度90％以上，单井拟合精度85％以上的效果；利用CMG软件进行聚驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的数值模拟，以解决试验区块含水率上升速度快、原油采收率低等问题。
【IPC分类】G06F17-50
【公开号】CN104615806
【申请号】CN201410809798
【发明人】张继红, 刘丽, 程翘楚, 徐思宁, 赵薇, 王亚楠, 朱莹, 张静
【申请人】东北石油大学
【公开日】2015年5月13日
【申请日】2014年12月23日