考虑油藏参数时变的数值模拟方法
【专利摘要】本发明提供一种考虑油藏参数时变的数值模拟方法，该方法包括：步骤1，建立油藏数值模拟模型，在油藏数值模拟的每一步迭代计算过程中，根据该油藏数值模拟模型每个网格块的属性参数，计算得到一组新的注水冲刷倍数的数据场；步骤2，建立储层渗透率随注水冲刷倍数的变化关系模型，在迭代计算过程中时时校正油藏模型静态参数的动态变化范围；步骤3，计算基于物性变化的相对渗透率曲线的时变规律，描述迭代计算中每个网格的相对渗透率曲线；以及步骤4，在获得该相对渗透率曲线后，用以每一迭代时间步内计算油水运动规律。该考虑油藏参数时变的数值模拟方法具有原理简单、描述更加准确、可操作性强等特点，因而具有很好的推广应用价值。
【专利说明】考虑油藏参数时变的数值模拟方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及油藏数值模拟应用及油气田开发提高油藏采收率领域，特别是涉及到一种考虑油藏参数时变的数值模拟方法。
【背景技术】
[0002]对于陆相沉积的多层砂岩整装油藏，储层非均质严重，纵向和平面矛盾突出，剩余油分布复杂，特别是对于经过长期注水冲刷，综合含水超过98%的多层系高采出程度油藏，油藏储层目前的非均质性及其流体的渗流规律都随注水冲刷而发生了很大的变化。常规油藏数值模拟研究油藏模拟已经作为油藏工程研究和管理的标准技术被业内认同，它可以辅助油藏工程师开展划分层系井网结构、确定注采方式及驱替机理、定量研究剩余油分布规律、研究剩余油挖潜措施方案、开展开发方案预测与优化研究及提高采收率研究等。但常规数值模拟方法没有反映高注入倍数特征条件下油藏储层参数及渗流规律的变化，从而不能精确定量表征强注水冲刷油藏剩余油分布，直接影响了油田大幅度提高油藏最终采收率的准确性。为此我们发明了一种新的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，解决了以上技术问题。
【发明内容】
[0003]本发明的目的是提供一种原理简单、描述更加准确、可操作性强的考虑油藏参数时变的数值模拟方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现:考虑油藏参数时变的数值模拟方法，该考虑油藏参数时变的数值模拟方法包括:步骤1，建立油藏数值模拟模型，在油藏数值模拟的每一步迭代计算过程中，根据该油藏数值模拟模型每个网格块的属性参数，计算得到一组新的注水冲刷倍数的数据场；步骤2，建立储层渗透率随注水冲刷倍数的变化关系模型，在迭代计算过程中时时校正油藏模型静态参数的动态变化范围；步骤3，计算基于物性变化的相对渗透率曲线的时变规律，描述迭代计算中每个网格的相对渗透率曲线；以及步骤4，在获得该相对渗透率曲线后，用以每一迭代时间步内计算油水运动规律。
[0004]本发明的目的还可通过如下技术措施来实现:
在步骤I中，在时变油藏数值模拟研究过程中，定义该注水冲刷倍数为流过单位网格体积的累积注水量与该网格体积的比值。
[0005]该比值由每一步迭代以计算得到该组新的注水冲刷倍数的数据场。
[0006]在步骤2中，根据地质研究及动态分析，建立该储层渗透率随注水冲刷倍数的变化关系模型，以精确计算在高注水冲刷倍数下储层渗透率场的变化大小，从而在迭代计算过程中时时校正油藏模型静态参数的动态变化范围。
[0007]在步骤3中，根据实验及动态分析研究，建立束缚水饱和度变化值与渗透率倍数的关系模型，残余油饱和度变化值与渗透率倍数的关系模型，油相渗透率与绝对渗透率的关系模型，水相渗透率与油相渗透率的关系模型，以计算该基于物性变化的相对渗透率曲线的时变规律，描述迭代计算中每个网格的该相对渗透率曲线。
[0008]本发明中的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，针对传统的油藏数值模拟方法没有考虑油藏物性参数及相对渗透率曲线的时变性，不能反映油藏特高含水期后期物性分布及流体渗流规律，提出了在油藏数值模拟计算过程中考虑注水冲刷倍数与渗透率及相对渗透率的变化关系，从而建立动态变化模型的处理方法。采用此改进的数值模拟方法，能够有效反映油藏储层参数随注水冲刷倍数变化而变化的现象，从而保证了油藏数值模拟结果的可靠性，进而为油田开发方案的调整与优化提供合理的参考依据。其在计算过程中修改储层参数随注水冲刷倍数的变化，精确描述储层参数及流体在特高含水后期高注入倍数情况下的变化规律，定量表征储层经过长期注水冲刷后剩余油分布，探索该类油藏特高含水后期大幅度提高采收率技术，为同类油藏进一步有效挖潜提供借鉴和指导。
【专利附图】
【附图说明】
[0009]图1为本发明的考虑油藏参数时变的数值模拟方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中建立的渗透率变化倍数与注水冲刷孔隙体积倍数模型的不意图；
图3为本发明的一具体实施例中建立的束缚水饱和度与渗透率变化倍数模型的示意图； 图4为本发明的一具体实施例中建立的残余油饱和度与渗透率变化倍数模型的示意图； 图5为本发明的一具体实施例中建立的油相渗透率与渗透率变化倍数模型的示意图； 图6为本发明的一具体实施例中建立的水相渗透率与油相渗透率模型的示意图；
图7为本发明的一具体实施例中不考虑油藏参数时变计算的剩余油饱和度分布图；
图8为本发明的一具体实施例中考虑油藏参数时变计算的剩余油饱和度分布图。
[0010]
【具体实施方式】
[0011]为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
[0012]如图1所示，图1为本发明的考虑油藏参数时变的数值模拟方法的流程图。
[0013]在步骤101，建立数值模拟模型，在油藏数值模拟的每一步迭代计算过程中，根据该数值模拟模型每个网格块的属性参数，计算得到一组新的注水冲刷倍数的数据场。也就是说，在时变油藏数值模拟研究过程中，引入注水冲刷倍数的概念。定义注水冲刷倍数为流过单位网格体积的累积注水量与该网格体积的比值。该值由每一步迭代计算得到一组新的注水冲刷倍数的数据场。流程进入到步骤102。
[0014]在步骤102，根据地质研究及动态分析，建立储层渗透率随注水冲刷倍数的变化关系模型，以精确计算在高注水冲刷倍数下储层渗透率场的变化大小，从而在迭代计算过程中时时校正油藏模型静态参数的动态变化范围。流程进入到步骤103。
[0015]在步骤103，根据实验及动态分析研究，建立束缚水饱和度变化值与渗透率倍数的关系模型，残余油饱和度变化值与渗透率倍数的关系模型，油相渗透率与绝对渗透率的关系模型，水相渗透率与油相渗透率的关系模型，计算基于物性变化的相对渗透率曲线的时变规律，描述迭代计算中每个网格的相对渗透率曲线。流程进入到步骤104。
[0016]在步骤104，在已有油藏数值模拟软件的基础上，得到每一个迭代时间步的注水冲刷倍数数据场后，按照油藏开发的含水阶段进行分段，分阶段利用步骤102建立的渗透率随注水冲刷倍数的变化关系模型计算每个网格渗透率变化倍数，在模型中时时修改模型渗透率大小，然后根据步骤103建立的相对渗透率时变模型计算每个网格的相对渗透率曲线的变化，获得新的相对渗透率曲线后，用以每一迭代时间步内计算油水运动规律。流程结束。
[0017]本发明的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，通过修改渗透率及相对渗透率曲线，数值模拟模型计算充分反映了储层参数及流体流动规律的变化，有效模拟了特高含水后期近极限含水条件下的水驱油运动规律，保证了特高含水后期油藏数值模拟的准确性，为开展剩余油分布研究与挖潜、开发调整方案的制定提供了有利的技术保障。
[0018]在应用本发明的考虑油藏参数时变的数值模拟方法的一具体实施例中，建立数值模拟概念模型，模型X方向45个网格，Y方向I个网格，Z方向10个网格。平面网格步长10米，纵向网格步长I米。模型孔隙度取0.28，均质模型渗透率2000X10-3 μ m2。初始含油饱和度0.67，初始含水饱和度0.33，地层压力取21.3MPa。注采单元为一注一采，注采比控制为I。
[0019]建立的渗透率变化倍数与注水冲刷孔隙体积倍数模型见图2，如图3到图6，图3为本发明的一具体实施例中建立的束缚水饱和度与渗透率变化倍数模型的示意图；图4为本发明的一具体实施例中建立的残余油饱和度与渗透率变化倍数模型的示意图；图5为本发明的一具体实施例中建立的油相渗透率与渗透率变化倍数模型的示意图；图6为本发明的一具体实施例中建立的水相渗透率与油相渗透率模型的示意图。
[0020]注采井分别位于模型两端。生产井以每天0.392立方米的液量进行定液量生产，最小井底流压为llMPa，注水井注水量按油藏注采比I进行软件自动计算，极限含水取
0.98。在计算过程中考虑高注水冲刷倍数下渗透率和相对渗透率发生一定的变化。图7为本发明的一具体实施例中不考虑油藏参数时变计算的剩余油饱和度分布图，图8为本发明的一具体实施例中考虑油藏参数时变计算的剩余油饱和度分布图。计算结果表明，当不考虑油藏参数时变时，纵向水驱油效率相对接近，纵向下部大部分剩余油接近残余油饱和度，上部只有局部存在剩余油富集。当考虑油藏参数时变时，储层底部渗透率随注水冲刷倍数增大而变大，相对渗透率端点残余油饱和度降低，注入水主要沿储层底部窜流到生产井，纵向上驱油效率差别相对较大，顶部剩余油富集范围相对较大。研究结果表明，考虑油藏参数时变对剩余油分布影响非常大，需要在实际油藏数值模拟研究中加以重视，以获得更加准确的研究结论，指导油田开发方案的调整与优化。
[0021]本发明中的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，能够很好地反映随着开发的进行储层参数的变化及相对渗透率的端点变化对油水运动规律的影响，从而保证了特高含水后期油藏数值模拟的准确性，进而为油田开发方案的调整与优化提供合理的参考依据。
【权利要求】
1.考虑油藏参数时变的数值模拟方法，其特征在于，该考虑油藏参数时变的数值模拟方法包括: 步骤1，建立油藏数值模拟模型，在油藏数值模拟的每一步迭代计算过程中，根据该油藏数值模拟模型每个网格块的属性参数，计算得到一组新的注水冲刷倍数的数据场； 步骤2，建立储层渗透率随注水冲刷倍数的变化关系模型，在迭代计算过程中时时校正油藏模型静态参数的动态变化范围； 步骤3，计算基于物性变化的相对渗透率曲线的时变规律，描述迭代计算中每个网格的相对渗透率曲线；以及 步骤4，在获得该相对渗透率曲线后，用以每一迭代时间步内计算油水运动规律。
2.根据权利要求1所述的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，其特征在于，在步骤I中，在时变油藏数值模拟研究过程中，定义该注水冲刷倍数为流过单位网格体积的累积注水量与该网格体积的比值。
3.根据权利要求2所述的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，其特征在于，该比值由每一步迭代以计算得到该组新的注水冲刷倍数的数据场。
4.根据权利要求1所述的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，其特征在于，在步骤2中，根据地质研究及动态分析，建立该储层渗透率随注水冲刷倍数的变化关系模型，以精确计算在高注水冲刷倍数下储层渗透率场的变化大小，从而在迭代计算过程中时时校正油藏模型静态参数的动态变化范围。
5.根据权利要求1所述的考虑油藏参数时变的数值模拟方法，其特征在于，在步骤3中，根据实验及动态分析研究，建立束缚水饱和度变化值与渗透率倍数的关系模型，残余油饱和度变化值与渗透率倍数的关系模型，油相渗透率与绝对渗透率的关系模型，水相渗透率与油相渗透率的关系模型，以计算该基于物性变化的相对渗透率曲线的时变规律，描述迭代计算中每个网格的该相对渗透率曲线。
【文档编号】E21B49/00GK104179499SQ201310200461
【公开日】2014年12月3日 申请日期:2013年5月27日 优先权日:2013年5月27日
【发明者】曹绪龙, 王延忠, 谭保国, 陈燕虎, 许强, 郭兰磊, 唐从见, 戴涛, 张世明, 董亚娟, 宋勇, 胡慧芳, 侯玉培, 王成锋, 柳士成, 黄迎松, 郭士博, 单联涛, 王红艳 申请人:中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院