复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集的快速识别方法与流程

本发明涉及一种复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集的快速识别方法，属于复杂断块油田开发领域。
背景技术：
：复杂断块油藏具有“小、散、贫、碎”的地质特点，开发井网及储量控制程度受储层平面展布形状的影响很大，多数断块不能形成的完善的注采井网。由此导致复杂断块油藏普遍存在含水上升快、采出程度低的问题，如何有效提高水驱开发后剩余油的二次富集程度和采出程度，是提高复杂断块油田水驱开发效果和提高油藏最终采收率的关键。常规油藏高含水后期剩余油富集的研究，大多没有考虑注采井网不完善这一因素带来的影响，富集规律和计算方法相对简单。然而，在实际情况中，储层的地质特征和注采井网不完善双重因素均会对复杂断块油藏产生影响，使得高含水后期储层中依然会存在大量剩余油，且主要分布在非均质性强的层段以及井网控制不到的区域。因此，常规油藏高含水后期剩余油富集的研究并不能满足复杂断块油藏实际开发的需要，其在实际应用过程中存在无法有效进行剩余油二次富集的快速计算，不能准确预测驱替前缘动态参数变化等一系列问题。综上所述，提供一种新型的复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集的计算方法成为本领域亟待解决的技术问题。技术实现要素：为解决上述技术问题，本发明提供了一种复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集的快速识别方法，其能够准确预测驱替前缘参数的变化情况，使得复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集的快速计算得以实现。为达到上述目的，本发明提供了一种复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集的快速识别方法，该方法包括以下步骤：步骤S10，对目标油藏进行测量，以获得目标油藏的地质参数和井网参数；步骤S11，根据目标油藏的地质参数和井网参数，建立目标油藏的初步物理模型；步骤S12，基于目标油藏的初步物理模型，根据流线流管法进行拟合计算，以获得采油井的动态拟合特征和剩余油二次富集前的饱和度场，并对目标油藏的初步物理模型进行修正，以得到修正后的物理模型；其中，所述采油井的动态拟合特征可以表示采油井的实际生产动态；步骤S13，基于修正后的物理模型，对剩余油富集过程中的各节点分别进行垂直富集和水平富集的计算，以得到各节点的储层饱和度和含水率；完成目标油藏高含水后期剩余油二次富集的识别。与现有技术相比，本发明提供的技术方案同时对复杂断块油藏储层的地质特征和注采井网特征这两个因素进行了研究，并在此基础上，通过建立目标油藏的物理模型(该物理模型具有目标油藏的典型地质特征)，并结合本领域中的流线流管法理论和公式，最终得到的计算方法能够有效应用于复杂断块油藏，实现剩余油二次富集的快速计算，及躯替前缘动态参数变化的准确预测。在本发明提供的技术方案中，所述流线流管法是指流线法和流管法，其中，流线法是对地下流体平面运移规律进行数学描述的一种数学表征方法；流管法是对地下流体所处的空间结构和空间内各节点运移关系进行数学描述的一种物理模型构建方法；这两种方法都是本领域已知的计算方法，是本领域的专业术语。在上述计算方法中，优选地，在步骤S12中，所述采油井的动态拟合特征包括以下参数：产油量、产水量和含水率。在上述计算方法中，优选地，在步骤S11中，根据目标油藏的地质参数和井网参数，建立目标油藏的物理模型包括以下步骤：根据获得的井网参数，设置初步物理模型的底面类型；根据获得的地质参数，设置初步物理模型的地质参数。在上述计算方法中，优选地，根据获得的井网参数，设置初步物理模型的底面类型包括以下步骤：根据获得的井网参数，确定目标油藏的井网类型、油水井数比、井距和排距；根据所述井网类型和油水井数比，设置初步物理模型的底面类型(设置流程如图2所示)：所述井网类型为交错时，设置初步物理模型的底面类型为正三角形；所述井网类型为正对，且油水井数比＝1时，设置初步物理模型的底面类型为矩形；所述井网类型为正对，且油水井数比≠1时，设置初步物理模型的底面类型为正三角形；初步物理模型的底面类型为矩形时，设置矩形的长等于井距，矩形的宽等于排距；初步物理模型的底面类型为正三角形时，设置正三角形的边长的等于井距，正三角形的高等于排距。在本发明提供的技术方案中，初步物理模型是一个具有三维空间结构的模型，该三维空间结构包括水平X方向、水平Y方向和垂直Z方向(水平X方向与水平Y方向相互垂直，垂直Z方向分别垂直于X方向和Y方向)，初步物理模型的底面在所述水平X方向和水平Y方向共同构成的水平面上，按上述方法确定好底面类型后，将底面沿着垂直Z方向平移一段距离(该段距离即为初步物理模型的厚度，其等于实际储层的厚度)后得到的三维空间结构即为初步物理模型的空间结构，例如按照上述方法确定底面类型为矩形，将矩形沿着竖直方向平移一段距离后得到立方体结构，该立方体结构即为初步物理模型的空间结构。在该空间结构中，将每个单油层按照水平X、水平Y、垂直Z划分三个方向，在水平面上按照流体在地下渗流时的主流线方向，将平面划分成多条流管(如图8所示)；每条流管的长度根据油藏形状的不同而不同，数值上等于单根流管所在平面对应位置的油藏长度。对于规则的矩形油藏，同一平面上的每条流管的长度相同；对于三角形油藏，同一平面上的每条流管的长度不同。每条流管的宽度(所述宽度为流管的直径)和长度(所述长度为主流线方向上流管的长度)在数值上相同，划分尺度根据油藏大小灵活决定，取值范围为1-20m。平面流管划分完成后，在与主流线垂直的方向，依据与平面设置相同的流管的宽度和长度继续划分，三个方向上的流管会在空间中相交形成网格，相交点就是计算节点(如图9所示，图中圆点表示节点，圆管表示流管)；主流线方向上的每条流管都对应一个产出端。由于地层是非均质的，所以流体在地下渗流过程中通常具有各向异性，即流动方向不是单一的，可能四面八方都有流动，但一定会存在一个主要流动方向，这与开采有关。因为不论是采油井还是注水井，在井点附近都会造成地层压力的变化(采油井点附近的地层压力会降低，注水井点附近的地层压力会升高)，从而在开采区域内形成一个压力差，该压力差就是驱动地下流体流动的主要动力来源，这个方向就是本发明所述的主流线方向。在上述计算方法中，优选地，所述步骤S12包括以下步骤：步骤S121，对初步物理模型的储层特征参数进行预设，得到预设的储层特征；利用采油井的实际动态历史特征对预设的储层特征参数进行拟合，以确定最终的采油井的动态拟合特征和初步物理模型的储层特征；其中，所述采油井的实际动态历史特征包括产油量、产水量和含水率这些参数；步骤S122，根据流线流管法，初步拟合得到剩余油二次富集前的含油饱和度场；利用饱和度修正关系式对初步拟合得到的剩余油二次富集前的含油饱和度场进行拟合修正，以确定最终的剩余油二次富集前的含油饱和度场；步骤S123，对目标油藏的初步物理模型进行修正，得到修正后的物理模型。在上述计算方法中，优选地，在步骤S121中，所述储层的特征参数包括初始含油饱和度、储层厚度、储层倾角、注采速度和平均渗透率。在上述计算方法中，优选地，在步骤S121中，利用采油井的实际动态历史特征对预设的储层特征参数进行拟合，以确定最终的采油井的动态拟合特征和初步物理模型的储层特征，包括以下步骤：基于目标油藏的初步物理模型，根据流线流管法进行拟合计算，获得初步拟合得到的采油井的动态拟合特征；初步拟合得到的采油井的动态拟合特征与目标油藏的采油井的实际动态历史特征相符合时，则判断初步拟合得到的采油井的动态拟合特征是符合要求的；初步拟合得到的采油井的动态拟合特征与目标油藏的采油井的实际动态历史特征不相符合时，则判断初步拟合得到的采油井的动态拟合特征是不符合要求的；此时，需要对初步物理模型的储层特征参数进行修改，并根据流线流管法对采油井的动态拟合特征进行重新拟合，直至采油井的动态拟合特征与目标油藏上采油井的实际动态历史特征相符合；初步拟合得到的采油井的动态拟合特征与目标油藏的采油井的实际动态历史特征相符合时，确定其对应的储层特征即为初步物理模型的储层特征。在上述计算方法中，优选的，在步骤S122中，根据流线流管法，初步拟合得到剩余油二次富集前的含油饱和度场包括以下步骤：计算主流线方向上各个节点的含水率和含水上升率；计算主流线方向上的含水前缘饱和度及含水前缘位置；计算主流线方向上产出端的总含水率。在上述计算方法中，优选地，在步骤S122中，利用饱和度修正关系式对初步拟合得到的剩余油二次富集前的含油饱和度场进行拟合修正，包括以下步骤：设置饱和度修正关系式，对初步拟合得到的剩余油二次富集前的含油饱和度场进行修正，得到修正后的含油饱和度场；所述修正后的含油饱和度场与目标油藏的实际含油饱和度场相符合时，则判断修正后的含油饱和度场是符合要求的；所述修正后的含油饱和度场与目标油藏的实际饱和度场不相符合时，则判断修正后的含油饱和度场是不符合要求的；此时，重新设置饱和度修正关系式，对剩余油二次富集前的含油饱和度场进行重新修正，直至修正后的含油饱和度场与目标油藏的实际含油饱和度场相符合；修正后的含油饱和度场与目标油藏的实际含油饱和度场相符合时，确定其为最终的剩余油二次富集前的含油饱和度场。在本发明提供的技术方案中，地下实际的饱和度场是未知的，通过单井测试获得的信息，仅能代表地下一个点，即该井所在位置当时的饱和度大小。对于整体油藏而言，通过若干个井点获得的饱和度数据，对于整个油藏范围而言仍然是非常有限的，因此需要通过这些已知数据对油藏其它位置的饱和度进行预测，预测数据通常是根据相邻已知点的数据，通过插值方法得到相邻两点间的未知数据，但这样插值得到的预测结果，并不能代表真实的油藏饱和度，因此需要检验和修正。而检验的方法就是通过不断修正插值方法预测得到的饱和度，来拟合单井动态(包括产油、产水、含水率)，因为单井动态是实际能测得的数据。如果单井拟合结果与实际单井动态是吻合的，那么说明预测饱和度或者修正后的饱和度，与实际饱和度场吻合；否则，需要继续修正。在上述计算方法中，优选地，在步骤S11中，该计算方法还包括按照目标油藏的实际地质结构特征，设置初步物理模型的沉积韵律、地质倾角和渗透率各向异性；其中：沉积韵律是指按颗粒大小、比重的顺序先后分层沉积而成成岩的规律，分为均质韵律、正韵律、反韵律三种；均质韵律砂层：水动力条件相对稳定，层内岩性，物性均质；正韵律砂层：下部粒度粗，上部粒度细，反映了沉积环境水动力条件由下到上变弱；反韵律砂层：下部粒度细，上部粒度粗，沉积环境水动力条件由下到上变强；地层倾角是指油水井之间油层走向与水平面之间的夹角；渗透率各向异性是指油层在不同方向上都存在渗透率变化的差异性。在上述计算方法中，优选地，根据获得的地质参数，设置初步物理模型的地质参数，主要是指按照获得的目标油藏的实际地质参数，设置初步物理模型的平均渗透率、初始含油饱和度、孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度、渗透率级差、地下原油粘度、储层厚度、储层划分层数、注采速度等油藏测量中需要获取的常规参数；其中：平均渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力大小；初始含油饱和度是油层有效孔隙中含油体积和岩石有效孔隙体积之比，以百分数表示；孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值；束缚水饱和度是指由于岩石表面润湿性导致残留在岩石孔隙中的最小水体所占储集层孔隙体积的百分比；残余油饱和度是指残余油在岩石孔隙中所占体积的百分数；渗透率级差是指最大渗透率与最小渗透率的比值；地下原油粘度是指在地层条件下原油内部某一部分相对于另一部分流动时摩擦阻力的度量。在上述计算方法中，优选地，在步骤S11结束后，步骤S12开始前，该计算方法包括基于目标油藏的初步物理模型，对初步物理模型的纵向划分层数和纵向非均质性进行预设的步骤，其包括以下过程：初步物理模型的单层厚度＝初步物理模型的总厚度/预设的纵向划分层数；初步物理模型的初始非均质性＝预设的纵向非均质性。在上述计算方法中，优选地，在步骤S122中，基于目标油藏的初步物理模型，根据流线流管法，初步拟合得到剩余油二次富集前的饱和度场包括以下步骤：①计算主流线方向上各个节点的含水率和含水上升率；此处的含水率指的是主流线方向上利用贝克莱-列维尔特公式(简称B-L公式)计算得到的含水率，物理模型中主流线上的各个节点通过该公式计算后都能获得一个对应的数据，因此得到的是一系列数据点；②计算主流线方向上的含水前缘饱和度及含水前缘位置；③计算主流线方向上产出端的总含水率；④对主流线方向上产出端的总含水率进行判断，根据采油井的实际含水率对储层特征参数进行修正，使采油井的拟合含水率与实际含水率相符；⑤基于步骤①至步骤④的计算方法，得到采油井的拟合含水率达到剩余油二次富集要求时对应的含油饱和度场，该含油饱和度场为预测值；⑥对边界至主流线进行含油饱和度插值，以修正步骤⑤得到的含油饱和度场，从而得到剩余油二次富集前的饱和度场。在上述计算方法中，优选地，在步骤①中：所述主流线方向上各个节点的含水率的计算公式如式1所示，式1可以用于计算物理模型中任意一个点对应的含水率在式1中，fw为含水率，小数；krw、kro为水相、油相的相对渗透率，无因次；μw、μo为水相、油相的粘度，mPa·s；更优选地，所述含水上升率的计算公式如式2所示在式2中，f'w为含水上升率(含水率的倒数)，小数；Sw为含水饱和度，小数；i为第i个节点位置处，i-1为i节点的前一个节点位置处。在上述计算方法中，优选的，在步骤②中，计算含水前缘饱和度及含水前缘位置包括：根据Sw—fw关系曲线，通过Swi点与每个Sw—fw关系曲线节点连接成线，求该线的导数，导数值最大的节点，则为前缘含水饱和度Swf；再根据Sw—f'w关系，得到f'w(Swf)值；最后，求出含水前缘位置xf。在上述计算方法中，优选地，在步骤②中，所述主流线上的含水前缘位置的计算公式如式3所示其中，在式3中，xf为含水前缘位置，m；x0为含水初始位置，m；f'w(Swf)为含水前缘饱和度对应的含水上升率，小数；Φ为孔隙度，小数；A为截面积，m2；Q为流量，m3；t为驱替时间，天；fw(Swf)为含水前缘饱和度对应的含水率，小数；Swf为含水前缘饱和度，小数；Swc为束缚水饱和度，小数。在上述计算方法中，优选地，在步骤③中，计算主流线方向上产出端的总含水率包括：根据各层的注水量和每条流管的渗透率的比值，对每条流管的流量进行劈分，计算各层的见水时间和各层产出端的含水率；根据每条流管的流量对各层产出端的含水率进行加权平均，以得到主流线上产出端的总含水率。在上述计算方法中，优选地，在步骤③中，优选地，所述各层的见水时间的计算公式如式4所示在式4中，xf为含水前缘位置，m；x0为含水初始位置，m；f'w(Swf)为含水前缘饱和度对应的含水上升率，小数；A为截面积，m2；Q为流量，m3。在上述计算方法中，优选地，在步骤③中，各层产出端的含水率的计算包括：在计算的时候先判断各流管的见水时间，然后采用流量劈分法，根据式5所示的公式，计算各层产出端的含水饱和度对应的含水上升率，然后根据式2所示的公式，计算各层产出端的含水率fw；在式5中，t为生产时间，天；T为见水时间，天；L为油水井距，m；f'w(SwL)为各层产出端的含水饱和度对应的含水上升率，小数。在上述方法中，优选地，在步骤④中，对主流线方向上产出端的总含水率进行判断包括以下步骤：从初始时刻开始，将计算得到的主流线方向上产出端的总含水率与采油井的实际含水率进行数值对比；当两者数值不符时，对储层特征参数进行修正，若修正后的模型得到的计算含水率与实际含水率的数值差异较大，则需继续修正储层特征参数；若修正后的模型得到的计算含水率与实际含水率的数值一致或差异很小，则该时刻点对应的含水率的拟合过程完成，开始判断下一个时刻点对应的含水率；直至实际含水率测量的终止时刻，则判断过程结束，含水率拟合完成。其中，对于稀油油藏而言，数值差异在-5％-5％以内时，认为差异较小，否则认为差异较大；对于稠油油藏而言，数值差异在-15％-15％以内时，认为差异较小，否则认为差异较大。在上述计算方法中，优选地，在步骤S13中，所述垂直富集的计算过程包括：①计算每条流管各节点的垂向高度差，然后分别按照从上往下的方式和从下往上的方式对每条流管各节点的垂向高度差进行累计求和，以获得垂向上每条流管各节点的总垂向高度差(该总垂向高度差包括垂向上从上往下每条流管各节点的总垂向高度差，和垂向上从下往上每条流管给阶段的总垂向高度差)；②计算垂向上每条流管各节点完全平衡时的平均含水饱和度；其中，所述完全平衡指的是剩余油经过富集后再不能富集的状态，此时垂直方向与水平方向的含油饱和度不再发生变化；将每条流管所在层位的厚度与步骤①获得的垂向上每条流管各节点的总垂向高度差进行大小对比，从而得到垂向上每条流管各节点完全平衡时，饱和度剖面上各节点的最大饱和度平均值和最小饱和度平均值；③将每条流管各节点完全平衡时的平均含水饱和度与饱和度剖面上各节点的最大含水饱和度平均值和最小含水饱和度平均值进行大小对比，以获得剖面平衡态类型A、剖面平衡态次级类型B、剖面平衡态类型的节点间比例系数a、剖面平衡态次级类型的节点间比例系数b、剖面平衡态类型A的平衡位置和剖面平衡态次级类型B的平衡位置；④计算次生油水界面的剖面含水饱和度和剖面平衡态等效毛管力；⑤计算垂向上每条流管各节点的含水饱和度和油、水相的相对渗透率。在上述计算方法中，所述剖面平衡态类型A是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度大于最大含水饱和度的平均值的节点个数；所述剖面平衡态次级类型B是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度小于最小含水饱的平均值的节点个数；所述节点间比例系数包含剖面平衡态类型节点间比例系数a和剖面平衡态次级类型节点间比例系数b；其中，剖面平衡态类型节点间比例系数a是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度小于最大含水饱和度的平均值的节点个数占该条流管节点总数的比值；剖面平衡态次级类型节点间比例系数b是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度大于最大含水饱和度的平均值的节点个数占该条流管节点总数的比值；所述平衡位置是指在完全平衡条件下平均含水饱和度值所处的油层剖面的位置，其包括剖面平衡态类型A的平衡位置和剖面平衡态次级类型B的平衡位置；所述次生油水界面的剖面含水饱和度是指由于重力影响下产生次生油水界面下计算出剖面各节点的含水饱和度值；所述剖面平衡态等效毛管力是指根据次生油水界面的剖面含水饱和度计算出考虑重力影响的剖面各节点处的毛管力值。在上述计算方法中，优选地，在步骤①中，所述每条流管各节点的垂向高度差的计算公式如式6所示在式6中，Δh为由毛管力引起的高度差，m；Pc为每个节点处的毛管力，atm；γw为水的重度，×104N/m3；γo为油的重度，×104N/m3；i为下标表示第i个节点位置处，i+1表示i节点的下一节点位置处，例如Pc(i)表示第i个节点位置处的毛管力，Pc(i+1)表示第i+1个节点位置处的毛管力。优选地，在步骤①中，按照从上往下的方式对每条流管各节点的垂向高度差进行累计求和，得到垂向上各节点的总垂向高度差时，计算公式如式7所示在式7中，hud(i)为垂向上从上往下每条流管各节点的总垂向高度差；i为第i个节点位置处；j为第j个节点位置处；优选地，在步骤①中，按照从下往上的方式对每条流管各节点的垂向高度差进行累计求和，得到垂向上各节点的总垂向高度差时，计算公式如式8所示在式8中，hdu(i)为垂向上从下往上每条流管各节点的总垂向高度差；i为第i个节点位置处；j为第j个节点位置处；n为垂向上每条流管节点总数。在上述计算方法中，优选地，在步骤②中，垂向上每条流管各节点完全平衡时的平均含水饱和度的计算公式如9所示在式9中，为垂向上每条流管各节点完全平衡时的平均含水饱和度；Swz为垂向上每条流管完全平衡时各节点的含水饱和度；i为第i个节点位置处；n为垂向上每条流管节点总数；优选地，在步骤②中，垂向上每条流管各节点完全平衡时，饱和度剖面上各节点的最大含水饱和度的平均值的计算公式如式10所示在式10中，为垂向上每条流管各节点完全平衡时，饱和度剖面上各节点的最大含水饱和度的平均值；Sw为各节点含水饱和度；hud为垂向上从上往下每条流管各节点的总垂向高度差；h为小层厚度；Δh为垂向上每条流管各节点的垂向高度差；i为第i个节点位置处；j为第j个节点位置处；n为垂向上每条流管节点总数；优选地，在步骤②中，垂向上每条流管各节点完全平衡时，饱和度剖面上各节点的最小含水饱和度的平均值的计算公式如式11所示在式11中，为垂向上每条流管各节点完全平衡时，饱和度剖面上各节点的最小含水饱和度的平均值；Sw为各节点含水饱和度；hdu为垂向上从下往上每条流管各节点的总垂向高度差；h为小层厚度；Δh为垂向上每条流管各节点的垂向高度差；i为第i个节点位置处；j为第j个节点位置处；n为垂向上每条流管节点总数。在上述计算方法中，优选地，在步骤③中，所述剖面平衡态类型的节点间比例系数的计算公式如式12所示在式12中，a为剖面平衡态类型节点间比例系数；为垂向上每条流管各节点完全平衡时，饱和度剖面上各节点的最大含水饱和度的平均值；为垂向上每条流管各节点的平均含水饱和度；A为剖面平衡态类型；i为第i个节点位置处；n为垂向上每条流管节点总数。在上述计算方法中，优选地，在步骤③中，所述剖面平衡态次级类型的节点间比例系数的计算公式如式13所示在式13中，b为剖面平衡态次级类型节点间比例系数；为垂向上每条流管各节点完全平衡时，饱和度剖面上各节点的最小含水饱和度的平均值；为垂向上每条流管各节点的平均含水饱和度；B为剖面平衡态次级类型；i为第i个节点位置处；n为垂向上每条流管节点总数。在上述计算方法中，优选地，在步骤③中，剖面平衡态类型的平衡位置的计算公式如式14所示在式14中，xa为剖面平衡态类型平衡位置；h为小层厚度，m；hud为垂向上从上往下每条流管各节点的总垂向高度差，m；a为剖面平衡态类型节点间比例系数；i为第i个节点位置处；A为剖面平衡态类型。在上述计算方法中，优选地，在步骤③中，剖面平衡态次级类型的平衡位置的计算公式如式15所示在式15中，xb为剖面平衡态次级类型平衡位置；h为小层厚度，m；hdu为垂向上从下往上每条流管各节点的总垂向高度差，m；b为剖面平衡态次级类型节点间比例系数；i为第i个节点位置处；B为剖面平衡态次级类型。在上述计算方法中，优选地，在步骤④中，所述次生油水界面的剖面含水饱和度的计算公式如式16所示在式16中，Swpm为次生WOC界面位置每个节点的剖面含水饱和度，小数；Sw为相渗中每个节点对应的含水饱和度，小数；Δh为由毛管力引起的油水高度差，m；Hpm为次生WOC界面位置每个节点的剖面高度，m；i为第i个节点位置处。在上述计算方法中，优选地，在步骤④中，所述次生油水界面的剖面平衡态等效毛管力的计算公式如式17所示在式17中，Swpm为次生WOC界面位置每个节点的剖面含水饱和度，小数；Sw为相渗中每个节点对应的含水饱和度，小数；Pcpm为次生WOC界面位置每个节点的剖面毛管力，atm；Pc为毛管压力曲线中每个节点对应的毛管力，atm；i为下标表示第i个节点位置处，i-1表示i节点的前一个节点位置处。在上述计算方法中，优选地，在步骤⑤中，垂向上每条流管各节点的含水饱和度和油、水相的相对渗透率的计算过程包括：步骤1，计算在富集初始时刻，垂向上每条流管各节点对应的油相、水相的相对渗透率，计算公式如式18所示在式18中，Kr(t0)为富集初始时刻油水每个节点相对渗透率，无因次；Kr为油水相渗中每个节点对应的相对渗透率，无因次；Sw为油水相渗中每个节点对应的含水饱和度，小数；Sw(t0)为富集初始时刻每个节点的含水饱和度，小数；i为下标表示第i个节点位置处，i-1表示i节点的前一个节点位置处；步骤2，计算在富集过程中，垂向上每条流管各节点对应的含油饱和度，计算公式如式19所示在式19中，So为每个节点对应的含油饱和度，小数；KZ为Z方向上每个节点对应的渗透率，mD；Kro为每个节点的油相对渗透率，无因次；Krw为每个节点的水相对渗透率，无因次；μw为水的粘度，mPa·s；μo为油的粘度，mPa·s；Pc为每个节点的毛管力，atm；Pc∞为次生WOC界面位置每个节点的剖面毛管力，atm；φ为孔隙度，小数；t为富集时间，天；n为划分的时间段次数；i为第i个节点位置处；步骤3，计算在富集完成时刻，垂向上每条流管各节点对应的油相、水相的相对渗透率，计算公式如式20所示在式20中，Kr(tj)为计算富集完成时刻每个节点的相对渗透率，无因次；Kr为油水相渗中每个节点对应的相对渗透率，无因次；Sw为油水相渗中每个节点对应的含水饱和度，小数；Sw(tj)为计算富集完成时刻每个节点的含水饱和度，小数；i为下标表示第i个节点位置处，i-1表示i节点的前一个节点位置处。在上述计算方法中，优选地，在步骤S13中，所述水平富集的计算过程包括：步骤1，计算在富集初始时刻，平面上每条流管各节点对应的毛管力，计算公式如式21所示在式21中，Pc(t0)为富集初始时刻每个节点的毛管力，atm；Pc为毛管压力曲线中每个节点对应的毛管力，atm；Sw为油水相渗中每个节点对应的含水饱和度，小数；Sw(t0)为富集初始时刻每个节点的含水饱和度，小数；i为下标表示第i个节点位置处，i-1表示i节点的前一个节点位置处；步骤2，计算在富集过程中，平面上每条流管各节点对应的含油饱和度，计算公式如式22所示在式22中，So为每个节点对应的含油饱和度，小数；KZ为X方向上每个节点对应的渗透率，mD；Kro为每个节点的油相对渗透率，无因次；Krw为每个节点的水相对渗透率，无因次；μw为水的粘度，mPa·s；μo为油的粘度，mPa·s；Pc为每个节点的毛管力，atm；φ为孔隙度，小数；t为时间，天；n为划分的时间段次数；i为下标表示第i个节点位置处，i+1表示i节点的后一个节点位置处，i-1表示i节点的前一个节点位置处；步骤3，计算在富集完成时刻，平面上每条流管各节点对应的毛管力，计算公式如式23所示在式23中，Pc(tj)为富集完成时刻每个节点毛管力，atm；Pc为毛管压力曲线中每个节点对应的毛管力，atm；Sw为油水相渗中每个节点对应的含水饱和度，小数；Sw(tj)为富集完成时刻每个节点的含水饱和度，小数；i为下标表示第i个节点位置处，i-1表示i节点的前一个节点位置处；步骤4，根据计算得到的富集过程中平面上每条流管各节点对应的含油饱和度，以及公式20，得到平面上每条流管各节点的油相、水相的相对渗透率。在一个具体实施方式中，步骤S12包含以下过程(如图3和图4所示)：(1)对初步物理模型的特征参数进行预设，得到预设后的初步物理模型；其中，设置初步物理模型的单层厚度＝初步物理模型的总厚度/预设纵向划分层数；设置初步物理模型的初始非均质性＝预设纵向非均质性；(2)基于预设后的初步物理模型，根据流线流管法计算得到采油井的拟合含水率；(3)对计算得到的采油井的拟合含水率进行判断：所述拟合含水率与目标油藏上采油井的实际含水率相符合，判断所述拟合含水率是符合要求的；所述拟合含水率与目标油藏上采油井的实际含水率不相符合，判断所述拟合含水率是不符合要求的；此时，需要对初步物理模型的纵向划分层数和纵向非均质性进行修改，并重复步骤(2)-(3)的操作过程，直至所述拟合含水率与目标油藏上采油井的实际含水率相符合；(4)基于预设后的初步物理模型，设置目标含水率，根据流线流管法计算采油井的含水率达到目标含水率时的含油饱和度场；其中，所述目标含水率即为采油井的含水率达到关井富集时机时对应的含水率；(5)设置饱和度修正关系式，并利用其对步骤(4)计算得到的含油饱和度场进行修正，得到修正后的含油饱和度场；(6)对修正后的含油饱和度场进行判断：所述修正后的含油饱和度场与目标油藏的实际饱和度场相符合，判断修正后的含油饱和度场是符合要求的；所述修正后的含油饱和度场与目标油藏的实际饱和度场不相符合，判断修正后的含油饱和度场是不符合要求的；此时，重新设置饱和度修正关系式，重复步骤(5)至步骤(6)的操作过程，直至修正后的含油饱和度场与目标油藏的实际饱和度场相符合；(7)对目标油藏的初步物理模型进行修正，得到修正后的物理模型。在一个具体实施方式中，步骤S13包含以下过程：(1)计算每条流管各节点的垂向高度差，分别按照从上往下的方式和从下往上的方式进行累计求和，得到垂向各节点位置对应的总垂向高度差；(2)计算垂向上每条流管各节点完全平衡时的平均含水饱和度，根据每条流管所在层位的厚度与获得的垂向上各节点位置对应的总垂向高度差进行大小对比，得到所述饱和度剖面上各节点的最大含水饱和度平均值和最小含水饱和度平均值；(3)将垂向上的平均含水饱和度，与饱和度剖面上各节点的最大含水饱和度平均值和最小含水饱和度平均值进行大小对比，得到剖面平衡态类型、剖面平衡态次级类型、剖面平衡态类型的节点间比例系数、剖面平衡态次级类型的节点间比例系数、剖面平衡态类型的平衡位置和剖面平衡态次级类型的平衡位置；(4)计算次生油水界面的剖面含水饱和度和剖面平衡态等效毛管力；(5)预设富集时间和富集次数，在每次循环计算中，分别进行垂向和水平向富集计算，计算出每条流管各节点的含水饱和度和油、水相的相对渗透率(如图5所示)；(6)每循环完一次垂向和水平向富集计算，进行判断是否达到预设的富集次数，若未达到，再进行(5)步骤计算，若达到富集次数，则输出保存最后一次富集计算完的每条流管各节点的含水饱和度和油、水相的相对渗透率数据；(7)根据(6)步所得的数据，计算出采油井端含水率，即是采油井开井含水率，输出采油井开井含水率，计算结束。本发明的有益效果：现有方法不适用与复杂断块油藏的地质和井网特点，无法有效进行剩余油二次富集的快速计算，本发明提供的技术方案则有效解决了现有方法存在的这一弊端，其能够准确预测驱替前缘参数的变化情况，使得复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集的快速计算得以实现。附图说明图1为复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集快速识别方法的流程示意图；图2为实施例1中复杂断块油藏的初步物理模型的建立流程示意图；图3为实施例1中采油井的动态历史特征的拟合方法的流程示意图；图4为实施例1中剩余油二次富集前饱和度场的计算流程示意图；图5为实施例1中剩余油二次富集过程中各节点参数的计算流程示意图；图6为实施例1中复杂断块油藏物理模型的空间构造示意图；图7为实施例1中剩余油富集前后的平面含油饱和度场与垂向含油饱和度场对比图，图中A为富集前水平方向的含油饱和度场，C为富集前的垂直方向的含油饱和度场，B为富集后水平方向的含油饱和度场，D为富集后的垂直方向的含油饱和度场；图8为水平面沿主流线方向的流管示意图；图9为流管的空间结构示意图。具体实施方式为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。实施例本实施例以国内某一复杂断块油藏为研究对象，提供一种复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集快速识别方法，如图1所示，该方法包括：步骤S10，对目标油藏进行测量，以获得目标油藏的地质参数和井网参数(如表1所示)。步骤S11，根据目标油藏的地质参数和井网参数，建立目标油藏的初步物理模型，具体包括以下步骤：①根据获得的井网参数，设置初步物理模型的底面类型，具体包括以下过程：a、根据获得的井网参数，确定目标油藏的井网类型、油水井数比、井距和排距；b、根据所述井网类型和油水井数比，设置初步物理模型的底面类型(设置流程如图2所示)：当目标油藏的井网类型为交错时，将初步物理模型的底面类型设置为正三角形；当目标油藏的井网类型为正对，且油水井数比＝1时，将初步物理模型的底面类型设置为矩形；当目标油藏的井网类型为正对，且油水井数≠1时，将初步物理模型的底面类型设置为正三角形；在本实施例中，初步物理模型的底面类型为正三角形；c、根据上述确定的井距和排距，设置正三角形的边长等于井距，正三角形的高等于排距；d、底面类型确定为正三角形后，将底面沿着垂直方向平移一段距离，该距离位实际储层的厚度，得到的三维空间结构即为初步物理模型的空间结构，②按照目标油藏的实际地质结构特征，设置初步物理模型的沉积韵律、地质倾角和渗透率各向异性；其中，沉积韵律是指按颗粒大小、比重的顺序先后分层沉积而成成岩的规律，分为均质韵律、正韵律、反韵律三种；均质韵律砂层：水动力条件相对稳定，层内岩性，物性均质；正韵律砂层：下部粒度粗，上部粒度细，反映了沉积环境水动力条件由下到上变弱；反韵律砂层：下部粒度细，上部粒度粗，沉积环境水动力条件由下到上变强；地层倾角是指油水井之间油层走向与水平面之间的夹角；渗透率各向异性是指油层在不同方向上都存在渗透率变化的差异性。③按照获得的目标油藏的实际地质参数，设置初步物理模型的平均渗透率、初始含油饱和度、孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度、渗透率级差、地下原油粘度、储层厚度、储层划分层数、注采速度等油藏测量中需要获取的常规参数；其中，平均渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力大小；初始含油饱和度是油层有效孔隙中含油体积和岩石有效孔隙体积之比，以百分数表示；孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值；束缚水饱和度是指由于岩石表面润湿性导致残留在岩石孔隙中的最小水体所占储集层孔隙体积的百分比；残余油饱和度是指残余油在岩石孔隙中所占体积的百分数；渗透率级差是指最大渗透率与最小渗透率的比值；地下原油粘度是指在地层条件下原油内部某一部分相对于另一部分流动时摩擦阻力的度量。本实施例中目标油藏的初步物理模型如图6所示，模型的底面为正三角形，该模型在X、Y、Z方向每个网格的大小分别为：10m、10m、2m，网格总数为35×30×25＝26250，油藏低部有边水。生产井(PRO)位于油藏的高部位，注水井(INC)位于油藏的低部位，油水井正对排列。具体参数如表1所示表1目标油藏的初步物理模型的对应参数参数名称参数取值参数名称参数取值井网类型正三角形孔隙度/％0.28井距/m300地下水粘度/mPa.s0.6排距/m300地下原油粘度/mPa.s7地层倾角/°10地下水比重0.96储层韵律正韵律地下油比重0.78储层厚度/m50初始含油饱和度/％0.55油水最大毛管力/bar0.5束缚水饱和度/％0.25平均渗透率/10-3μm2300残余油饱和度/％0.20垂向平面渗透率比值0.3关井前含水率/％92渗透率级差5单层注水量/m3500步骤S12，基于目标油藏的初步物理模型，根据流线流管法进行拟合计算，以获得采油井的动态拟合特征和剩余油二次富集前的饱和度场，并对目标油藏的初步物理模型进行修正，以得到修正后的物理模型，具体包括以下步骤：①对初步物理模型的储层参数特征进行预设(如图3所示)，得到预设后的初步物理模型：模型的单层厚度＝模型的总厚度/纵向划分层数，模型的初始非均质性＝纵向非均质性；②利用式1和式2分别计算主流线方向上各个节点的含水率和含水上升率。③计算主流线方向上的含水前缘饱和度及含水前缘位置，具体过程包括：根据式1和式2可以建立含水饱和度(Sw)与含水率(fw)的关系曲线(记为Sw—fw关系曲线)，将Sw(i)点与每个Sw—fw关系曲线节点连成线，求该线的导数，其中最大的导数值所对应的节点，即为前缘含水饱和度(Swf)；根据式1和式2可以建立含水饱和度(Sw)与含水上升率(f’w)的关系(记为Sw—f’w)，由此关系可以得到f’w(Swf)值，并根据式3进一步计算得到含水前缘位置(xf)。④计算主流线方向上产出端的总含水率，具体过程包括：a、根据各层的注水量和每条流管的渗透率的比值(各层的注水量和每条流管的渗透率数据均可以直接测量获得)，对每条流管的流量进行劈分，以计算得到各层的见水时间(计算公式如式4所示)和各层产出端的含水率(计算公式如式5和式2所示)；b、根据每条流管的流量对各层产出端的含水率进行加权平均，以得到主流线方向上产出端的总含水率。⑤对上述主流线方向上产出端的总含水率进行判断和修正，直至产出端的总含水率与实际含水率相符合(此时对应的纵向划分层数和纵向非均质性数据符合要求，即为最终接受值)，从而拟合得到采油井的拟合含水率。其中，修正过程包括对初步物理模型的纵向划分层数和纵向非均质性进行修改，拟合储层非均质性(如图3所示)。⑥设置目标含水率(所述目标含水率是指满足关井富集时机时对应的含水率)，根据上述步骤②至步骤⑤的计算方法，得到采油井的含水率达到剩余油二次富集要求时对应的含油饱和度场，该含油饱和度场为预测值。⑦对边界至主流线进行含油饱和度插值(即建立饱和度修正关系式)，以修正上述步骤⑥得到的含油饱和度场，从而得到剩余油二次富集前的饱和度场；其中，上述步骤①-⑤的计算流程如图3所示，步骤⑥-⑦的计算流程如图4所示。⑧根据步骤⑤中确定的纵向划分层数、纵向非均质性的最终接受值，对目标油藏的初步物理模型进行修正，得到修正后的物理模型(如图3所示)。步骤13，基于修正后的物理模型，对剩余油富集过程中的各节点分别进行垂直富集和水平富集的计算，以得到各节点的储层饱和度和含水率完成目标油藏高含水后期剩余油二次富集的识别(如图5所示)，具体包括以下步骤：1)垂直富集过程的计算流程如下所述：①按照式6，计算得到每条流管各节点的垂向高度差，然后分别按照从上往下的方式(计算公式如式7所示)和从下往上(计算公式如式8所示)的方式对每条流管各节点的垂向高度差进行累计求和，得到垂向各节点位置对应的总垂向高度差。②计算垂向上每条流管各节点完全平衡时的平均含水饱和度(计算公式如式9所示)，将每条流管所在层位的厚度与上一步获得的垂向上每条流管各节点的总垂向高度差进行大小比对，得到所述饱和度剖面上各节点的最大含水饱和度平均值(计算公式如式10所示)和最小含水饱和度平均值(计算公式如式11所示)。③将每条流管各节点完全平衡时的平均含水饱和度，与得到的饱和度剖面上各节点的最大饱和度平均值和最小饱和度平均值进行大小对比，得到剖面平衡态类型A、剖面平衡态次级类型B、剖面平衡态类型的节点间比例系数a、剖面平衡态次级类型的节点间比例系数b、剖面平衡态类型A的平衡位置和剖面平衡态次级类型B的平衡位置；其中，所述剖面平衡态类型A是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度大于最大含水饱和度的平均值的节点个数；所述剖面平衡态次级类型B是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度小于最小含水饱的平均值的节点个数；剖面平衡态类型节点间比例系数a是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度小于最大含水饱和度的平均值的节点个数占该条流管节点总数的比值(计算公式如式12所示)；剖面平衡态次级类型节点间比例系数b是指垂向上每条流管各节点完全平衡时，各节点的平均含水饱和度大于最大含水饱和度的平均值的节点个数占该条流管节点总数的比值(计算公式如式13所示)；剖面平衡态类型A的平衡位置(计算公式如式14所示)和剖面平衡态次级类型B的平衡位置(计算公式如式15所示)；④计算次生油水界面的剖面含水饱和度(计算公式如式16所示)和剖面平衡态等效毛管力(计算公式如式17所示)。⑤计算垂向上每条流管各节点的含水饱和度和油、水相的相对渗透率；具体包括以下过程：a、根据公式18，计算在富集初始时刻，垂向上每条流管各节点对应的油相、水相的相对渗透率；b、根据公式19，计算在富集过程中，垂向上每条流管各节点对应的含油饱和度；c、根据公式20，计算在富集完成时刻，垂向上每条流管各节点对应的油相、水相的相对渗透率。2)水平富集过程的计算流程如下所述①计算在富集初始时刻，平面上每条流管各节点对应的毛管力(计算公式如式21所示)；②计算在富集过程中，平面上每条流管各节点对应的含油饱和度(计算公式如式22所示)；③计算在富集完成时刻，平面上每条流管各节点对应的毛管力(计算公式如式23所示)。3)按照图5所示的流程：a、预设富集时间和富集次数，在每次循环计算中，分别进行垂向和水平向富集计算，计算出每条流管各节点的含水饱和度和油、水相的相对渗透率；b、每循环完一次垂向和水平向富集计算，进行判断是否达到预设的富集次数，若未达到，再进行步骤a的计算，若达到富集次数，则输出保存最后一次富集计算完的每条流管各节点的含水饱和度和油、水相的相对渗透率数据；c、根据步骤b所得数据，计算出采油井端含水率(计算公式如式1所示)，即是采油井开井含水率，输出采油井开井含水率，计算结束。本实施例中，按照上述复杂断块油藏高含水后期剩余油二次富集快速识别方法得到了剩余油富集前后的平面含油饱和度场与垂向含油饱和度场对比图(如图7所示，图7中A为富集前水平方向的含油饱和度场，C为富集前的垂直方向的含油饱和度场，B为富集后水平方向的含油饱和度场，D为富集后的垂直方向的含油饱和度场)。当前第1页1 2 3