建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法与流程

本发明涉及油藏工程，具体为一种建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法。

背景技术：

1、为了再现地下油气藏的实际状态，模拟地下油气藏实际开发中的压力、含油饱和度变化趋势，需要建立精细的数值模拟模型，通过对生产数据的历史拟合，可以很好地刻画油气藏原始状态下的流体变化到目前的变化情况，而油气藏的原始状态就是通过数值模拟初始化而实现的。油气藏数值模拟模型初始化的常规做法是加载地质模型属性后，输入油藏压力、流体参数与岩石参数后进行油气藏初始状态的模拟，通常只注重储量拟合误差控制在10％以内，缺少井点含油(气)饱和度的拟合，给后期单井及区块的生产数据历史拟合带来一定的难度，主要是油井生产初期产油量与含水率拟合效果差，因此，提出一种建立定量的精细油气藏数值模拟初始化模型的方法来解决上述问题。

技术实现思路

1、本发明为解决现有技术仅注重区块/层位的储量拟合结果误差，对单井测试结果不进行对比，导致建立的数值模拟模型不能准确描述油藏初始流体分布特征的问题，提供一种建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法。

2、建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，该方法由以下步骤实现：

3、步骤一、根据储层展布，进行地质模型粗化，得到孔隙度、净毛比、渗透率、含水饱和度等参数的分布；

4、步骤二、根据地质模型的孔隙度与渗透率计算出的流动能力对相对渗透率曲线与毛管压力进行分区，获得不同孔隙度与渗透率条件下的相对渗透率曲线与毛管压力曲线，确定不同孔隙度、渗透率条件下的油水流动能力；

5、步骤三、结合步骤一各参数分布以及步骤二油水流动能力，建立数值模拟初始化模型，进行单井含水饱和度的拟合，进而拟合全区的储量；

6、步骤四、根据单井饱和度变化趋势调整相对渗透率曲线及毛管压力曲线，将所述数值模拟初始化模型中单井的饱和度场与地质模型的饱和度场进行匹配，如误差较小，则所述数值模拟初始化模型则用于表征油藏初始条件下的油水分布关系。

7、进一步地，步骤一中，将地质模型网格按2m进行粗化。

8、进一步地，步骤二中，还包括对相对渗透率曲线、毛管压力曲线进行归一化处理。

9、进一步地，步骤四中，将所述数值模拟初始化模型中单井的饱和度场与地质模型的饱和度场进行匹配，单井测井解释结果、地质模型含水饱和度、数值模拟初始化模型含水饱和度三者误差较小，则拟合精度高；误差较小的范围具体为：单井测井解释结果、地质模型含水饱和度、数值模拟初始化模型含水饱和度三者误差的绝对值均在10％以内。

10、进一步地，步骤四中，单层及区块的储量误差在5％以内。

11、进一步地，步骤四中，在不加载生产数据的情况下检查数值模拟初始化模型的含水饱和度场与压力场的稳定性，当含水饱和度场与压力场相对稳定时，数值模拟初始化模型则用于表征油藏初始条件下的油水分布关系。

12、本发明的有益效果：

13、本发明所述的油气藏数值模拟初始化模型的方法，具备使用方便、获取的相对渗透率曲线端点值更加准确等优点，具体如下：

14、一、本发明所述的方法采用井点质量控制法，可以帮助油藏工程人员确定初始化模型含油(气)饱和度分布与井点测井解释成果匹配程度更高，越接近于油藏实际，从而有助于加深油藏渗流特征认识。

15、二、本发明所述的方法使得油藏工程人员能够快速拟合好单井产量、含水变化规律，提高油藏工程人员的工作效率。

16、三、本发明所述的方法建立的高精度数值模拟模型，为油藏工程人员开展剩余油气分布规律奠定了基础，为新井部署、老井措施筛选提供了科学依据。

技术特征：

1.建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，该方法由以下步骤实现：

2.根据权利要求1所述的建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，其特征在于：步骤一中，将地质模型网格按2m进行粗化。

3.根据权利要求1所述的建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，其特征在于：步骤二中，还包括对相对渗透率曲线、毛管压力曲线进行归一化处理。

4.根据权利要求1所述的建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，其特征在于：步骤四中，将所述数值模拟初始化模型中单井的饱和度场与地质模型的饱和度场进行匹配，单井测井解释结果、地质模型含水饱和度、数值模拟初始化模型含水饱和度三者误差较小，则拟合精度高。

5.根据权利要求4所述的建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，其特征在于：误差较小的范围具体为：单井测井解释结果、地质模型含水饱和度、数值模拟初始化模型含水饱和度三者误差的绝对值均在10％以内。

6.根据权利要求1所述的建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，其特征在于：步骤四中，单层及区块的储量误差在5％以内。

7.根据权利要求1所述的建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，其特征在于：步骤四中，在不加载生产数据的情况下检查数值模拟初始化模型的含水饱和度场与压力场的稳定性，当含水饱和度场与压力场相对稳定时，数值模拟初始化模型则用于表征油藏初始条件下的油水分布关系。

技术总结
建立定量的油气藏数值模拟初始化模型的方法，涉及油藏工程技术领域，解决现有技术仅注重区块/层位的储量拟合结果误差，对单井测试结果不进行对比，导致建立的数值模拟模型不能准确描述油藏初始流体分布特征的问题，本方法根据储层展布，进行地质模型粗化，并根据流动能力对相对渗透率曲线与毛管压力进行分区，获得不同孔隙度与渗透率条件下的相对渗透率曲线与毛管压力曲线，建立数值模拟初始化模型，根据单井饱和度变化趋势调整相对渗透率曲线及毛管压力曲线，将所述数值模拟初始化模型中单井的饱和度场与地质模型的饱和度场进行匹配，如误差较小，则初始化模型则用于表征油藏初始条件下的油水分布关系。本发方法提高油藏工程人员的工作效率。

技术研发人员：王磊,刘骞,贾海燕,于开斌,胡庆贺,樊兴盛,郭松,吴则鑫,白玉菲,张兆臣,杨占伟,张海波,丛智,白润飞,舒丹
受保护的技术使用者：中国石油天然气集团有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/5/10