CN109858177B - 一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法，该方法包括：步骤1，收集油藏基本静态和动态信息，为数值模拟计算提供参数；步骤2，根据相渗实验数据，计算各含水饱和度下的Kro、Krw、fw、fw’、PV等参数表；步骤3，根据底水水脊形态，确定拟流线分布，沿流线进行等体积网格剖分；步骤4，模型初始化，根据油藏实际情况，设定网格初始饱和度、压力边界等；步骤5，根据水驱前缘驱替理论，计算饱和度场分布，渗流阻力等模拟参数；该发明针对底水油藏水驱油规律的认识难题，采用拟流线法建立底水驱理论模型，对底水油藏水平井开发动态进行仿真模拟，为底水油藏开发技术政策的制定提供理论和技术支持。

Description

一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法

技术领域

本发明涉及石油勘探与开发的油藏工程领域，特别是涉及到底水油藏水平井开采水驱油过程数值模拟计算方法。

背景技术

底水油藏水平井开采过程中原油主要受垂向底水的驱动向井筒汇聚,驱替范围主要在油层纵向区域，底水距油层纵向距离远远小于常规注采井距，生产动态上，底水油藏常常表现出含水上升快，递减大的特点。底水油藏水平井开发的关键就是确定水平井底水水脊波及半径，确定波及区域的饱和度分布，以指导水平井井距的设计，国内外确定底水水脊动态变化的方法主要是采用数值模拟方法，常规数值模拟方法具有严格的数学物理理论基础，但由于需要大量的数学计算，成本太高，同时成果交付周期长，为此，我们发明了一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法，解决了以上问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法，该方法基于拟流线法建立了底水油藏渗流数值模型，解决了常规数值模拟存在数值弥散的问题。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现:

一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法，包括如下步骤：

步骤1、收集油藏水平井基本静态和动态信息获取数值模拟计算参数；

步骤2、对数值模拟计算参数中的原始相渗数值进行归一化计算获得模拟特征参数；

步骤3、根据模拟特征参数按照拟流线方法对拟流区域进行等体积网格划分建立拟流区域网格模型；

步骤4、对拟流区域模型中每个单独拟流区域进行驱替计算；

步骤5、计算整个拟流区域模型二维流场含水率叠加生成井***水率；

步骤6、判断井***水率是否大于或等于截止条件；如果满足，则进入下一步；否则返回步骤4；

步骤7、输出整个拟流区域模型数值。

所述步骤4对拟流区域模型中每个拟流区域进行驱替计算过程：

4.1、根据拟流区域模型初始化，按照如下公式计算拟流区域模型初始状态下的渗流阻力，计算公式：

式中，R_l为流管l的渗流阻力，MPa﹒d﹒m^-3；L_n为流管l的第n个网格的长度，m；A_n为流管l的第n个网格的截面积，m²；kro_n为流管l的第n个网格的油相相对渗透率，mD；krw_n为流管l的第n个网格的水相相对渗透率，mD；μ_o为原油地层粘度，mPa﹒s；μ_w为水的地层粘度，mPa﹒s；

4.2、设定生产压差为控制条件，计算第一个时间步的流量，计算公式：

式中，

为流管l在t₁时刻的流量，m³/d；p_e为流管入口端压力，MPa；p_f为流管出口端压力，MPa；

4.3、根据水驱前缘追踪理论，代入当前时间步下的流量，计算水驱前缘沿流管推进的距离，计算公式：

式中，ξ为表示沿流管的网格标号；f_w表示出口端含水率，小数；S_w表示出口端含水饱和度，小数；

4.4、根据等饱和度面移动方程，计算拟流区域起点与水驱前缘之间的饱和度分布，建立拟流区域的饱和度剖面；

4.5、根据拟流区域出口处网格的饱和度，根据相渗曲线分流量方程计算出口端含水率。

4.6、按照上面的计算步骤对每个拟流区域进行计算，得到各个拟流区域出口处的流量、含水率及流管的饱和度分布，按照如下公式并对拟流区域出口处指标进行求和，即可得到整管个二维流场的含水率；

式中，f为二维流场的总含水率，小数；f_wl为流管l的出口端含水率，小数。

本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：

(1)本发明基于拟流线法建立了底水油藏渗流数值模型，解决了常规数值模拟存在数值弥散的问题。

(2)本发明首次基于流管法模型，建立底水油藏水平井渗流数学模型，填补了现有数值模拟方法研究的空白。

(3)本发明所述的数值模拟方法简便，计算结果更准确更接近实际情况，为今后底水油藏数值模拟技术的发展奠定基础。

附图说明

图1，是本发明方法的流程图。

图2，是本发明方法涉及具体步骤的框图。

图3，是底水油藏水平井数值模拟网格剖分图。

图4，是本发明油藏数值模拟含油饱和度图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。

如图1所示，本发明提供一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法，该方法包括：

步骤1，收集油藏基本静态和动态信息，为数值模拟计算提供参数；在步骤1中，收集的油藏基本静态和动态信息包括原始相渗数据、地层压力、油气水高压物性参数、储层平面和垂向平均渗透率、油层平均孔隙度、油层平均含水饱和度、油井油气水产量数据。

步骤2，根据步骤1中收集到的原始相渗数据，进行归一化处理，在标准化相渗曲线上，将横坐标从0到1划分为n等分，利用插值法求取各含水饱和度下Kro、Krw，利用分流量公式求取fw、fw’、PV等参数。

步骤3，油藏水平井数值模型按照拟流线方法进行等体积网格划分建立拟流区域模型；根据底水水脊形态，确定拟流线分布，沿流线进行等体积网格剖分；如图3所示。在步骤3中，根据水脊剖面描述公式，沿油水界面等距离确定拟流线，在两流线之间的区域即为拟流管，沿流管方向进行等体积剖分。水脊剖面表达式为：

式中，a1、a2、a3为常量系数，可通过机理模型多因素回归得到。

其中，包括对拟流区域模型初始化，根据油藏实际情况，设定网格初始饱和度、压力边界等；根据步骤1中收集的地层压力、储层平面和垂向平均渗透率、油层平均孔隙度、油层平均含水饱和度对网格进行赋值。

步骤4，对拟流区域模型中每个拟流区域进行驱前计算；根据水驱前缘驱替理论，对拟流区域模块计算获得整个油藏水平井的二维流场的含水率，即饱和度场分布，渗流阻力等模拟参数。包含如下过程：如图2所示，

4.1、根据拟流区域模型初始化，按照如下公式计算拟流区域模型初始状态下的渗流阻力，计算公式：

式中，R_l为流管l的渗流阻力，MPa﹒d﹒m^-3；L_n为流管l的第n个网格的长度，m；A_n为流管l的第n个网格的截面积，m²；kro_n为流管l的第n个网格的油相相对渗透率，mD；krw_n为流管l的第n个网格的水相相对渗透率，mD；μ_o为原油地层粘度，mPa﹒s；μ_w为水的地层粘度，mPa﹒s；

4.2、设定生产压差为控制条件，计算第一个时间步的流量，计算公式：

式中，

为流管l在t₁时刻的流量，m³/d；p_e为流管入口端压力，MPa；p_f为流管出口端压力，MPa；

4.3、根据水驱前缘追踪理论，代入当前时间步下的流量，计算水驱前缘沿流管推进的距离，计算公式：

式中，ξ为表示沿流管的网格标号；f_w表示出口端含水率，小数；S_w表示出口端含水饱和度，小数；

4.4、根据等饱和度面移动方程，计算拟流区域起点与水驱前缘之间的饱和度分布，建立拟流区域的饱和度剖面；

4.5、根据拟流区域出口处网格的饱和度，根据相渗曲线分流量方程计算出口端含水率。

4.6、按照上面的计算步骤对每个拟流区域进行计算，得到各个拟流区域出口处的流量、含水率及流管的饱和度分布，按照如下公式并对拟流区域出口处指标进行求和，即可得到整管个二维流场的含水率；

式中，f为二维流场的总含水率，小数；f_wl为流管l的出口端含水率，小数。

步骤5，计算整个拟流区域模型二维流场的含水率，即拟流区域模型由沿轴向的二维流场微元构成，对二维流场的含水率沿水平井井筒方向叠加即可得到整个水平井井口的流量、含水率指标；

步骤6，判断井***水率是否大于或等于98％；如果满足，则进入下一步；否则返回步骤1进行循环计算；即拟流区域模型的饱和度分布，计算当前时间步水驱前缘沿流管推进的距离、沿流管的饱和度分布、流管出口处网格饱和度、流管出口端含水率等指标，直至水平井井***水率达到设定的截止条件，整个循环计算结束。

步骤7、输出整个拟流区域模型数值，即如图4所示。

Claims (1)

1.一种基于拟流线法的底水油藏水平井水驱数值模拟方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤1、收集油藏水平井基本静态和动态信息获取数值模拟计算参数；

步骤2、对数值模拟计算参数中的原始相渗数值进行归一化计算获得模拟特征参数；

步骤3、根据模拟特征参数按照拟流线方法对拟流区域进行等体积网格划分建立拟流区域网格模型；根据水脊剖面描述公式，沿油水界面等距离确定拟流线，在两流线之间的区域即为拟流管，沿流管方向进行等体积剖分；

步骤4、对拟流区域模型中每个单独拟流区域进行驱替计算；

步骤5、计算整个拟流区域模型二维流场含水率叠加生成井***水率；

步骤6、判断井***水率是否大于或等于截止条件；如果满足，则进入下一步；否则返回步骤4；

步骤7、输出整个拟流区域模型数值；

所述步骤4对拟流区域模型中每个拟流区域进行驱替计算过程：

4.1、根据拟流区域模型初始化，按照如下公式计算拟流区域模型初始状态下的渗流阻力，计算公式：

式中，R_l为流管l的渗流阻力，MPa﹒d﹒m^-3；L_n为流管l的第n个网格的长度，m；A_n为流管l的第n个网格的截面积，m²；kro_n为流管l的第n个网格的油相相对渗透率，mD；krw_n为流管l的第n个网格的水相相对渗透率，mD；μ_o为原油地层粘度，mPa﹒s；μ_w为水的地层粘度，mPa﹒s；

4.2、设定生产压差为控制条件，计算第一个时间步的流量，计算公式：

式中，

为流管l在t₁时刻的流量，m³/d；p_e为流管入口端压力，MPa；p_f为流管出口端压力，MPa；

4.3、根据水驱前缘追踪理论，代入当前时间步下的流量，计算水驱前缘沿流管推进的距离，计算公式：

式中，ξ为表示沿流管的网格标号；f_w表示出口端含水率，小数；S_w表示出口端含水饱和度，小数；

4.4、根据等饱和度面移动方程，计算拟流区域起点与水驱前缘之间的饱和度分布，建立拟流区域的饱和度剖面；

4.5、根据拟流区域出口处网格的饱和度，根据相渗曲线分流量方程计算出口端含水率；

4.6、按照上面的计算步骤对每个拟流区域进行计算，得到各个拟流区域出口处的流量、含水率及流管的饱和度分布，按照如下公式并对拟流区域出口处指标进行求和，即可得到整管个二维流场的含水率；

式中，f为二维流场的总含水率，小数；f_wl为流管l的出口端含水率，小数。

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