一种基于数值模拟与数值试井双驱动的CO2驱油封存地质模型动态校正方法

本发明涉及油藏工程、co2驱油、地质封存、数值模拟、数值试井及储层动态评价，尤其是涉及一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法。

背景技术：

1、co2驱油与地质封存技术是提高油藏采收率并实现二氧化碳减排的重要技术途径。在co2注入油藏过程中，co2会在储层中发生相态变化、组分扩散、压力传播以及驱替前缘推进。由于地下储层具有非均质性强、孔喉结构复杂、裂缝或优势通道发育不均、井间连通性差异大等特点，co2前缘的真实运移范围通常难以直接观测。

2、目前，co2驱油封存地质模型校正及动态预测主要依赖以下几类方法：第一类是数值模拟方法。该方法基于地质模型、流体性质、相渗曲线、注采制度和井网信息，建立co2驱油封存数值模拟模型，并通过模拟计算得到压力场、气相饱和度场、co2组分浓度场等结果。该方法能够直观显示压力场、气相饱和度场、co2组分浓度场及流动通道分布，但是模拟结果高度依赖初始地质模型的准确性。如果孔隙度、渗透率、有效厚度、裂缝连通性或边界条件设置不准确，则会导致前缘推进距离预测偏差较大；第二类是生产动态分析方法。该方法通过注入量、产液量、产气量、产出气co2含量、井口压力等数据判断co2突破和气窜情况。该类方法能够反映井组生产响应，但对地下前缘空间位置的解释能力有限，通常难以准确区分相前缘、组分前缘和压力前缘；第三类是试井解释方法。传统试井解释通常利用关井压力恢复或开井压力降落资料，分析压力及压力导数曲线，求取渗透率、表皮系数、井储系数、边界距离等参数。该方法能够反映储层动态连通性和压力传播特征，但现有试井解释大多用于单井储层参数评价，较少与co2数值模拟前缘预测结果进行耦合，也缺乏利用压力监测结果动态校正地质模型物性参数的完整技术流程。

3、现有技术存在以下不足：现有co2驱油封存数值模型多依赖静态地质认识和常规历史拟合，缺乏压力监测数据对模型物性参数和井间连通性的动态约束；现有数值模拟模型主要依靠历史拟合校正产量、压力等整体动态指标，对局部渗透率、井间连通性、优势通道位置及非均质参数校正不足；现有试井解释主要用于求取单井储层参数，未充分利用关井短时压力恢复数据和压力导数特征反向约束地质模型；开井长时压力监测数据中包含储层连通性、非均质性和边界响应信息，但现有方法缺少将其反向用于地质模型物性校正的流程；现有方法难以同时识别co2相前缘、组分前缘和压力前缘，导致co2波及范围、气窜风险和封存安全评价不够准确。

4、因此，需要提出一种数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型校正方法，使数值模拟结果能够受到压力监测数据和数值试井解释结果的共同约束，并通过压力响应差异反向校正地质模型物性参数。

技术实现思路

1、本发明的目的是提供一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，旨在解决上述背景技术中提出的以下技术问题：co2驱油封存地质模型校正单纯依赖常规历史拟合、缺乏动态压力监测约束的问题；地质模型孔隙度、渗透率、井间连通性等物性参数不能随监测数据动态校正的问题；关井短时压力恢复数据和开井长时压力监测数据利用不足的问题；压力响应、组分变化和饱和度变化等动态信息难以协同用于地质模型校正的问题；co2气窜风险、优势通道分布和封存范围预测准确性不足的问题。

2、为实现上述目的，本发明提供了一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，包括以下步骤：

3、s1、建立co2驱油封存基础地质模型和数值模拟模型：获取目标油藏的静态地质资料与动态开发资料，构建co2驱油封存数值模拟模型，并在数值模拟模型中划分co2注入阶段、关井压力恢复阶段和开井压力监测阶段；

4、s2、获取多场动态响应特征：运行数值模拟模型，输出多场动态响应，并提取用于模型校正的动态响应指标，计算数值模拟动态响应结果；

5、s3、数据采集与储层压力动态表征：采集关井短时压力恢复数据、开井长时压力监测数据，通过数据预处理提取响应特征，计算近井动态参数和储层渗流动态参数，得到数值试井解释结果，综合表征近井区域压力传播特征、前缘响应时间与动态渗流参数，以及储层远井区域连通性、优势通道、边界响应与非均质特征；

6、s4、校正地质模型：对比数值模拟动态响应结果与数值试井解释结果，计算动态响应误差，根据动态响应误差反向校正地质模型物性参数，将校正后的物性参数回代数值模拟模型；

7、s5、迭代校正并收敛输出：循环执行s2至s4，直至满足收敛条件，最终输出校正后的地质模型及动态预测结果。

8、因此，本发明采用上述一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，具有以下有益效果：

9、（1）本发明将数值模拟和数值试井相结合，克服了传统地质模型校正主要依赖常规历史拟合的问题。通过引入关井短时压力恢复和开井长时压力监测数据，能够对数值模拟结果进行动态约束，提高地质模型校正精度和预测可靠性。

10、（2）本发明能够利用关井短时压力恢复数据解释近井压力响应距离和动态渗流参数。压力恢复曲线和压力导数曲线中的拐点、平台段或斜率变化能够反映储层连通性、边界响应和压力传播特征，从而为地质模型物性参数校正提供依据。

11、（3）本发明能够利用开井长时压力监测数据解释储层连通性和非均质性。长时压力响应能够反映远井区域、井间通道和边界影响，因此可用于校正孔隙度、渗透率、裂缝导流能力和井间连通性参数。

12、（4）本发明能够综合利用饱和度响应、组分响应和压力响应。饱和度响应反映co2气相波及范围，组分响应反映co2组分运移范围，压力响应反映压力扰动传播范围，三者共同作为地质模型校正的动态约束。

13、（5）本发明通过动态响应误差反向修正地质模型物性参数，使校正后的数值模型能够同时满足压力响应、co2运移响应和生产动态约束，提高模型可信度。

14、（6）本发明能够提高co2气窜风险识别能力。当模型校正结果表明局部连通性过强或优势通道发育时，可识别潜在气窜方向，为后续注采制度调整提供依据。

15、（7）本发明能够提高co2地质封存安全评价能力。通过校正后的模型预测压力传播范围和co2波及范围，可用于判断封存边界、压力安全范围和潜在泄漏风险。

16、下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

1.一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于，包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于：所述s1中的静态地质资料包括构造模型、沉积相模型、孔隙度模型、渗透率模型、有效厚度模型、断层分布、裂缝分布、网格模型及储层边界信息；

3.根据权利要求1所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于，所述s2的具体步骤如下：

4.根据权利要求1所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于，所述s3的具体步骤如下：

5.根据权利要求4所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于：所述s31中的压力恢复数据包括井底压力随时间变化数据和辅助数据，辅助数据包括井口压力、温度、关井前注入量及产量；

6.根据权利要求4所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于：所述s32中的长时压力监测数据包括井底压力、井口压力、注入压力、生产压力、注入量、产量、产气量及产出气co2含量；

7.根据权利要求4所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于：所述s34中的储层渗流动态参数包括井附近有效渗透率、井间连通性系数、等效孔隙体积、储层非均质性参数、边界距离或边界响应参数、裂缝导流能力、优势通道传导能力及压力响应距离。

8.根据权利要求1所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于，所述s4的具体步骤如下：

9.根据权利要求8所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于，所述s42的具体步骤如下：

10.根据权利要求1所述的一种基于数值模拟与数值试井双驱动的co2驱油封存地质模型动态校正方法，其特征在于，所述s5的具体步骤如下：