一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法与流程

1.本发明涉及一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法，属于油气藏开采领域。


背景技术：

2.我国碳酸盐岩缝洞型油藏主要分布在新疆塔里木盆地、准葛尔盆地、土哈盆地等，探明储量大约40亿吨，在我国油气资源中占有重要的地位。
3.由于缝洞型油藏储层结构复杂，大型裂缝和溶洞普遍发育，注入水或底水极易沿优势通道窜进，导致见水后产量快速递减，含水快速上升，油井高含水已成为制约开发效果提升的重要因素。若能有效封堵水窜通道，则能减缓见水时间，降低含水率，提高采油效率。因此塔河油田采取了注入堵剂的方式封堵优势水窜通道，改善开发效果。堵水的主要目的一是控制底水锥进，二是封堵水窜通道，增大水驱范围，提高水驱效率。
4.塔河油田流道调整方法采用的堵剂一般为橡胶等固体颗粒，属于离散物质，而常规数值模拟方法只能模拟连续流体的运移。若要模拟堵剂在裂缝中的封堵效果，常规模拟时只能改变裂缝属性(降低裂缝渗流能力)，无法准确模拟堵剂性能以及堵剂和裂缝的的耦合作用，无法模拟堵剂在裂缝中的运移、堆积、封堵过程。


技术实现要素：

5.为了克服现有技术中的问题，本发明提供一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法，该方法在动态开发资料和静态地质资料的基础上，结合室内实验，明确调流剂展布范围和封堵机理，进一步将调流剂属性与地质属性相耦合，通过对调流剂浓度和注入量等参数的修正，最终实现调流道数值模拟。
6.本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法，包括以下步骤：
7.步骤一、对调流剂进行室内研究和现场实施，确定调流剂的调流机理和调流剂属性；
8.步骤二、根据地质资料制备三维地质模型；
9.步骤三、确定三维地质模型中注水井和采油井之间的优势通道；
10.步骤四、根据调流剂属性、地质属性确定调流剂在三维地质模型中的作用范围，并对三维地质模型划的区域划分为常规流动区域、调流剂作用区域；
11.步骤五、根据调流剂在三维地质模型中的作用范围对优势通道中调流剂作用区域的封堵位置进行排序，并对排序后的封堵位置进行分区设置得到不同的封堵区域；
12.步骤六、根据调流剂属性、三维地质模型的地质参数，建立在不同地质条件下的数值模型，在数值模型中对不同的封堵区域设置不同的堵剂堆积量、冲刷效应、堵水能力；
13.步骤七、堵剂堆积量通过以下公式中的可调参数进行设置；
[0014][0015]
式中：cd为堵剂浓度，m3/m3；为堵剂堆积量，m3/m3；为堵剂在单位体积裂缝中的最大堆积量，m3/m3；b为可调参数，常数；
[0016]
步骤八、将设置的封堵区域和设置的有效综合区域属性相结合，完成调流剂作用区域的设置，对调流剂作用区域进行调流道数值模拟；同时耦合常规流动区域，完成对整个储层进行数值模拟。
[0017]
进一步的技术方案是，所述调流剂属性包括地层条件下的粘度、有效作用时间、冲刷效应。
[0018]
进一步的技术方案是，所述步骤三中通过示踪剂追踪技术或地质开发资料综合分析技术或数值模拟、流线模拟方法确定优势通道。
[0019]
进一步的技术方案是，所述步骤四中的地质属性包括缝洞体结构、缝洞连通关系、储层物性参数。
[0020]
进一步的技术方案是，所述储层物性参数包括孔隙度、渗透率、含油饱和度。
[0021]
进一步的技术方案是，所述步骤六中堵水能力的设置过程为：对优势通道进行网格划分，再对优势通道的网格按照渗透率从大到小进行标注，其中渗透率最大网格的堵水倍数设置为1；然后在根据渗透率最大网格的堵水倍数对渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数进行设置；再对渗透率最大网格相邻网格相邻的网格进行设置。
[0022]
进一步的技术方案是，所述渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数的设置过程为：若渗透率最大网格相邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差小于5时，该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置为渗透率最大网格的1.5倍；若渗透率最大网格相邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差大于5且小于10时，该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置为渗透率最大网格的2倍；若渗透率最大网格相邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差大于10时，该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置为渗透率最大网格的2.5倍。
[0023]
进一步的技术方案是，所述渗透率极差＝最大渗透率/最小渗透率。
[0024]
进一步的技术方案是，若优势通道的网格较多，则对优势通道中的网格进行分段设置，将其划分为不同的小段，分段后分别对每个小段进行堵水能力设置。
[0025]
进一步的技术方案是，所述有效综合区域属性包括堵水潜力、突破压差、有效时间、堆积量。
[0026]
本发明具有以下有益效果：
[0027]
(1)能够精准模拟调流剂在优势通道中的运移，直观展示调流剂的运移过程；
[0028]
(2)能够准确模拟现场施工流程及施工参数(注入过程，注入量，注入顺序等)；
[0029]
(3)能够将调流剂属性和储层裂缝属性相结合，模拟调流剂在裂缝中的堆积卡堵过程及效果；
[0030]
(4)能够模拟不同调流剂性能(粒径尺寸，等效黏度等)在不同裂缝属性(裂缝大小，裂缝导流能力)的调流道过程。
附图说明
[0031]
图1为本发明的流程框图；
[0032]
图2为实施例中三个区域划分图一；
[0033]
图3为实施例中三个区域划分图二；
[0034]
图4为优势通道网格标注图；
[0035]
图5为分段优势通道网格标注图。
具体实施方式
[0036]
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0037]
如图1所示，本发明的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法，包括以下步骤：
[0038]
第一步：对调流剂进行室内研究和现场实施，确定调流剂的调流机理和调流剂属性；
[0039]
具体的是：对调流剂性能(堵剂密度、堵剂强度、堵剂粒径等)、作用机理(缩缝分流、卡堵转向)等进行室内实验研究并通过现场实施，明确调流剂的调流机理；同时明确调流剂在封堵过程中的性能变化：包含调流剂在高温高压地层下的粘度(堵剂与地层水混合后的粘度)、调流剂与地层流体中的混合程度(调流剂是溶解在地层水中还是不溶，也就是溶解能力或者说两者混在一起的能力)、调流剂在封堵过程中的有效时间、冲刷效应(调流剂在裂缝中封堵后，注水冲刷对调流剂浓度的影响，进一步对封堵效果的影响)等；
[0040]
第二步：根据地质资料制备三维地质模型；
[0041]
第三步：通过示踪剂追踪技术或生产资料动态分析技术或油藏动态分析技术或地质开发资料综合分析技术或数值模拟、流线模拟方法确定三维地质模型中注水井和采油井之间的优势通道；
[0042]
第四步：根据调流剂属性、地质属性(包括缝洞体结构、缝洞连通关系、储层物性参数)确定调流剂在三维地质模型中的作用范围，并对三维地质模型中不同区域划分为常规流动区域、调流剂作用区域(明确调流剂封堵位置，封堵效果等)；
[0043]
所述储层物性参数包括孔隙度、渗透率、含油饱和度；
[0044]
第五步：根据调流剂在三维地质模型中的作用范围对优势通道中调流剂作用区域的封堵位置进行排序，并对排序后的封堵位置进行分区设置得到不同的封堵区域；
[0045]
其中将优势通道和常规地层区域单独标定；(如图2和图3所示，对地层流体流经的优势通道进行编号，按照优先顺序从1开始编号，优先级最高的为1，其次为2，一般不超过4级；同一个通道中也可以根据堵剂容易封堵的位置进行编号)
[0046]
第六步：根据调流剂属性、三维地质模型的地质参数，建立在不同地质条件下的数值模拟，在数值模拟中对不同封堵区域设置不同的堵剂堆积量、不同的冲刷效应、堵水能力；
[0047]
对优势通道进行网格划分，再对优势通道的网格进行标注，如图4中代表优势通道的四个网格，按照渗透率从大到小进行标注(1)-(4)。当相邻网格的渗透率各不相同时，对
渗透率最大网格的堵水倍数设置为默认值1(如渗透率为50md的第三个网格堵水能力设置为1)，然后在根据渗透率最大网格的堵水倍数对渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数进行设置；
[0048]
所述渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数的设置过程为：若渗透率最大网格相邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差小于5时，该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置为渗透率最大网格的1.5倍；若渗透率最大网格相邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差大于5且小于10时，该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置为渗透率最大网格的2倍；若渗透率最大网格相邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差大于10时，该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置为渗透率最大网格的2.5倍。
[0049]
(比如1号网格堵水倍数设置为1；2号网格与1号网格渗透率极差为1.67，因此2号网格渗透率堵水倍数设置为1.5；而4号网格与1号网格的渗透率极差12.5大于10，因此4号网格的堵水倍数设置为2.5)
[0050]
再对渗透率最大网格相邻网格相邻的网格进行设置。
[0051]
(比如与2号网格相邻的3号网格，其渗透率与2号网格的渗透率极差为2，因此3号网格的堵水倍数设置为1.5*1.5＝2.25)。
[0052]
其中渗透率极差＝最大渗透率/最小渗透率。
[0053]
如果优势通道的网格较多，则可对优势通道中的网格进行分段设置，将其划分为不同的小段，分段后每个小段的封堵能力设置如上文描述。分段如图5所示。
[0054]
第七步中：堵剂堆积量通过以下公式中的可调参数进行设置；
[0055][0056]
式中：cd为堵剂浓度，m3/m3；为堵剂堆积量，m3/m3；为堵剂在单位体积裂缝中的最大堆积量，m3/m3；b为可调参数，常数。(b是调流剂性能和裂缝参数的复合因子，b值越小，封堵效果越差，调流剂在该裂缝中难以形成封堵；b值越大，封堵效果越好，越容易封堵。裂缝尺度越大，b值越小；裂缝尺寸越小，比值越大。)
[0057]
(区域1的b值》区域2的b值》区域3的b值。基质的b值，如图2和3中区域3的b值可以设为0。)
[0058]
第八步：将设置的封堵区域和设置的有效综合区域属性(堵水潜力、突破压差、有效时间、堆积量)相结合，完成调流剂作用区域的设置，对调流剂作用区域进行调流道数值模拟；同时耦合常规流动区域，完成对整个储层进行数值模拟。
[0059]
其中堵水潜力包括裂缝宽度、迂曲度、配位数、初始孔渗参数等。
[0060]
上述方法在动态开发资料和静态地质资料的基础上，结合室内实验，明确调流剂展布范围和封堵机理，进一步将调流剂属性与地质属性相耦合，通过对调流剂浓度和注入量等参数的修正，最终实现调流道数值模拟。
[0061]
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。