基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法与流程

1.本发明涉及石油与天然气中的采油工程技术领域，特别是涉及到一种基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法。


背景技术：

2.石油和天然气是国家重要的战略资源，是国民经济发展的重要命脉。随着油气勘探领域的拓展，高含水期油藏高效开发已经成为中国各大油田提高采收率的主要战场之一。
3.目前针对高含水期油藏流线的重构研究工作成为一项热门的研究内容，针对这方面的研究，国内外学者做过一定的研究工作。侯玉培将油藏流线调整分为井网调整、层系调整、生产制度调整等方面，在此基础上针对埕东东区实际区块进行了流线重构方案设计，取得了较好的效果；姚征对涠洲a油田在数值模拟研究的基础上，提出了关停高含水井及其对应的注水井、现有井改层及提钻新井、生产井转注、轮换注水、层系调整等调整方法；冯其红考虑油藏流线强度作为井网优化的主要指标，对油藏开发效果进行优化；姜瑞忠等通过bp神经网络形成了油藏流线评价体系，并提出相应的变流线调控方法。然而目前研究提出的流线重构的实质还是基于生产制度调整，未从变流线调控的本质角度渗流线提出定量化重构方法。
4.在申请号：cn201110078072.4的中国专利申请中，涉及到一种水驱油藏三维流线调控提高采收率方法，其特征在于：所述方法是通过对优势渗流通道平面发育方向、垂向发育层段进行识别，对开采参数进行定量计算；建立包含优势渗流通道特征的三维地质模型，建立油藏数值模拟模型，通过油藏数值模拟精细确定目前非均质状况下的剩余油分布特征；进行井网调整和堵水调剖优化设计；利用油藏数值模拟结果，根据垂向水井吸水特征和油井产液特征，确定是否需要进行分层注采。然而该专利主要针对优势渗流通道的发育状况提出井网优化措施，未从流场研究的不同方面建立有效的变流线图版，指导变流线调整措施的实施。
5.在申请号：cn201510420093.8的中国专利申请中，涉及到一种特高含水期断块油藏分区调控提高采收率方法，该特高含水期断块油藏分区调控提高采收率方法包括：步骤1，分析研究区的构造地质特征及井网演变特征；步骤2，通过复杂剩余油特征及影响因素研究开展合理分区研究，通过对典型断块油藏平面水驱效果差异及影响因素进行分析，综合制定了特高含水期复杂断块油藏分区方案；以及步骤3，采用数值模拟手段或油藏工程方法，明确各分区开发矛盾开展分区调控技术政策优化，开展分区注采调控方案优化设计。然而该专利考虑了包括构造地质特征、断棱刻画及断层组合描述、储层非均质及油水分布特点，未能明确哪些因素为变流线调整的关键因素。
6.在申请号：cn201611093557.x的中国专利申请中，涉及到一种提高co2封存量和原油采收率的方法，包括：根据长细管驱油实验得到压力水平与驱油效率关系曲线；利用co2驱油与封存靶区盖层和断层稳定性评价方法，确定靶区压力安全界限；利用油藏数值模拟
方法，优选合理的压力保持水平；根据储层参数、生产参数和工艺方法，实现co2纵向均衡驱替；根据靶区储层非均质性和剩余储量丰度分布情况，采用变井网井距、差异储层改造，实现co2平面均衡驱替；通过对注入方式、注入速度、注采调控和泡沫调堵这些方式优选，调整注采流线。然而该专利在论证co2驱油注采参数优选的基础上，并未针对水驱油藏提出确切的调整方案和指导意见。
7.为此我们发明了一种新的基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法，解决了以上技术问题。


技术实现要素：

8.本发明的目的是提供一种操作简单，快速有效，易推广使用，可较好地指导高含水开发期油藏的剩余油挖潜工作的基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法。
9.本发明的目的可通过如下技术措施来实现：基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法，该基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法包括：步骤1，对剩余油的分散程度进行评价；步骤2，将瞬时过液倍数对数化处理后的结果用来表征水动力学强度；步骤3.计算优势潜力丰度，作为油藏潜力的表征指标；步骤4，通过密度峰值算法对油藏流线参数进行分类，建立流线调整技术分区。
10.本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
11.在步骤1中，选取平均斑块面积、斑块密度和平均形状指数3个指标对剩余油的分散程度进行评价研究。
12.在步骤1中，平均斑块面积越小，单块剩余油可采储量越小，剩余油分散度越高；斑块密度越大，剩余油斑块个数越多，剩余油分散度越高；平均形状指数越大，剩余油板块形状越复杂，剩余油分散度越高。
13.在步骤1中，根据油藏数值模拟结果，利用8邻域边界追踪算法识别出连续油相即剩余油斑块，并进行标注；对标注后的斑块通过regionprops函数获取其面积、周长这些属性；获得不同时间步的剩余油斑块属性组成的矩阵，即可通过熵权法计算出不同时间步上的剩余油分散度。
14.在步骤2中，流体流量在油藏数值模拟中的计算公式：
[0015][0016]
式中，flow为网格流量大小，m3/d；flooil
i
为i 方向网格的油流量，m3/d；flooil
j
为j 方向网格的油流量，m3/d；flooil
k
为k 方向网格的油流量，m3/d；flowat
i
为i 方向网格的水流量，m3/d；flowat
j
为j 方向网格的水流量，m3/d；flowat
k
为k 方向网格的水流量，m3/d；
[0017]
水动力学强度计算公式为：
[0018][0019]
hs为水动力学强度，m3/d；flow为瞬时流量，m3/d；prorv为孔隙体积。
[0020]
在步骤2中，通过提取数值模拟每个网格的i，j,k方向的油、水流量，对每个网格的
网格流量大小进行计算；提取每个网格的孔隙体积，从而可以计算每个网格的水动力学强度场分布，水动力学强度是瞬时量，表现了当前时刻的流体流动情况。
[0021]
在步骤3中，优势潜力丰度计算公式为：
[0022][0023]
其中：
[0024]
式中，j
o3
为优势储量丰度，104t/km2；h为储层厚度，m；为孔隙度；so为含油饱和度；s
or
为残余油饱和度；ρo为原油密度，g/cm3；bo为原油体积系数；α为优势潜力丰度系数；k为储层渗透率，10-3
μm2；k
max
为储层内最大渗透率，10-3
μm2；k
ro
为油相相对渗透率；k
rw
为水相相对渗透率；μo为原油粘度，mpa.s；μw为水的粘度，mpa.s。
[0025]
在步骤4中，通过密度峰值算法对油藏流线参数进行分类，建立流线调整技术分区，分别确定植流线、建流线、补流线、稳流线、匀流线和控流线六类调控模式，并在调控分区上进行具体实施。
[0026]
本发明中的基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法，从剩余油分散度、水动力学强度和优势潜力丰度等指标出发，基于密度峰值聚类算法对油藏不同渗流特征区域进行聚类分析，建立流线调整基数分类图，分别提出“植流线”、“补流线”、“匀流线”、“稳流线”、“控流线”等六种流线重构治理对策从而从流线的角度指导了高含水期油藏剩余油挖潜及提高采收率工作。本发明涉及到的方法能够方便、准确、快速有效的定量化识别油藏不同渗流特征区域，并根据三角相图确定不同渗流特征区域提出“植流线”、“匀流线”、“补流线”、“稳流线”、“控流线”等治理对策。为老油田提高采收率、改善开发效果起到了重要的经济效益。
附图说明
[0027]
图1为本发明的一具体实施例中变流线调整技术分类图；
[0028]
图2为本发明的一具体实施例中油藏“建流线”特征区域的示意图；
[0029]
图3为本发明的一具体实施例中油藏“植流线”特征区域的示意图；
[0030]
图4为本发明的一具体实施例中油藏“补流线”特征区域的示意图；
[0031]
图5为本发明的一具体实施例中油藏“匀流线”特征区域的示意图；
[0032]
图6为本发明的一具体实施例中油藏“稳流线”特征区域的示意图；
[0033]
图7为本发明的一具体实施例中油藏“控流线”特征区域的示意图；
[0034]
图8为本发明的基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
[0035]
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0036]
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根
据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
[0037]
如图8所示，图8为本发明的基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法的流程图。
[0038]
步骤101.剩余油分散度指标实现：借鉴景观学相关成果，结合剩余油平面分布的特点，选取平均斑块面积(mps)、斑块密度(pd)和平均形状指数(msi)3个指标对剩余油的分散程度进行评价研究。平均斑块面积越小，单块剩余油可采储量越小，剩余油分散度越高；斑块密度越大，剩余油斑块个数越多，剩余油分散度越高；平均形状指数越大，剩余油板块形状越复杂，剩余油分散度越高。
[0039]
提取油藏数值模拟结果文件，利用8邻域边界追踪算法识别出连续油相即剩余油斑块，并进行标注。对标注后的斑块通过regionprops函数获取其面积、周长等属性。获得不同时间步的剩余油斑块属性组成的矩阵，即可通过熵权法即可计算出不同时间步上的剩余油分散度。
[0040]
步骤102.水动力学强度指标实现：将瞬时过液倍数对数化处理后的结果用来表征水动力学强度。
[0041]
流体流量在油藏数值模拟中的计算公式：
[0042][0043][0044]
式中，flow为网格流量大小，m3/d；flooil
i
为i 方向网格的油流量，m3/d；flooil
j
为j 方向网格的油流量，m3/d；flooil
k
为k 方向网格的油流量，m3/d；flowat
i
为i 方向网格的水流量，m3/d；flowat
j
为j 方向网格的水流量，m3/d；flowat
k
为k 方向网格的水流量，m3/d；
[0045]
水动力学强度计算公式为：
[0046][0047]
通过提取数值模拟每个网格的i，j,k方向的油、水流量，对每个网格的网格流量大小进行计算；提取每个网格的孔隙体积，从而可以计算每个网格的水动力学强度场分布，水动力学强度是瞬时量，表现了当前时刻的流体流动情况。
[0048]
步骤103.优势潜力丰度指标实现：在油藏进入高含水开发期，常规表征剩余潜力的方法是计算剩余油储量丰度或剩余油可采储量丰度。其中剩余油可采储量丰度的计算公式为：
[0049][0050]
剩余油可采储量丰度的计算公式为：
[0051][0052]
式中，j
o1
为剩余油储量丰度，104t/km2；j
o1
为剩余油可采储量丰度，104t/km2；h为储
层厚度，m；为孔隙度；so为含油饱和度；s
or
为残余油饱和度；ρo为原油密度，g/cm3；bo为原油体积系数。
[0053]
储量丰度在一定程度上反映了区块平面上的剩余油富集量，但是忽略了剩余油的流动能力。影响流动能力的因素包括储层的绝对渗透率、油水两相的相对渗透率和油水两相粘度。基于上述因素，提出了优势潜力丰度计算公式：
[0054][0055]
其中：
[0056]
式中，j
o3
为优势储量丰度，104t/km2；α为优势潜力丰度系数；k为储层渗透率，10-3
μm2；k
max
为储层内最大渗透率，10-3
μm2；k
ro
为油相相对渗透率；k
rw
为水相相对渗透率；μo为原油粘度，mpa.s；μw为水的粘度，mpa.s。
[0057]
优势潜力丰度表征储层内物性较好区域的潜力丰度，它可以剔除低渗透区域剩余油，使调整区域更明确，在实施剩余油挖潜措施时较剩余可采储量丰度更具有针对性，这样的规律能够更好地反映储层物性与剩余油之间的关系，因此选择优势潜力丰度作为油藏潜力的表征指标。
[0058]
步骤104.变流线区域划分：通过密度峰值算法对油藏流线参数进行分类，建立流线调整技术分区，分别确定“植流线”“建流线”“补流线”“稳流线”“匀流线”“控流线”六类调控模式，并在调控分区上进行具体实施。
[0059]
在应用本发明的具体实施例1中，基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法，包括以下步骤：
[0060]
步骤1.剩余油分散度指标实现：借鉴景观学相关成果，结合剩余油平面分布的特点，选取平均斑块面积(mps)、斑块密度(pd)和平均形状指数(msi)3个指标对剩余油的分散程度进行评价研究。平均斑块面积越小，单块剩余油可采储量越小，剩余油分散度越高；斑块密度越大，剩余油斑块个数越多，剩余油分散度越高；平均形状指数越大，剩余油板块形状越复杂，剩余油分散度越高。
[0061]
提取油藏数值模拟结果文件，利用8邻域边界追踪算法识别出连续油相即剩余油斑块，并进行标注。对标注后的斑块通过regionprops函数获取其面积、周长等属性。获得不同时间步的剩余油斑块属性组成的矩阵，即可通过熵权法即可计算出不同时间步上的剩余油分散度。
[0062]
步骤2.水动力学强度指标实现：将瞬时过液倍数对数化处理后的结果用来表征水动力学强度。
[0063]
流体流量在油藏数值模拟中的计算公式：
[0064][0065]
式中，flow为网格流量大小，m3/d；flooil
i
为i 方向网格的油流量，m3/d；flooil
j
为j 方向网格的油流量，m3/d；flooil
k
为k 方向网格的油流量，m3/d；flowat
i
为i 方向网
格的水流量，m3/d；flowat
j
为j 方向网格的水流量，m3/d；flowat
k
为k 方向网格的水流量，m3/d；
[0066]
水动力学强度计算公式为：
[0067][0068]
通过提取数值模拟每个网格的i，j,k方向的油、水流量，对每个网格的网格流量大小进行计算；提取每个网格的孔隙体积，从而可以计算每个网格的水动力学强度场分布，水动力学强度是瞬时量，表现了当前时刻的流体流动情况。
[0069]
步骤3.优势潜力丰度指标实现：在油藏进入高含水开发期，常规表征剩余潜力的方法是计算剩余油储量丰度或剩余油可采储量丰度。其中剩余油可采储量丰度的计算公式为：
[0070][0071]
剩余油可采储量丰度的计算公式为：
[0072][0073]
式中，j
o1
为剩余油储量丰度，104t/km2；j
o1
为剩余油可采储量丰度，104t/km2；h为储层厚度，m；为孔隙度；so为含油饱和度；s
or
为残余油饱和度；ρo为原油密度，g/cm3；bo为原油体积系数。
[0074]
储量丰度在一定程度上反映了区块平面上的剩余油富集量，但是忽略了剩余油的流动能力。影响流动能力的因素包括储层的绝对渗透率、油水两相的相对渗透率和油水两相粘度。基于上述因素，提出了优势潜力丰度计算公式：
[0075][0076]
其中：
[0077]
式中，j
o3
为优势储量丰度，104t/km2；α为优势潜力丰度系数；k为储层渗透率，10-3
μm2；k
max
为储层内最大渗透率，10-3
μm2；k
ro
为油相相对渗透率；k
rw
为水相相对渗透率；μo为原油粘度，mpa.s；μw为水的粘度，mpa.s。
[0078]
优势潜力丰度表征储层内物性较好区域的潜力丰度，它可以剔除低渗透区域剩余油，使调整区域更明确，在实施剩余油挖潜措施时较剩余可采储量丰度更具有针对性，这样的规律能够更好地反映储层物性与剩余油之间的关系，因此选择优势潜力丰度作为油藏潜力的表征指标。
[0079]
步骤4.变流线区域划分：通过密度峰值算法对油藏流线参数进行分类，利用图1建立流线调整技术分区，分别确定“植流线”“建流线”“补流线”“稳流线”“匀流线”“控流线”六类调控模式，并在如图2-7的调控分区上进行具体实施。
[0080]
在应用本发明的具体实施例2中，基于三角相图的高含水期油藏变流线调控方法，包括以下步骤：
[0081]
步骤1：剩余油分散度指标实现方法
[0082]
本次研究借鉴景观学相关成果，结合剩余油平面分布的特点，选取平均斑块面积
(mps)、斑块密度(pd)和平均形状指数(msi)3个指标对剩余油的分散程度进行评价研究，各参数具体描述见表1。
[0083]
表1剩余油分散度指标表征表
[0084][0085][0086]
表中，a为剩余油总面积；n为剩余斑块数；e为剩余油斑块总周长。
[0087]
由表1可知，平均斑块面积越小，单块剩余油可采储量越小，剩余油分散度越高；斑块密度越大，剩余油斑块个数越多，剩余油分散度越高；平均形状指数越大，剩余油板块形状越复杂，剩余油分散度越高。
[0088]
运用油藏数值模拟计算结果，提取结果文件，利用8邻域边界追踪算法识别出连续油相即剩余油斑块，并进行标注。对标注后的斑块通过regionprops函数获取其面积、周长等属性。获得不同时间步的剩余油斑块属性组成的矩阵，即可通过熵权法即可计算出不同时间步上的剩余油分散度。
[0089]
步骤2：水动力学强度场实现方法
[0090]
将瞬时过液倍数对数化处理后的结果用来表征水动力学强度。
[0091]
流体流量在油藏数值模拟中的计算公式：
[0092][0093]
式中，flow为网格流量大小，m3/d；flooil
i
为i 方向网格的油流量，m3/d；flooil
j
为j 方向网格的油流量，m3/d；flooil
k
为k 方向网格的油流量，m3/d；flowat
i
为i 方向网格的水流量，m3/d；flowat
j
为j 方向网格的水流量，m3/d；flowat
k
为k 方向网格的水流量，m3/d；
[0094]
水动力学强度计算公式为：
[0095][0096]
通过提取数值模拟每个网格的i，j,k方向的油、水流量，对每个网格的网格流量大小进行计算；提取每个网格的孔隙体积，从而可以计算每个网格的水动力学强度场分布，水动力学强度是瞬时量，表现了当前时刻的流体流动情况。
[0097]
步骤3：优势潜力丰度场实现方法
[0098]
优势潜力丰度计算公式：
[0099][0100]
其中：
[0101][0102]
式中，j
o3
为优势储量丰度，104t/km2；α为优势潜力丰度系数；k为储层渗透率，10-3
μm2；k
max
为储层内最大渗透率，10-3
μm2；k
ro
为油相相对渗透率；k
rw
为水相相对渗透率；μo为原油粘度，mpa.s；μw为水的粘度，mpa.s。
[0103]
优势潜力丰度表征储层内物性较好区域的潜力丰度，它可以剔除低渗透区域剩余油，使调整区域更明确，在实施剩余油挖潜措施时较剩余可采储量丰度更具有针对性，这样的规律能够更好地反映储层物性与剩余油之间的关系，因此选择优势潜力丰度作为油藏潜力的表征指标。
[0104]
步骤4：密度峰值聚类算法确定三角相图变流线调控模式
[0105]
通过密度峰值算法对油藏流线参数进行分类，能够快速确定同一类流线的集合，密度峰值算法的具体步骤为：(1)输入数据样本集，形成样本之间的距离矩阵；(2)计算每个样本点的相邻点、相对距离以及局部密度；(3)确定聚类中心，并将非聚类中心进行归类；(4)将存在噪声的边界点赋到一个与之相关联的核心点所在的聚类簇中。
[0106]
在应用本发明的具体实施例3中，基于密度峰值聚类算法将油藏流线划分为六类，并建立三参数的三角相图，对油藏流线进行定量调控，提出“建、植、补、匀、稳、控”六类高含水期油藏变流线调控模式。
[0107]
(1)建流线调控
[0108]
在井网不完善区域通过大面积建立流线，完善层系井网，开展建流线工作，其主要做法有：
[0109]
层系重组构建纵向层系
[0110]
平面部署新井构建井网
[0111]
(2)植流线调控
[0112]
在注采井网控制程度低、驱替效果差的区域，整体采用完善注采井网、细分层系的做法，开展植流线工作，其主要做法有：
[0113]
扩边完善注采井网植流线
[0114]
断块油藏重建注采井网植流线
[0115]
多层非均质油藏细分层系植流线
[0116]
(3)补流线调控
[0117]
依靠单井点调整改善注水，扩大水驱控制程度，增加流线覆盖程度，改善开发效果(修复破损的流线场)，其主要做法有：
[0118]
恢复流线：受损井区恢复流线
[0119]
增强流线：井区单井点增注、提液
[0120]
改变流线：注水井点更新
[0121]
(4)匀流线调控
[0122]
对于注采井网相对比较完善、水驱控制程度相对比较高、水驱开发效果相对比较好的油藏，为进一步提高采收率，开展以匀流线为目的的整体工作，其主要做法有：
[0123]
调剖调驱：提高水驱波及体积
[0124]
分注及细分注：提高油层动用程度
[0125]
脉冲注水：不稳定驱替
[0126]
(5)稳流线调控
[0127]
对于注采井网比较完善、水驱效果较好、水驱前缘推进均匀、整体含水相对较低的油藏，主要工作是稳定流线分布，其主要做法有：
[0128]
保持水质达标，实现水质指标平稳向好
[0129]
保持井筒完好，应用油管内衬防止注入水二次污染
[0130]
保持吸水能力，强化注水压差稳定
[0131]
(6)控流线调控
[0132]
对于由于长期注水造成的低效注水渗流区，往往优势渗流通道比较明显，水驱程度相对比较高，为进一步提高采收率，开展以控流线为目的的整体工作，其主要做法有：
[0133]
深部调驱：抑制注水优势通道
[0134]
封堵高渗透层：减少无效注水
[0135]
分注及细分注：提高油层动用程度
[0136]
借助油藏数值模拟结果，针对符合各个特征区域的油藏不同部位，进行针对性的治理，从而提高开发效果，提高采收率。
[0137]
以一个实际区块油藏为例，通过数值模拟结果，确定剩余油分散度、水动力学强度和优势潜力丰度的数值，并利用密度峰值聚类算法建立变流线调控技术分类图，如图1所示，
[0138]
定量划分油藏“建流线”、“植流线”、“补流线”、“匀流线”、“稳流线”、“控流线”相关特征区域，如图2-7所示，针对不同定量特征区域采取变流线调控措施。
[0139]
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
[0140]
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。