[发明专利]一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法

说明书

本发明涉及一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，包括：根据生产压力和生产速度更新第一网格区域的初始压力和初始流体流速；以第一网格区域为中心，依次更新剩余网格区域的初始压力和初始流体流速；根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的初始流体流速确定X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，并更新初始含水饱和度；根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度，循环计算至生产时间，根据含水饱和度和压力随时间变化图得到河流相储层中油藏和压力分布情况。本发明能够精确预测油藏压力分布以及剩余油分布。

技术领域

本发明涉及油藏开发技术领域，特别是涉及一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法。

背景技术

油藏开发过程中通常采用油水两相数值模拟方法进行油藏状态预测。现有的油水两相数值模拟方法在应用相对渗透率时，只是简单的将实验室测试结果做归一化处理，最终整个数值模拟过程中采用一根相对渗透率曲线，即各向同性相对渗透率，与方向无关，与流速无关。以典型河流相储层为例，油田开发过程中，当注采方向为顺河流方向和垂直河流方向时，由于两个方向上孔隙结构存在差异，油水两相渗流规律必然不同，实验发现，同一方向，不同流速测得的相对渗透率曲线也有差异。而现有的油水两相数值模拟方法应用各向同性相对渗透率曲线，忽略了生产速度、驱替方向对相对渗透率的影响，导致压力传播、剩余油饱和度变化有误差，经传统数值模拟方法预测的油藏压力分布、剩余油分布不够精确。

发明内容

本发明的目的是提供一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，能够精确预测油藏压力分布以及剩余油分布。

为实现上述目的，本发明提供了如下方案：

一种考虑非平衡各向异性相对渗透率的油藏状态预测方法，包括：

对三维立体地质模型进行网格区域划分，得到井参数和各网格区域的初始属性参数；所述井参数包括井点位置、生产速度、生产压力和生产时间；所述初始属性参数包括初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度；相邻两网格区域中的一个网格区域的初始流体流速是根据相邻两网格区域的初始压力差值以及相邻两网格区域中另一网格区域的初始流体流速计算得到的；所述三维立体地质模型是对待预测区域的河流相储层的结构进行地质建模得到的；

根据所述井点位置所在的网格区域确定第一网格区域，并根据所述生产压力与所述初始压力的差值以及所述生产速度更新所述第一网格区域的初始压力和初始流体流速；更新后的第一网格区域的初始压力为所述生产压力与所述初始压力的差值；更新后的第一网格区域的初始流体流速为所述生产速度；

以所述第一网格区域为中心，依次更新与所述第一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，然后以更新后的任意一网格区域为中心，依次更新与所述更新后的任意一网格区域相邻的各网格区域的初始压力和初始流体流速，直至更新完所有网格区域的初始压力和初始流体流速；

根据各网格区域的初始含水饱和度和更新后的各网格区域的初始流体流速确定各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率，并根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力和初始流体流速更新各网格区域的初始含水饱和度；

根据各网格区域在X、Y、Z三个方向上的相对渗透率以及更新后的各网格区域的初始压力、初始流体流速和初始含水饱和度得到下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度；

将下一时刻各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度作为初始属性参数循环计算至所述生产时间，得到各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度，然后根据各个时刻对应的各网格区域的压力、流体流速和含水饱和度绘制河流相储层各区域的含水饱和度和压力随时间变化图；

根据所述含水饱和度和压力随时间变化图得到河流相储层中油藏和压力分布情况。