一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法及装置与流程

1.本发明涉及断溶体油藏开发技术领域，具体地说，涉及一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法及装置。


背景技术：

2.断溶体油藏产量高，是西北地区增储上产的重要阵地。2013年以来，在塔河西部10区、12区、托普台的滚动开发，发现深大断裂控制缝洞储集体的发育及成藏；逐步塔河东部也认识到部分储集体受大断裂控；2015年，顺北油田的勘探突破，进一步证实了断溶体油藏的存在及开发效果。
3.与其它缝洞型油藏相比，断溶体油藏更加特殊。断溶体油藏从地质特征、成藏成储规律，均受到断裂控制，同时又受到上部淡水和下部热液岩溶作用，因此断溶体油藏形成具有多期次性，储层空间展布多样性的特点，如图1所示。
4.断溶体油藏具有更强的非均质性，与碎屑岩油藏有本质区别。主要体现在以下几个方面：
5.(1)储集空间尺度差异大，如图2所示；
6.(2)储集体在空间上呈非连续分布，非均质强；
7.(3)储集体间的连通关系和连通方式多样；
8.(4)大洞大缝以管流为主，如图3所示。
9.现有技术中，油水界面确定方法很多，但是针对断溶体油藏，还是存在一些不足之处，归纳起来主要有以下几个方面：
10.1、断溶体油藏裂缝比较发育，而且其基岩孔隙度小，渗透率低，是比较典型的致密灰岩，油水界面不稳定，常规的静态水油界面确定方法不适用；
11.2、断溶体油藏由于储渗空间的特殊性，几乎不存在毛细管压力，破碎带与破碎带之间，断裂面与断裂面之间的流体流动不再是传统的渗流，而主要是以空腔流、管流为主。因此基于传统砂岩油藏工程理论确定油水界面，也很难在适用于断溶体油藏；
12.3、断溶体油藏下入压力计到井底，压力计稳定较难，影响压力的测试精度；同时据开发实际表明：断溶体油藏具有边水或底水，水体能量较强，油水关系复杂，静压资料很难获取。
13.针对现有技术的问题，本发明提供了一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法及装置。


技术实现要素：

14.为了快速追踪断溶体油藏动态油水界面，本发明提供了一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，所述方法包含以下步骤：
15.s1、根据试井资料，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型；
16.s2、在断溶体油藏条件下，针对单个溶洞，建立基于体积平衡的物质守恒方程；
17.s3、对所述物质守恒方程的关键参数进行求取；
18.s4、将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入所述物质守恒方程，以得到动态的油水界面。
19.根据本发明的一个实施例，步骤s1包含：
20.基于断溶体的地质情况，建立井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型；
21.利用所述井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型获取断溶体油藏压力响应特征曲线，识别流动阶段及特征，并获取特征点及特征线；
22.基于所述特征点及所述特征线，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型，所述溶洞模型包含单洞型以及多洞型。
23.根据本发明的一个实施例，步骤s1包含：利用所述井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型对应的溶洞-井筒和地层-溶洞段的数学耦合模型，得到拉普拉斯空间上的无量纲井底压力统一表达式：
[0024][0025]
其中，p
wfd
表示无量纲井底压力；p
vd
表示无量纲溶洞中的压力；β表示阻力系数；α表示溶洞充填系数；γ表示导压系数；td表示无量纲时间。
[0026]
根据本发明的一个实施例，不同开发阶段的所述物质守恒方程为：n
p
(k)bo＝v
oicoio
(k)(p
i-pa(k))+v
wicwiw
(k)(p
i-pa(k))+vbcb(p
i-pa(k))
[0027]
其中，v
oi
表示原始含油体积；v
wi
表示原始含水体积；vb表示溶洞体积；co、cw、cb分别为油、水、岩石的压缩系数；bo为油的体积系数；io、iw为油、水在溶洞内的体积占比；(p
i-pa)为溶洞内平均压力降落；n
p
为地面累计产油量；k表示第k生产阶段。
[0028]
根据本发明的一个实施例，步骤s3包含：通过以下公式对关键参数溶洞内平均压力进行求解：
[0029][0030]
其中，p
wf
表示井底流压，pa；pa表示溶洞中的平均压力，pa；ρ表示流体密度，kg/m3；v
wf
表示原油在井底的流速；rv表示溶洞半径；d表示井筒的直径，m；v0表示原油在溶洞中的流速；p表示压力，pa；c表示原油压缩系数偏差系数；t表示时间；cv表示溶洞压缩系数。
[0031]
根据本发明的一个实施例，步骤s3包含：通过以下公式对关键参数溶洞内流体密度进行求解：
[0032][0033]
其中，ρe表示溶洞内流体密度；ρo表示溶洞内油的密度；ρw表示溶洞内水的密度。
[0034]
根据本发明的一个实施例，步骤s3包含：通过以下公式对关键参数溶洞内油、水占比体积进行求解：
[0035][0036]
其中，io(k)表示油在溶洞体积占比；v
oi
表示原始含油体积；v
wi
表示原始含水体积；
vb表示溶洞体积；co、cw、cb分别为油、水、岩石的压缩系数；bo为油的体积系数；io、iw为油、水在溶洞内的体积占比；(p
i-pa)为溶洞内平均压力降落；n
p
为地面累计产油量；k表示第k生产阶段。
[0037]
根据本发明的一个实施例，所述静态参数包含但不限于：初始地层压力、流体压缩系数、溶洞高度，所述动态参数包含但不限于：洞间传导率、含水率、采油速度、原油体积占比。
[0038]
根据本发明的另一个方面，还提供了一种存储介质，其包含用于执行如上任一项所述的方法步骤的一系列指令。
[0039]
根据本发明的另一个方面，还提供了一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的装置，执行如上任一项所述方法，所述装置包含：
[0040]
溶洞模型模块，其用于根据试井资料，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型；
[0041]
物质守恒方程模块，其用于在断溶体油藏条件下，针对单个溶洞，建立基于体积平衡的物质守恒方程；
[0042]
关键参数求取模块，其用于对所述物质守恒方程的关键参数进行求取；
[0043]
油水界面模块，其用于将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入所述物质守恒方程，以得到动态的油水界面。
[0044]
本发明提供的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法及装置，可以适用于断溶体油藏开发的任何时期，无论是老井，还是新井；无论是见水井，还是未见水井；无论是单井还是多井组合，本发明均可适用，而且本发明通过建立了溶洞-井筒和地层-溶洞段的数学耦合模型，得到拉普拉斯(laplace)空间上的无量纲井底压力统一表达式，利用井筒-溶洞-裂缝流动数学模型获取断溶体油藏压力响应特征曲线，识别断溶体油藏是单洞型还是多洞型特征；结合油水流动物质平衡方法建立了单洞模式下的油水界面预测方法(多洞模式可以根据单洞模式的叠加，进行预测)。因此本发明根据生产井的生产情况，实时计算动态油水界面，所计算出的油水界面具有时效性，本发明为提高断溶体油藏油水界面的计算精度和速度，提供了一种有效的、新的计算方法。
[0045]
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
[0046]
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
[0047]
图1显示了断溶体油藏特点图；
[0048]
图2显示了断溶体油藏储集类型(洞、缝、孔)示意图；
[0049]
图3显示了断溶体油藏渗流、自由流复合流动示意图；
[0050]
图4显示了压力梯度图示例图；
[0051]
图5显示了根据本发明的一个实施例的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法流程图；
[0052]
图6显示了根据本发明的一个实施例的动态油水界面计算流程示意图；
[0053]
图7显示了根据本发明的一个实施例的井筒-溶洞-裂缝流动物理模型；
[0054]
图8显示了根据本发明的一个实施例的井底压力响应曲线；
[0055]
图9显示了根据本发明的一个实施例的压力传播示意图；
[0056]
图10显示了根据本发明的一个实施例的压力改变体积变化示意图；
[0057]
图11显示了根据本发明的一个实施例的不同开发阶段方程参数示意图；
[0058]
图12显示了根据本发明的一个实施例的溶洞-油管部分参数示意图；
[0059]
图13显示了根据本发明的一个实施例的m1井生产动态图；
[0060]
图14显示了根据本发明的一个实施例的m1井能量指示曲线；
[0061]
图15显示了根据本发明的一个实施例的m1井油水上升速度预测；
[0062]
图16显示了根据本发明的一个实施例的m2井生产曲线图；
[0063]
图17显示了根据本发明的一个实施例的m2井能量指示曲线图；
[0064]
图18显示了根据本发明的一个实施例的m2井油水上升速度预测曲线图。
具体实施方式
[0065]
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，以下结合附图对本发明实施例作进一步地详细说明。
[0066]
因为断溶体油藏特殊的井、洞关系，在开发过程中，前期基本都是无水开采，但是油井一旦见水，则含水上升特别快，如何稳油控水，成为制约开发断溶体油藏成败的关键。假如通过一些技术手段，能够提前判断出油井中的出水位置，然后针对性地及时采取相应的控水、治水措施，就可确保断溶体油藏稳产，提高原油采收率。准确判断油井出水位置的前提条件就是需要确定出油水界面，因此研究油水界面，对于断溶体油藏的开发意义重大，概况起来，主要有以下几个方面：
[0067]
1、对于断溶体油藏的油气储量估算和油藏评价，油水界面参数必不可少；
[0068]
2、对于断控油藏，油水界面参数是划分其边界的直接依据；
[0069]
3、断溶体油藏储层的非均质性本身就很强，油水界面的起伏不可忽视。
[0070]
对现有技术进行检索发现：目前对于断溶体油藏油水界面确定问题主要是针对原始油水界面和开发过程中的动态油水界面进行计算和追踪评价。油水界面计算包括静态油水界面和开发中动态油水界面。静态油水界面计算方法主要有压力梯度法、压汞曲线法等；动态油水界面主要是通过假设对缝洞内油水流动进行模拟，并结合缝洞油藏的生产动态或测试资料(试井、测压等)对油水界面进行实时预测，如物理模型和数值结合验证法、见水时间-见水深度交汇法。
[0071]
油水原始界面通常采用缝洞内基本参数，并结合地层压力、毛管力、重力等对油水进行受力分析来计算油水界面的高度。
[0072]
现有技术(陈青，方小娟，余勤，姜浩罡，任爱军.缝洞型碳酸盐岩油藏原始油水界面的分布评价—以塔河油田4区为例[j].特种油气藏，2010，17(06):78-81+127.)根据塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏实际勘探情况，选取了区域压力梯度法、单井压力梯度法和实测法3种方法确定研究区内的原始油水界面。区域压力梯度法是根据不同流体密度不同在压力梯度图中反映的斜率不一样来进行计算油水界面高度。因此，可以用在不同深度油水层测得的原始地层压力，与相应深度绘制压力梯度图，反映不同地层流体密度的压力梯度线
的交点，即为地层流体界面的位置。如图4所示，直线交点即为油水界面。
[0073]
现有技术(洪涛.轮古油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏油水分布规律研究[d].中国石油大学(北京)，2017.)以典型缝洞单元为研究对象，分别采用生产资料分析法、压力梯度法和原始油层压力-密度公式法计算了原始油水界面，并对典型缝洞单元进行了油水界面分析。压力梯度法计算油水界面的方法是利用了不同流体的密度不同，表现出明显不同的压力梯度，得到油水界面深的计算公式：
[0074][0075]
现有技术(罗厚义，汤达祯，汤永梅.利用毛管压力预测碳酸盐岩油藏油水界面[j].油气地质与采收率，2013，20(02):71-73+116.)利用原始开发井压汞曲线，运用多种非线性方程方法，回归拟合流体饱和度与毛管压力的函数关系，对比组合出最佳函数；再结合常规测井解释结果,拟合最佳自由水面的深度；利用自由水面与油水界面的关系，确定油水界面的深度。该方法原理主要是根据孔喉半径与毛管压力表达式：
[0076][0077]
现有技术(屈鸣，侯吉瑞，李军，谭涛，郭臣，石媛丽.缝洞型油藏三维可视化模型底水驱油水界面特征研究[j].石油科学通报，2018，3(04):422-433.)以裂缝、溶洞中弯曲液面力的平衡方程为基础，结合laplace方程，推导出仅受润湿性和洞缝静态压差影响的连通洞缝油水界面高度差计算公式：
[0078][0079]
缝洞油藏开发过程中动态油水界面确定研究的关键点是如何能对缝洞内油水流动进行准确模拟，并结合缝洞油藏的生产动态或测试资料(试井、测压等)对油水界面进行实时预测。目前，从对缝洞结构假设方面，缝洞油藏流动模拟主要有三类。
[0080]
(1)多重介质方法：大多数学者将缝、洞及基质视作不同的介质，采用三重或多重介质等效连续模型进行缝洞型油藏流动模拟及试井分析，可以考虑井打在大尺度溶洞内数学模型。溶洞被视为零维储集体，以拟稳态或非稳态的窜流形式供给裂缝或基本。究其本质均是认为溶洞内流动为渗流过程，且洞和缝均等效为连续介质。但目前多重方法主要用来分析产能及试井解释，用于油水界面位置研究还较少，主要是对适用于原始油水界面确定的压力梯度法改进。
[0081]
(2)离散储集体方法：有学者针对井与洞相连的情况，假设溶洞中的压力与井底流压相等，赋予溶洞一个储存常数。实际中，目标区断溶体油藏井深达6000m，当压力计未下达至溶洞中时，洞内流体到井筒中的流动受重力、摩擦力及微可压缩性影响，且井筒尺寸远小于溶洞尺寸，溶洞流体流速与井筒内流体流速差异较大，压力也必然不同。
[0082]
(3)自由流建模方法：也有学者采用了自由流方程建立了溶洞内流体自由流动，但均是采用数值模拟方法，对于油水推动下的多个溶洞相连流动模拟计算量过大，并不能高效实时追踪油水界面。
[0083]
对现有技术的上述分析结果可知：油水界面确定方法很多，但是针对断溶体油藏，还是存在一些不足之处，归纳起来主要有以下几个方面：
[0084]
1、断溶体油藏裂缝比较发育，而且其基岩孔隙度小，渗透率低，是比较典型的致密灰岩，油水界面不稳定，常规的静态水油界面确定方法不适用；
[0085]
2、断溶体油藏由于储渗空间的特殊性，几乎不存在毛细管压力，破碎带与破碎带之间，断裂面与断裂面之间的流体流动不再是传统的渗流，而主要是以空腔流、管流为主。因此基于传统砂岩油藏工程理论确定油水界面，也很难在适用于断溶体油藏；
[0086]
3、断溶体油藏下入压力计到井底，压力计稳定较难，影响压力的测试精度；同时据开发实际表明：断溶体油藏具有边水或底水，水体能量较强，油水关系复杂，静压资料很难获取。
[0087]
因此，急需建立一种新的追踪断溶体油藏动态油水界面的方法。现有技术中，关于断溶体油藏油水界面方面的专利，有一项，即：一种缝洞型油藏油水界面确定方法及系统(cn 107288618 a)，其主要是通过油井的基础参数首先确定出原始油水界面的深度，然后考虑了油水密度差，通过建立和求解缝洞型油藏未充填洞穴内的流体连续性方程和流体流动方程，得出了重力分异作用下油井的油水界面。虽然其考虑了油水密度差，但是没有考虑原油产出对油水界面的影响。断溶体油藏油水界面是一个动态变化的数据，需要根据生产井的实时生产情况，反演地下油水界面的变化情况。
[0088]
鉴于此，本发明在追踪断溶体油藏动态油水界面时，认为；传统的两相物质平衡方程(考虑底水)均是基于渗流理论及控制方程而来，溶洞内油水推动作用下的两相动态物质平衡方程必然不同，井筒-溶洞-裂缝内压力传播规律复杂，紧靠单一的物质平衡预测方法难以预测，本发明依靠基于地质模式(单洞型、多洞型)的试井解释联合两相物质平衡方程等多方法进行油水界面动态预测。
[0089]
图5显示了根据本发明的一个实施例的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法流程图。
[0090]
如图5所示，在步骤s1中，根据试井资料，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型。具体来说，在进行动态油水界面追踪前，需要收集研究单元系统的注采井组断溶体油藏基本信息资料、试井资料和动态生产数据资料。在一个实施例中，溶洞模型包含单洞型以及多洞型。
[0091]
在一个实施例中，步骤s1包含：基于断溶体的地质情况，建立井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型；利用井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型获取断溶体油藏压力响应特征曲线，识别流动阶段及特征，并获取特征点及特征线；基于特征点及特征线，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型。
[0092]
如图5所示，在步骤s2中，在断溶体油藏条件下，针对单个溶洞，建立基于体积平衡的物质守恒方程。具体来说，油藏条件下单个溶洞内基于体积平衡建立包含不同开发阶段的物质守恒方程。
[0093]
如图5所示，在步骤s3中，对物质守恒方程的关键参数进行求取。具体来说，物质平衡方程关键参数求取，主要求解溶洞内平均压力、溶洞内流体密度和溶洞内油、水占比体积(io、iw)。其他参数，例如生产参数、流体参数(如原油粘度，体积变化系数则根据实验室pvt分析得到)可根据生产动态资料获取。
[0094]
如图5所示，在步骤s4中，将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入物质守恒方程，以得到动态的油水界面。具体来说，将油藏静态参数和动态参数代入步骤s3中的物质平衡方程，即可得到动态的油水界面。
[0095]
图6显示了根据本发明的一个实施例的动态油水界面计算流程示意图。
[0096]
如图6所示，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型(单洞/多洞)。在一个实施例中，基于断溶体油藏地质情况，设置简化物理模型，如图7所示。
[0097]
如图7所示，将孤立溶洞下物理模型简化为3个流动段组成的流动单元，分别为地层流动段，溶洞流动段，井筒流动段，每个流动段因地层原因，所遵循的流动数学方程有差异，所以不同的流动单元之间需要进行耦合。而连通情况下，供给溶洞在压差作用下通过裂缝向井所在溶洞供给，供给量与裂缝参数有关，通过以下假设，对以上2种地质情况下，建立模型，通过数学方程，试井相关理论求解井底压力解，并通过试井特征曲线，对溶洞属性进行求解。
[0098]
基本假设包括：
[0099]
1、假设洞为圆柱，并且与生产井井筒同心,开发过程种仅考虑竖直方向的流动。
[0100]
2、存在三个流动区域：溶洞流动、井筒流动、地层径向渗流(暂不考虑)。
[0101]
3、地层流体处理为拟单相，流体、岩石为微可压缩。
[0102]
4、存在多溶洞连通情况下，考虑洞间窜流，裂缝不由于压力降低而闭合。
[0103]
根据如图7所示的物理模型以及上述基本假设，构建数学模型并进行求解：流体从溶洞流入井筒，再由井筒流出地面，这一过程的流体流动要满足的连续性方程、动量守恒和能量守恒方程为：
[0104]
连续性方程：
[0105][0106]
能量守恒方程：
[0107][0108]
动量守恒方程：
[0109][0110]
其中：ρ为流体密度，kg/m3；v为流体流动速度，m/s；x轴为由井筒圆心向下建立的一维坐标轴；p为压力，pa；f流体受到的摩擦阻力系数；d为井筒的直径，m；p
wf
和pv分别为井筒和溶洞中的压力，pa；v
wf
为井筒和溶洞连接处流体的速度，m/s。
[0111]
基于上述假设条件，井筒与溶洞组成一个巨大的高压流体储集空间(如顺北缝洞型油藏，井底压力在80mpa以上)，在高压流体作用下，储集空间的流体、管壁及岩石都是可压缩的。当开井生产时，井底压力变化由两部分组成：一部分是流体流动产生的压力；另一部分是高压流体泄压时，由于流体、管壁及岩石压缩性产生的波动压力(流体中水击效应也有类似的方程)。
[0112]
利用方程无因次化，考虑重力、摩擦力及洞为非圆柱体等，无量纲井筒压力及溶洞
压力之间关系方程为：
[0113][0114]
其中，p
wfd
表示无量纲井底压力；p
vd
表示无量纲溶洞中的压力；β表示阻力系数；α表示溶洞充填系数；γ表示导压系数；td表示无量纲时间。
[0115]
基于缝洞地质模型及油水分布，利用井-洞-缝流动数学模型获取断溶体油藏压力响应特征曲线，识别流动阶段及特征，并获取特征点及特征线，如图8以及图9所示。基于井底压力相应曲线，即可识别断溶体油藏是单洞型还是多洞型。
[0116]
如图5以及图6所示，构建基于体积平衡的物质守恒方程。在一个实施例中，断溶体油藏条件下单个溶洞内基于体积平衡建立物质守恒方程，断溶体油藏压力变化前后的油藏示意图，如图10所示，即地面采出量等于因压降引起的油水和溶洞的体积变化量。
[0117]
在目前压力pa下：地下产量＝流体膨胀量+溶洞体积缩小量＝a+b+c。式中：a—溶洞体积减小量，b—油膨胀量，c—水膨胀量。
[0118]
累计产油量：n
p bo[0119]
累计产水量：w
pbw
[0120]
溶洞体积减小量：vbc
wiw
δp
[0121]
原油膨胀量：vbc
oio
δp
[0122]
底水膨胀量：vbcbδp
[0123]
经过以上分析，建立物质守恒方程式(8)：
[0124]npbo
+w
pbw
＝v
oicoio
(p
i-pa)+v
wicwiw
(p
i-pa)+vbcb(p
i-pa)
ꢀꢀ
(8)
[0125]
式中：vb为溶洞体积；co、cw、cb分别为油、水、岩石的压缩系数；bo、bw为油、水的体积系数；io、iw为油、水在溶洞内的体积占比；(p
i-pa)为溶洞内平均压力降落；n
p
、w
p
为地面累计产油、产水量。
[0126]
进一步地，得到不同开发阶段物质守恒方程如下：
[0127]np
(k)bo＝v
oicoio
(k)(p
i-pa(k))+v
wicwiw
(k)(p
i-pa(k))+vbcb(p
i-pa(k))
ꢀꢀ
(9)
[0128]
其中，v
oi
表示原始含油体积；v
wi
表示原始含水体积；vb表示溶洞体积；co、cw、cb分别为油、水、岩石的压缩系数；bo为油的体积系数；io、iw为油、水在溶洞内的体积占比；(p
i-pa)为溶洞内平均压力降落；n
p
为地面累计产油量；k表示第k生产阶段。
[0129]
式(9)中涉及到的与开发时间相关的参数，如图11所示。由于一些参数随着时间是变化的，故需要建立不同时间段下的物质平衡方法来计算io，表1列出了一些随时间变化的参数。
[0130]
表1不同开发时间下参数值
[0131][0132]
如图5以及图6所示，对物质守恒方程的关键参数进行求取。在一个实施例中，求解溶洞内平均压力，由于溶洞内管流并不遵循达西定律，根据流体在溶洞管流条件下，井底流
压p
wf
与溶洞平均压力pa关系为：
[0133][0134]
其中，p
wf
表示井底流压，pa；pa表示溶洞中的平均压力，pa；ρ表示流体密度，kg/m3；v
wf
表示原油在井底的流速；rv表示溶洞半径；d表示井筒的直径，m；v0表示原油在溶洞中的流速；p表示压力，pa；c表示原油压缩系数偏差系数；t表示时间；cv表示溶洞压缩系数。
[0135]
在一个实施例中，求解溶洞内流体密度，溶洞内存在油水二相，如图12所示，为计算简便，将洞内油水视为一种流体，取其平均值作为流体密度：
[0136][0137]
其中，ρe表示溶洞内流体密度；ρo表示溶洞内油的密度；ρw表示溶洞内水的密度。
[0138]
在一个实施例中，求解溶洞内油、水占比体积(io、iw)，根据不同开发阶段物质守恒方程式(9)：
[0139]np
(k)bo＝v
oicoio
(k)(p
i-pa(k))+v
wicwiw
(k)(p
i-pa(k))+vbcb(p
i-pa(k))
[0140]
油水体积占比关系式：
[0141]io
+iw＝1
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(12)
[0142]
平均压力与井底流压关系式：
[0143][0144]
将上式带入物质平衡方程式(9)，可得油在溶洞体积占比：
[0145][0146]
其中，io(k)表示油在溶洞体积占比；v
oi
表示原始含油体积；v
wi
表示原始含水体积；vb表示溶洞体积；co、cw、cb分别为油、水、岩石的压缩系数；bo为油的体积系数；io、iw为油、水在溶洞内的体积占比；(p
i-pa)为溶洞内平均压力降落；n
p
为地面累计产油量；k表示第k生产阶段。
[0147]
如图6所示，将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入物质守恒方程，以得到动态的油水界面。在一个实施例中，静态参数包含但不限于：初始地层压力、流体压缩系数、溶洞高度，动态参数包含但不限于：洞间传导率、含水率、采油速度、原油体积占比。
[0148]
本发明提供的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法及装置还可以配合一种计算机可读取的存储介质，存储介质上存储有计算机程序，执行计算机程序以运行一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法。计算机程序能够运行计算机指令，计算机指令包括计算机程序代码，计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。
[0149]
计算机可读取的存储介质可以包括：能够携带计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、u盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器、只读存储器(rom，read-only memory)、随机存取存储器(ram，random access memory)、电载波信号、电信信号以及软件
分发介质等。
[0150]
需要说明的是，计算机可读取的存储介质包含的内容可以根据司法管辖区内立法和专利实践的要求进行适当的增减，例如在某些司法管辖区，根据立法和专利实践，计算机可读取的存储介质不包括电载波信号和电信信号。
[0151]
本发明还提供一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的装置，其执行一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，装置包含：溶洞模型模块、物质守恒方程模块、关键参数求取模块、油水界面模块。
[0152]
具体来说，溶洞模型模块用于根据试井资料，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型；物质守恒方程模块用于在断溶体油藏条件下，针对单个溶洞，建立基于体积平衡的物质守恒方程；关键参数求取模块用于对物质守恒方程的关键参数进行求取；油水界面模块用于将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入物质守恒方程，以得到动态的油水界面。
[0153]
本发明结合矿场数据、油藏工程和渗流力学理论，在油藏地质、油水界面监测、生产动态、断溶体油藏油井井史等收集、整理的基础上，通过建立井筒-溶洞-裂缝的耦合模型和不同开发时期的物质平衡方程，建立了一种专门用于断溶体油藏动态油水界面追踪的计算模型、计算方法和计算流程。该发明不仅适用于断溶体油藏开发的任何时期，无论是老井，还是新井；无论是见水井，还是未见水井；而且还同时具备计算单井(水平井、直井)、多井(直井和水平井)组合的实时动态油水界面的作用，该发明计算方便，准确率高，在断溶体油藏动态油水界面追踪方面具有一定的推广价值。
[0154]
在实际生产中，选用某生产井，进行动态油水界面追踪说明，目前某断溶体油藏的见水井为m1和m2井，分析见水原因并预测油水界面上升速度。
[0155]
m1井的生产动态图如图13所示。m1井在见水周后便进入长时间的关井，其能量指示曲线如图14所示。压降与累产成线性关系，计算单位压降产出水体积与开采1％储量单位压降指标均显示该缝洞单元属于弱能量缝洞，具有定容特征；通过压裂液+地面交联酸酸压施工，泵压曲线波动较小，显示此缝洞没有很好与井筒周围裂缝沟通；因钻遇水层，钻井回填侧钻，见水原因为侧钻段沟通原直井段水层缝洞体，累计产液量3797.1t，产油2193.8t。综上分析，m1井为存在供给溶洞下的生产井。
[0156]
据试井及生产报告分析，m1井属于存在供给溶洞下的生产井，压降测试显示，近井筒储集体物性好，远井筒储层物性较差，由于参数未知，假设油全部由近井筒储集体供给，水全由远井筒储集体供给。
[0157]
据收集已知的数据、同区块资料，对m1井进行油水界面上升速度预测.结合不同时间段的累产油、累产水，将表2中的参数代入式(9)，得到不同生产时间下的油水上述速度，如图15所示。m1井油水界面平均上升速度为10.36m/年。
[0158]
表2m1井基础参数
[0159]
基础参数数值参数来源溶洞体积(万方)50试井资料原始地层压力81井史资料岩石压缩系数(mpa-1
)0.01pvt实验水压缩系数(mpa-1
)0.0001pvt实验
油压缩系数(mpa-1
)0.001pvt实验溶洞高度200试井资料初始油水体积比7：3假设参数溶洞半径35.3试井资料原油初始体积系数2.5同区块资料地层水初始体积系数0.7同区块资料产油量(t)3797井史资料产水量(t)2194井史资料原油密度0.2同区块资料地层水密度1.046井史资料初始油水界面海拔7200假设参数
[0160]
图16显示了m2井生产曲线图。m2油井开井生产后迅速水淹，2019年6月经酸化压裂后有油产出，但产量迅速下降，表明该井周围离水区近，含油储量不大，存在底水或者供给水溶洞。2020年2月进行气举辅助生产，后因供液不足关井，表现为井周供液不足，产液能力低下。单位压降产液123m3/mpa，表明溶洞储量不大。
[0161]
图17显示了m2井能量指示曲线图。2019年3月至2019年6月，累计产油725.6m3，产水1255.2m3。
[0162]
据试井及生产报告分析，m2井的基本参数，如表3所示。m2井属于存在供给溶洞下的生产井，取某一生产时间段换算成年产，根据收集已知的数据、同区块资料，对shb5-5h井进行油水界面上升速度预测，计算其油水界面上升速度，如图18所示。平均油水界面上升速度为3.92m/年。
[0163]
表3m2井基础参数
[0164]
基础参数数值参数来源溶洞体积(万方)50试井资料原始地层压力92同区块资料岩石压缩系(mpa-1
)0.01pvt实验水压缩系数(mpa-1
)0.0001pvt实验油压缩系数(mpa-1
)0.001pvt实验溶洞高度200试井资料初始油水体积比7：3假设参数溶洞半径35.3试井资料原油初始体积系数2.5同区块资料地层水初始体积系数0.7同区块资料产油量(t)725.6井史资料产水量(t)1255.6井史资料原油密度0.2同区块资料地层水密度1.046井史资料初始油水界面海拔8200假设参数
[0165]
综上，本发明提供的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法及装置与现有
技术相比，具有如下的优点和有益效果：可以适用于断溶体油藏开发的任何时期，无论是老井，还是新井；无论是见水井，还是未见水井；无论是单井还是多井组合，本发明均可适用，而且本发明通过建立了溶洞-井筒和地层-溶洞段的数学耦合模型，得到拉普拉斯(laplace)空间上的无量纲井底压力统一表达式，利用井筒-溶洞-裂缝流动数学模型获取断溶体油藏压力响应特征曲线，识别断溶体油藏是单洞型还是多洞型特征；结合油水流动物质平衡方法建立了单洞模式下的油水界面预测方法(多洞模式可以根据单洞模式的叠加，进行预测)。因此本发明根据生产井的生产情况，实时计算动态油水界面，所计算出的油水界面具有时效性，本发明为提高断溶体油藏油水界面的计算精度和速度，提供了一种有效的、新的计算方法。
[0166]
应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
[0167]
在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上；术语“上”、“下”、“左”、“右”、“内”、“外”、“前端”、“后端”、“头部”、“尾部”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
[0168]
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
[0169]
说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
[0170]
本发明的实施例是为了示例和描述起见而给出的，而并不是无遗漏的或者将本发明限于所公开的形式。很多修改和变化对于本领域的普通技术人员而言是显而易见的。选择和描述实施例是为了更好说明本发明的原理和实际应用，并且使本领域的普通技术人员能够理解本发明从而设计适于特定用途的带有各种修改的各种实施例。
[0171]
虽然本发明所公开的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所公开的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

技术特征：
1.一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，所述方法包含以下步骤：s1、根据试井资料，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型；s2、在断溶体油藏条件下，针对单个溶洞，建立基于体积平衡的物质守恒方程；s3、对所述物质守恒方程的关键参数进行求取；s4、将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入所述物质守恒方程，以得到动态的油水界面。2.如权利要求1所述的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，步骤s1包含：基于断溶体的地质情况，建立井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型；利用所述井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型获取断溶体油藏压力响应特征曲线，识别流动阶段及特征，并获取特征点及特征线；基于所述特征点及所述特征线，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型，所述溶洞模型包含单洞型以及多洞型。3.如权利要求2所述的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，步骤s1包含：利用所述井筒-溶洞-裂缝的流动物理模型对应的溶洞-井筒和地层-溶洞段的数学耦合模型，得到拉普拉斯空间上的无量纲井底压力统一表达式：其中，p
wfd
表示无量纲井底压力；p
vd
表示无量纲溶洞中的压力；β表示阻力系数；α表示溶洞充填系数；γ表示导压系数；t
d
表示无量纲时间。4.如权利要求1所述的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，不同开发阶段的所述物质守恒方程为：n
p
(k)b
o
＝v
oi
c
o
i
o
(k)(p
i-p
a
(k))+v
wi
c
w
i
w
(k)(p
i-p
a
(k))+v
b
c
b
(p
i-p
a
(k))其中，v
oi
表示原始含油体积；v
wi
表示原始含水体积；v
b
表示溶洞体积；c
o
、c
w
、c
b
分别为油、水、岩石的压缩系数；b
o
为油的体积系数；i
o
、i
w
为油、水在溶洞内的体积占比；(p
i-p
a
)为溶洞内平均压力降落；n
p
为地面累计产油量；k表示第k生产阶段。5.如权利要求1所述的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，步骤s3包含：通过以下公式对关键参数溶洞内平均压力进行求解：其中，p
wf
表示井底流压，p
a
表示溶洞中的平均压力，pa；ρ表示流体密度，kg/m3；v
wf
表示原油在井底的流速；r
v
表示溶洞半径；d表示井筒的直径，m；v0表示原油在溶洞中的流速；p表示压力，pa；c表示原油压缩系数偏差系数；t表示时间；c
v
表示溶洞压缩系数。6.如权利要求1所述的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，步骤s3包含：通过以下公式对关键参数溶洞内流体密度进行求解：其中，ρ
e
表示溶洞内流体密度；ρ
o
表示溶洞内油的密度；ρ
w
表示溶洞内水的密度。
7.如权利要求1所述的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，步骤s3包含：通过以下公式对关键参数溶洞内油、水占比体积进行求解：其中，i
o
(k)表示油在溶洞体积占比；v
oi
表示原始含油体积；v
wi
表示原始含水体积；v
b
表示溶洞体积；c
o
、c
w
、c
b
分别为油、水、岩石的压缩系数；b
o
为油的体积系数；i
o
、i
w
为油、水在溶洞内的体积占比；(p
i-p
a
)为溶洞内平均压力降落；n
p
为地面累计产油量；k表示第k生产阶段。8.如权利要求1所述的一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其特征在于，所述静态参数包含但不限于：初始地层压力、流体压缩系数、溶洞高度，所述动态参数包含但不限于：洞间传导率、含水率、采油速度、原油体积占比。9.一种存储介质，其特征在于，其包含用于执行如权利要求1-8中任一项所述的方法步骤的一系列指令。10.一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的装置，其特征在于，执行如权利要求1-8中任一项所述方法，所述装置包含：溶洞模型模块，其用于根据试井资料，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型；物质守恒方程模块，其用于在断溶体油藏条件下，针对单个溶洞，建立基于体积平衡的物质守恒方程；关键参数求取模块，其用于对所述物质守恒方程的关键参数进行求取；油水界面模块，其用于将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入所述物质守恒方程，以得到动态的油水界面。

技术总结
本发明提供一种快速追踪断溶体油藏动态油水界面的方法，其包含：根据试井资料，确定待研究断溶体油藏的溶洞模型；在断溶体油藏条件下，针对单个溶洞，建立基于体积平衡的物质守恒方程；对物质守恒方程的关键参数进行求取；将待研究断溶体油藏的静态参数以及动态参数带入物质守恒方程，以得到动态的油水界面。本发明根据生产井的生产情况，实时计算动态油水界面，所计算出的油水界面具有时效性，本发明为提高断溶体油藏油水界面的计算精度和速度，提供了一种有效的、新的计算方法。新的计算方法。新的计算方法。


技术研发人员：刘海龙 林会喜 王强 杨敏
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院
技术研发日：2022.03.09
技术公布日：2023/9/23