一种基于多参数融合传递预测油藏界限值的方法

技术领域

本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种基于多参数融合传递预测油藏界限值的方法。

背景技术

通过大量调研，目前国内外对油藏开发指标的界限值问题都做了大量研究，针对不同指标的计算方法也有很多，其中，确定油藏合理注采比的方法主要包括：矿场统计法、物质平衡法、注采比与水油比法、气油比与注采比法、考虑合理流压界限、合理采油速度、合理含水率的注采比法、不同井网条件下注采比与地层压力法、多元回归法、BP神经网络法8种方法。

确定合理含水率及合理注采比的方法主要有logistic模型法、水驱曲线法、阶段存水率图版法。logistic模型法主要适合于累积产量达到可采储量50％即出现产量递减的油田，否则只在递减阶段有较高精度；水驱曲线法主要用于油田生产规律出现符合水驱曲线的情况，阶段存水率图版法比较适合于存水率变化规律显著的生产情况。

在合理地层压力水平方面，现有的国内外研究较少，目前主要有最小流压法、地层原油损失函数法、物质平衡方法等。其中，地层原油损失系数法对原油黏度较低的溶解气驱油藏较为实用，而物质平衡法目前仅限于理论的探讨。

在考虑多油藏参数方面，钱德富、殷代印等人综合研究注采井数比、注采比对采液量、地层压力和综合含水率的影响，引入独立变量与状态变量，即随时间控制变量而变化的变量。在建立目标函数和约束条件后，对该模型优化求解。此时的注采井数比和注采比即是合理的注采井数比和注采比。袁迎中、张烈辉等人根据注采比与产液量、含水率、地层压力、累积注采比以及累积产液量之间存在的关系，建立了一个基于多元线性回归分析法的注采比预测模型并提出了相应的检验标准，但仍未建立一套系统性预测油藏开发指标预警值的方法。

综上，目前对各类指标的计算都的针对性的，每一种指标的计算方法也逐渐趋于完善，但是针对整个油藏开发指标系统性的研究还未见报道。

发明内容

为了解决现有油藏开发指标合理值确定的问题，以及对各个指标参数进行全面的系统性分析，本发明提供了一种基于多参数融合传递预测油藏界限值的方法，在充分考虑内部参数之间的传递，实现“系统合理性”。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：

一种基于多参数融合传递预测油藏界限值的方法，包括以下步骤：

步骤1)基于合理采油速度预测油藏产量。

步骤2)合理含水率曲线拟合与含水上升率预测。

步骤3)区块合理注采比预测。

步骤4)基于物质平衡与自然递减率预测合理地层压力。

步骤5)区块合理压差预测。

步骤6)区块压力恢复速度预测。

步骤7)区块综合递减率计算。

步骤8)基于修正童式图版预测区块合理采出程度。

步骤1)基于合理采油速度预测油藏产量：通过对历史产油量进行拟合，基于实用威布尔预测模型，建立产油量与时间的计算方程。按照实用威布尔模型的定义，通过对历史数据进行分段拟合时间参数

步骤2)合理含水率曲线拟合与含水上升率预测：通过注水开发油田建立注水量与累积产油量关系，同时依据达西定律对含水率的定义，以含水饱和度与相对渗透率的比值关系作为中间衔接参数，最终建立累积产油量与含水率的关系方程。基于注水开发生产数据，根据步骤1)在分段拟合预测区块产油量的基础上，对方程参数λ、δ进行拟合，，对下一时刻区块含水率及含水上升率进行预测。在此引入标准差倍数的概念，即在预测时间点的含水率基础上与当前时刻历史含水率进行标准差差值计算，同时计算标准差系数，以此来反映与上一时刻的偏离的程度。在拟合效果较高的基础上，通过计算器标准差偏移程度，界定含水率的上下限，确定其界限值范围。

步骤3)区块合理注采比预测：以Logistic旋回模型为依据，建立油藏综合含水与累积耗水量、累积水油比的数学模型，最终确定累注水与含水率、累产油的关系方程。依据历史注水开发资料，分析其开发特征，按照不同开发措施及时间对含水率—耗水比、含水率—水油比进行线性拟合，给出不同情况下拟合参数的取值范围，保证起适用性。在此基础上确定不同含水期定产油量下所需的合理注水量图版，同时根据合理注水量，建立合理注采比与含水率的关系模型，依据步骤2)的含水率结果，预测不同含水率下油藏合理注采比。依据步骤1)的产油量结果，结合含水率可进一步预测区块注采液量，进而预测注水量。按照极限最大注水量的获取方法，一般取泵频的1.2倍作为极限最大注入量，作为上限值，确定界定范围。

步骤4)区块合理地层压力计算：①合理地层压力可以使油田的自然递减率降至最低，而地层压力过高或过低均会使油田自然递减率加大；因此，地层压力与油田自然递减率的关系曲线上最小自然递减率所对应的压力值，即为合理地层压力值；②按照物质平衡方法，通过建立注采量以地层压力的关系，在对压力进行变化时，曲线拐点作为合理地层压力；通过以上两种方法的计算，最终确定平均合理地层压力及压力水平；其中，静液柱压力的80％作为合理压力保持水平的界限值。

步骤5)区块合理压差预测：依据区块相渗曲线计算理论采液或采油指数与含水率的关系，确定此时开发合理采液指数，根据测压数据建立地层压差与无因此采液指数图版，确定区块合理生产压差。

步骤6)的技术路线为：依据物质平衡方法，考虑天然水侵量对注采量的影响，建立等式方程。按照步骤2确定的含水率值，确定油藏压力恢复速度，压力恢复速度主要和注采液量、油水高压物性参数及压力保持水平有关。

步骤7)区块综合递减率计算：根据步骤1)产油量的基础上，依据常规油藏工程方法计算区块综合递减率。依据步骤1)差值平均值计算其指标上限。

步骤8)的技术路线为：对不同采收率下童式图版参数进行修正，建立不同含水率下采出程度的童式修正图版，依据步骤4)预测区块采出程度，建立预测图版，预测不同含水率下采出程度。

在上述技术方案的基础上，本发明还可以做如下改进。

进一步的，步骤1通过对历史数据进行分段拟合时间参数

进一步的，步骤3是以Logistic旋回模型为依据，建立油藏综合含水与累积耗水量、累积水油比的数学模型，最终确定累注水与含水率、累产油的关系方程。其中对含水率—耗水比，各段参数范围lnA＝0.2-0.4，B＝0.3-0.8、含水率—水油比，各段参数范围lnA＝0.8-1.1，B＝0.3-0.8进行线性拟合，根据拟合参数确定不同含水期定产油量下所需的合理注水量图版。同时根据合理注水量，建立合理注采比与含水率的关系模型，依据步骤2)的含水率结果，预测不同含水率下油藏合理注采比。依据步骤1)的产油量结果，结合含水率可进一步预测区块注采液量，进而预测注水量。

进一步的，步骤5依据区块相渗曲线计算理论采液或采油指数与含水率的关系，确定此时开发合理采液指数，测压数据充足的情况下，建立地层压差与无因此采液指数图版，确定区块合理生产压差。

进一步的，针对步骤中涉及采油速度、含水率、含水上升率、注入量、采出程度、合理地层压力，在计算注采量及其他主要指标情况下，以上参数均作为中间参数参与计算，通过界定中间参数界限范围后，其他各类油藏指标界限值也将进行确定。其界限值计算方法按照本发明引入的标准差倍数及差值平均来进行上下限的划分。

本发明的有益效果为：

本技术方案公开了一种基于多参数融合传递预测油藏合理值的方法，新方法通过对注水开发指标合理性进行计算，按照参数“系统合理性”，建立系统计算流程的同时，解决目前主要开发指标的合理性问题，实现注水开发合理性指标的系统性考虑。相比于现有油藏指标拟合方法，新方法各参数拟合效果达到85％以上，进一步说明方法的计算精度与准确性较高。

附图说明

图1为本发明实施例中预测月产油及累产油效果拟合图。

图2为本发明实施例中含水率效果拟合图。

图3为本发明实施例中含水上升率效果拟合图。

图4为本发明实施例中综合递减率效果拟合图。

图5为本发明实施例中压力恢复速度与压力恢复时间。

图6为本发明实施例不同含水率下采出程度的预测图版。

图7为本发明实施例中修正童式图版法预测采出程度与含水率的图版。

图8为本发明实施例中合理采油速度的界限值图版。

图9为本发明实施例中月注入量的界限值图版。

图10为本发明实施例中合理含水上升率的界限值图版。

图11为本发明实施例中综合递减率的界限值图版。

对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，可以根据以上附图获得其他的相关附图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面结合具体实施例进一步说明本发明的技术方案。

实施例1：B油田合理参数预测

油田B油田涉及工区范围较大，纵向层系展布较广，且整个工区范围内涉及边底水影响，且井网部署不完善，水平注采井较多。通过上述改进方法，对该工区的开发指标合理性进行研究。

通过对注水开发生产资料进行分析，认为目标油田开发过程中部分指标缺乏合理性研究，区块配产配注未达到最大驱油效果。根据B油田的历史生产数据，

通过步骤1的流程与方法，依据历史数据拟合时间参数，最终获得各时刻合理采油速度，并进一步预测各个时刻的产油量。结果如图1，月产油、累产油实际值与预测值拟合程度均较高。基于步骤1的结果，通过对预测值与实际值之间的差异，按照偏离程度给出采油速度的界限值。结果如图7，图中看出采油速度拟合程度高约90％，参数上下限值基本符合油田整体开发状况。

按照步骤2和步骤3的方法，由于区块开发过程中进行过多次措施调整，在步骤1的基础上，分别进行分段拟合，从而获得不同注采比下含水率变化规律，获得注采比及合理含水率等参数。含水率及含水上升率结果如图2和图3，结果显示，通过该方法各指标预测值与实际值拟合程度较高，达到85％以上；在此基础上，通过引入前文第3部分介绍标准差倍数的概念，对含水率及含水上升率界限进行界定，结果如图8和图10。

结合含水率可进一步预测区块注采液量，进而预测注水量。按照极限最大注水量的获取方法，一般取平均泵频的1.2倍作为极限最大注入量作为上限值，确定界定范围。结果如图9，从图中看出注水量拟合程度超过85％，进一步说明了方法的适用性与准确性。

按照步骤4的计算方法，利用三种给出的求取平均地层压力的方法可获得合理压力水平，在步骤1234的获取数据基础上，按照各流程及方法可依次求取合理压差、采出程度、递减率等在各个时刻的合理值。结果如图4和图11，分别为综合递减率拟合程度及界限值划分。从各个参数拟合效果来看，拟合程度均超过85％，一方面说明了方法的适用性与准确性，另一方面对其他关联指标计算也可直接适用。

按照步骤6的计算流程及方法，对前文计算结果进行综合汇总，如图5结果，依据物质平衡方法，计算不同开发时刻的压力恢复速度，获取压力恢复时间。

按照步骤8的计算流程及方法，对不同采收率下童式图版参数进行修正，建立不同含水率下采出程度的童式修正图版，依据步骤3)预测区块采出程度，建立预测图版，预测不同含水率下采出程度。结果如图6，从图中可以看出，预测关系与实际关系拟合程度依旧较高，同时结合修正童氏图版，可依据实际油田生产情况预测下一时刻采出程度。

通过改进的系统性求取各向指标的新方法，计算结果如下：预测月产液量为34.47万方，月产油量为9.38万方，合理地层压力为10.25MPa，合理压力保持水平为85％，和原有方法进行对比：各项指标拟合程度达到85％以上。

以上对本发明做了示例性的描述，应该说明的是，在不脱离本发明的核心的情况下，任何简单的变形、修改或者其他本领域技术人员能够不花费创造性劳动的等同替换均落入本发明的保护范围。