一种改进的油气藏高效自动历史拟合方法

摘要

本发明公开一种改进的油气藏高效自动历史拟合方法，步骤如下：S1、获取井点硬数据，并对所述井点硬数据进行处理，得到若干个先验地质模型，将若干个先验地质模型看作一个集合；S2、基于所述先验地质模型使用快速行进法和差分进化算法进行拟合计算。本发明技术通过结合快速行进法和差分进化算法，为考虑单相不稳定渗流的油气藏提供一种高效自动历史方法，可以快速收敛到目标函数最小值,从而完成自动历史拟合,解决了依赖常规数值模拟的自动历史拟合过程耗时较高的问题，提高了自动拟合的效率。

权利要求

1.一种改进的油气藏高效自动历史拟合方法，其特征在于，包括以下步骤：S1、获取井点硬数据，并对所述井点硬数据进行处理，得到若干个先验地质模型，将若干个先验地质模型看作一个集合；

S2、基于所述先验地质模型使用快速行进法和差分进化算法进行拟合计算：S2.1、获取目标函数值，所述目标函数值为预测数据和观测数据之间误差的最小值，所述目标函数值包括第一目标函数值、第二目标函数值，将第一目标函数值与第二目标函数值进行比较，若第一目标函数值小于第二目标函数值，则将第二目标函数值对应的先验地质模型替换为新地质模型，将所述新地质模型放到所述集合中，组成一个新的集合，从而完成一次进化；

所述第一目标函数值为新地质模型的目标函数值，所述第二目标函数值为所述集合中的目标函数最大值；

S2.2、重复所述S2.1直至所述新的集合中的所有地质模型对应的目标函数收敛；

所述新地质模型的获取过程如下：A、对每个先验地质模型进行网格划分得到若干个网格单元，每个先验地质模型的网格单元一一对应，在集合中随机选择两个先验地质模型，计算两个先验地质模型每个对应网格单元之间差值，将所述差值加到随机选择第三个先验地质模型的对应网格单元上，从而得到一个所述新地质模型；

对新地质模型，再执行以下步骤：计算网格单元的扩散飞行时间的传播速度f，其中k为渗透率，为孔隙度，μ是动力粘度，ct是总压缩系数；

利用快速行进法求解程函方程 得到网格单元上τ的值；

计算所述目标函数值y：

其中，Nt为时间步数，pi是第i个时间步的井点压力模拟值， 是第i个时间步的井点压力观测值，也就是拟合目标。

2.如权利要求1所述的改进的油气藏高效自动历史拟合方法，其特征在于，S1中的所述处理过程为：使用序贯高斯模拟、直接序贯模拟、序贯高斯协模拟和直接序贯协模拟其中的一种，对所述井点硬数据进行处理，得到若干个先验地质模型，若干个先验地质模型均不相同。

3.如权利要求2所述的改进的油气藏高效自动历史拟合方法，其特征在于，利用欧拉法求解：

得到井点处压力随时间的变化，其中p为井点处压力模拟值，qw为井点处流量，ct是总压缩系数，t为网格单元实际飞行时间，V(t)为t时刻的泄油体积。

4.如权利要求3所述的改进的油气藏高效自动历史拟合方法，其特征在于，所述t时刻的泄油体积V(t)通过累加小于等于t时刻的网格单元体积的得到。

5.如权利要求4所述的改进的油气藏高效自动历史拟合方法，其特征在于，基于网格单元的扩散飞行时间τ计算得到所述网格单元实际飞行时间t：其中，β为常系数。

说明书

一种改进的油气藏高效自动历史拟合方法

技术领域

[0001] 本发明属于油气田开发技术领域，尤其涉及一种改进的油气藏高效自动历史拟合方法。

背景技术

[0002] 在油气藏数值模拟中油气藏地质模型具有很高的内在不确定性，为了使动态预测尽可能接近实际情况，通常基于生产数据进行历史拟合对地质模型参数进行反演，根据所
观测到的实际油气藏动态来反求和修正油气藏参数。从而更准确地预测未来的产能。

[0003] 传统的历史拟合方法是利用人工手动调参，工作流程耗时较高且拟合效果依赖主观经验。自动历史拟合方法则是基于先验地质模型通过优化方法最小化目标函数得到后验
地质模型从而降低不确定性。自动历史拟合中优化方法主要分为梯度类方法、随机优化方
法和数据同化方法三类。自动历史拟合过程需对大量模型进行数值模拟，常规数值模拟方
法耗时较高，处理效率差。对此，需要研究一种高效自动历史方法，来解决依赖常规数值模
拟的自动历史拟合过程耗时较高的问题，实现油气藏自动历史拟合的高效处理。

发明内容

[0004] 本发明的目的是通过结合快速行进法和差分进化算法，为考虑单相不稳定渗流的油气藏提供一种高效自动历史方法，解决依赖常规数值模拟的自动历史拟合过程耗时较高
的问题。

[0005] 为实现上述目的，本发明采用如下的技术方案：

[0006] 一种改进的油气藏高效自动历史拟合方法，包括以下步骤：

[0007] S1、获取井点硬数据，并对所述井点硬数据进行处理，得到若干个先验地质模型，将若干个先验地质模型看作一个集合；

[0008] S2、基于所述先验地质模型使用快速行进法和差分进化算法进行拟合计算。

[0009] 优选地，S1中的所述处理过程为：使用序贯高斯模拟和、直接序贯模拟、序贯高斯协模拟和直接序贯协模拟其中的一种，对所述井点硬数据进行处理，得到若干个先验地质
模型，若干个先验地质模型均不相同。

[0010] 优选地，所述S2中包括：

[0011] S2.1、获取目标函数值，所述目标函数值包括第一目标函数值、第二目标函数值，将第一目标函数值与第二目标函数值进行比较，若第一目标函数值小于第二目标函数值，
则将第二目标函数值对应的先验地质模型替换为新地质模型，将所述新地质模型放到所述
集合中，组成一个新的集合，从而完成一次进化；

[0012] 所述第一目标函数值为新地质模型的目标函数值，所述第二目标函数值为所述新的集合中的目标函数最大值；

[0013] S2.2、重复所述S2.1直至所述新的集合中的所有地质模型对应的目标函数收敛。

[0014] 优选地，所述新地质模型的获取过程如下：

[0015] A、对每个先验地质模型进行网格划分得到若干个网格单元，每个先验地质模型的网格单元一一对应，在集合中随机选择两个先验地质模型，计算两个先验地质模型每个对
应网格单元之间差值，将所述差值加到随机选择的第三个先验地质模型的对应网格单元
上，从而得到一个新地质模型；

[0016] 优选地，所述目标函数值为预测数据和观测数据之间误差，所述目标函数的表达式用y表示:

[0017]

[0018] 其中，Nt为时间步数，pi是第i个时间步的井点压力模拟值， 是第i个时间步的井点压力观测值，也就是拟合目标。

[0019] 优选地，利用欧拉法求解：

[0020]

[0021] 得到井点处压力随时间的变化，其中p为井点处压力模拟值，qw为井点处流量，ct是总压缩系数，t为网格单元实际飞行时间，V(t)为t时刻的泄油体积。

[0022] 优选地，所述t时刻的泄油体积V(t)通过累加小于等于t时刻的网格单元体积的得到。

[0023] 优选地，基于网格单元的扩散飞行时间τ计算得到所述网格单元实际飞行时间t：

[0024]

[0025] 其中，β为常系数。

[0026] 优选地，计算网格单元的扩散飞行时间的传播速度f：

[0027]

[0028] 其中k为渗透率，为孔隙度，μ是动力粘度，ct是总压缩系数。

[0029] 优选地，利用快速行进法求解程函方程 得到网格单元上τ的值。

[0030] 本发明的技术效果为：使用本发明技术方案可以实现考虑单相不稳定渗流的油气藏的快速自动历史拟合，解决了依赖常规数值模拟的自动历史拟合过程耗时较高的问题，
显著地提高油藏数值模拟历史拟合工作的效率。

附图说明

[0031] 图1为本发明实施例的井点处孔隙度百分比示意图；

[0032] 图2为本发明实施例的作为“真实”情况的地质模型孔隙度分布图；

[0033] 图3为本发明实施例的真实地质模型对应压力随时间的变化(实线)目标函数收敛后模拟压力随时间的变化(虚线)，两条曲线基本重合；

[0034] 图4为本发明实施例的目标函数收敛后集合中的一个历史拟合后的地质模型孔隙度分布图。

具体实施方式

[0035] 为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施
例，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，还可以根据这些附图获
得其他的附图。

[0036] 在历史拟合的过程中，油气藏中不同的参数都有其各自的可调控范围，有的参数一般不进行调整，而有的参数可以在小范围内进行调整，还有的参数可以进行大范围调整。
因此，参数的选取有时候决定着能否获得想要的拟合结果。通常采用油气藏生产动态数据
作为拟合对象，由于人为测量而存在较大误差的参数包括孔隙度数据、渗透率数据、饱和度
数据等。

[0037] 如图2所示，本发明公开了一种改进的油气藏高效自动历史拟合方法，包括如下步骤：

[0038] S1、获取井点硬数据，并对所述井点硬数据进行预处理，得到若干个先验地质模型，将若干个先验地质模型看作一个集合；

[0039] 本实施例中，如图1所示为井点处孔隙度百分比示意图。以此为例，选取的井点硬数据为孔隙度数据，对搜集到孔隙度数据进行筛选并剔除掉不合理数据后得到有效数据。

[0040] S2、基于所述先验地质模型使用快速行进法和差分进化算法进行拟合计算。

[0041] 进一步优化方案，S1中使用序贯高斯模拟和、直接序贯模拟、序贯高斯协模拟和直接序贯协模拟其中的一种，对孔隙度数据进行处理，得到若干个先验地质模型，若干个先验
地质模型均不相同。例如有效数据为孔隙度的情况下，采用序贯高斯模拟方法，将有效数据
模拟生成150个不同的孔隙度分布模型，采用此方法得到的孔隙度分布模型更能反映实际
孔隙度分布的先验不确定性，将所有的孔隙度分布模型构成一个集合；

[0042] 进一步优化方案，S2中包括：

[0043] S2.1、获取目标函数值，所述目标函数值包括第一目标函数值、第二目标函数值，将第一目标函数值与第二目标函数值进行比较，若第一目标函数值小于第二目标函数值，
则将第二目标函数值对应的先验地质模型替换为新地质模型，将所述新地质模型放到所述
集合中，组成一个新的集合，从而完成一次进化；

[0044] 所述第一目标函数值为新地质模型的目标函数值，所述第二目标函数值为所述集合中的目标函数最大值；

[0045] S2.2、重复所述S2.1直至所述新的集合中的所有地质模型对应的目标函数收敛。

[0046] 进一步优化方案，所述第一目标函数的获取过程如下：

[0047] A、对每个先验地质模型进行网格划分得到若干个网格单元，每个先验地质模型的网格单元一一对应，在集合中随机选择两个先验地质模型，计算两个先验地质模型每个对
应网格单元之间差值，将所述差值加到随机选择第三个先验地质模型的对应网格单元上，
从而得到一个新地质模型；例如，本实施例中，采用结构化网格划分，得到100×100个的笛
卡尔网格，与非结构化网格划分相比，其生成速度快、质量更好，与此同时，在计算过程中使
用的内存小，计算相对简单；

[0048] 进一步优化方案，所述目标函数值为预测数据和观测数据之间误差的最小值，本实施例中以井点压力为例，将井点压力模拟值与井点压力观测值之间的误差的最小值的目
标函数表达式为y：

[0049]

[0050] 其中Nt为时间步数，pi是第i个时间步的井点压力模拟值， 是第i个时间步的井点压力观测值，即拟合目标，Nt为时间步数即100， 即图3中实线，其所对应的视作真实的
地质模型为图2。

[0051] 进一步优化方案，利用欧拉法求解：

[0052]

[0053] 得到井点处压力随时间的变化，其中p为井点处压力，qw为井点处流量，ct是总压缩系数，t为网格单元实际飞行时间，V(t)为t时刻的泄油体积。本实施例中，式中qw为井底流
量259.2立方米每天，步长设为0.1小时，共模拟10小时即100步。

[0054] 进一步优化方案，所述t时刻的泄油体积V(t)通过累加小于等于t时刻的网格单元体积的得到。

[0055] 进一步优化方案，基于网格单元的扩散飞行时间τ计算得到所述网格单元实际飞行时间t：

[0056]

[0057] 其中，β为常系数。根据实际操作，可将网格单元化分为二维网格或三维网格。本实施例中，二维情况下β＝4，三维情况下β＝6。

[0058] 进一步优化方案，计算网格单元的扩散飞行时间的传播速度f：

[0059]

[0060] 其中k为渗透率，为孔隙度，μ是动力粘度，ct是总压缩系数。

[0061] 进一步优化方案，利用快速行进法求解程函方程 得到网格单元上τ的值。

[0062] 本发明实施例中，收敛后的压力随时间变化模拟值为图3中虚线，与观测值(实线)基本重合。图4是历史拟合后集合中的一个模型，也就是前文所述的地质分布模型，尽管其
对应的压力变化与观测值吻合，但地质分布模型本身仍与真实模型存在一定的区别。实际
情况中，历史拟合后的地质模型集合就是所知的最接近真实的情况。

[0063] 以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原
理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进
都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界
定。