裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法技术

本发明专利技术涉及一种裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法，该方法考虑孤立裂缝、基质岩块切割的不规则性以及裂缝与基质之间接触的多样性，建立裂缝性介质模型，并基于离散裂缝模型的数值模拟方法及裂缝与基质之间的耦合，数值模拟裂缝性介质模型的渗吸过程与规律，预测采收率变化。本发明专利技术全面模拟裂缝性油藏的渗吸过程和渗吸规律，研究预测渗吸作用下裂缝性介质内剩余油变化，实现了对裂缝的精确刻画，能够模拟出孤立裂缝的影响，预测结果准确，弥补常规数值模拟方法的不足。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术属于石油开采
，具体地说，涉及一种预测裂缝性油藏逆向渗吸采收率的方法，特别是针对存在孤立裂缝的基质岩块。
技术介绍
裂缝性油藏中原油的采收率低、见水早，基质内原油的驱替难度大。对于裂缝性油藏，特别是低渗透油藏，通常是见高含水后，采取闷井停产一段时间后再生产，依靠毛管力作用，即渗吸作用来驱替基质内部的原油。闷井时间的长短、渗吸作用下的采收率变化等方面的研究对裂缝性油藏提高开采率具有重要的意义。现有的基质内渗吸采收率预测方法主要有三种：室内实验、解析解分析和数值解分析。大多集中在室内小尺度岩样的实验分析和确定采收率与无因次时间tD之间的变化曲线上(Mattax、Kyte(1962)；Bourbiaux、Kalaydjian(1990)；Zhang(1996))。Zhang等人(1996)的实验表明：不同的边界条件下得到的采收率与tD之间的变化曲线，均逼近统一表达式。Cilet等人(1998)实验分析了逆向渗吸过程中的影响因素，提出了预测采收率的关系式其中R为采收率，R∞为最终采收率，常数ωD和n取0.0033和0.6，tD为无量纲时间。还有研究者通过数学计算的方法来研究渗吸过程中的采收率，给出了逆向渗吸过程中预测采收率的解析表达式uωD=a1tD-b1,tD<tD*;uωD=a2tD-b2,tD≥tD*,]]>其中为无量纲时间(Zimmerman和Bodvasson(1989)；Zimmerman(1990)；Chen(1995)；Tavassoil(2005)；Li(2011))。Ma等人(1997)通过不同亲水类型的岩石实验结果分析，认为不同亲水类型的岩心，其采收率与无因次时间tD的变化曲线相似，最后均可通过采收率与无因次时间tD来表示，并给出关系式其中，R为采收率，R∞为最终采收率，α为常数，当取α＝0.05时适用于大多数实验结果。Ma等人给出的关系式适用于强亲水介质，且忽略了润湿性的影响。Gupta和Civan(1994)和Cil(1998)引入了油水接触角θ的余弦项，代表介质的润湿性影响。当介质亲水时，则cosθ＝1，当忽略润湿性的影响，则α是接触角分布的函数。Zhou(2002)通过高孔隙度低渗透率的岩心的物理实验，研究了较大流度比范围的渗吸过程，并给出了新的表达式其中tD为无量纲时间，t为时间，k为渗透率，φ为孔隙度，σ为表面张力，θ为接触角，μnw为流体粘度，Lc特征长度。采用数值模拟的方法来研究渗吸过程(Pooladi-Darvish、Firoozabadi(2000)；Behbahani(2006)；Bagherinezhad、Pishvaie(2014))，大多是建立在连续介质模型基础上，Behbahani(2006)应用模拟软件，采用细网格模拟渗吸过程。上述三种方法各有优势和不足：(1)室内物理实验是地下基质岩心在室内条件下物理过程的真实再现。但室内岩心大多是圆柱形或者长方体等规则形状；鉴于物理过程的缓慢性和实验条件的有限性，大多实验岩样尺寸为小岩心岩样；在室内实验过程中，借助于测量仪器仪表实现实验数据测量，一方面测量数据具有局限性，另一方面测量数据容易受到人为干扰和存在测量误差；物理实验岩心的加工制作时间和物理实验过程耗时比较长，需要实验周期和人力时间较长。(2)渗吸作用的解析解是对渗吸过程采用数学方程进行描述，求解控制方程的解析解。但要求岩心模型为均匀各向同性，难以适用于非均质和各向异性情况，对于岩样内部发育裂缝的情况更无法获得其解析解；方程是建立在圆柱坐标或者笛卡尔坐标下，解析解可用于分析圆柱或者长方体等规则形状的渗吸规律，难以适用于不规则形状的岩样模型。(3)数值模拟是采用数值法求解控制方程来预测渗吸过程。数值模拟可以适用于不规则形状的岩样模型；数值模拟可以方便的模拟不同边界条件、不同岩样模型大小、不同时刻的渗吸状况，可以获得模型中任意网格点处的数值，具有省时边界、获得数据量丰富的优点。当前数值模拟主要基于连续介质模型。目前，在逆向渗吸研究中，研究者认为，无论哪一种方法获得的采收率R和无因次时间tD之间的变化关系均可表示成：R=R∞(1-e-αtD)---(1)]]>其中，R为采收率，R∞为最终采收率，α为常数，当取α＝0.05时适用于大多数实验结果。对于裂缝性油藏而言，不仅存在连通性较好的裂缝网络，还存在裂缝网络连通性差的孤立裂缝或裂缝盲端，由于具有一定的开度，其毛管力要小于基质孔隙的毛管力，使得基质岩块表相处强裂缝具有非均质性，进而影响了基岩逆向渗吸采收率变化。因此，基质岩块内有无裂缝、裂缝的多少和形态对整个岩块的采收率变化影响不同，目前还未见如何预测发育孤立裂缝的基质内的渗吸采收率的相关报道。
技术实现思路
本专利技术针对现有裂缝性油藏预测逆向渗吸采收率时存在的结果不准确等上述不足，提供一种裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法，该方法考虑孤立裂缝、基质岩块切割的不规则性以及裂缝与基质之间接触的多样性，全面模拟裂缝性油藏的渗吸过程和渗吸规律，研究预测渗吸作用下裂缝性介质内剩余油变化，实现了对裂缝的精确刻画，能够模拟出孤立裂缝的影响，预测结果准确。本专利技术的技术方案是：一种裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法，含有以下步骤：(一)考虑裂缝对基质岩块切割的不规则性、裂缝与基质之间接触的多样性以及基质中存在的孤立裂缝，建立裂缝性介质模型，该裂缝性介质模型为基质岩块切割后任一岩块边缘裂缝首尾相接组成；(二)采用非结构化网格对裂缝性介质模型进行离散化处理，获得离散裂缝模型；(三)根据离散裂缝模型确定基质的渗吸方程和裂缝的渗吸方程，并根据含水饱和度和流量关系进行基质有限单元之间、裂缝有限单元之间、基质有限单元与裂缝有限单元之间的耦合，耦合后获得整体的有限元方程；(四)数值模拟裂缝性介质模型的渗吸过程与规律，预测渗吸作用下饱和度变化和采收率变化。在根据本专利技术上述预测方法中，步骤(一)中，建立裂缝性介质模型的步骤为：(一)搜集反应裂缝发育状况的岩心、地震、成像测井的资料；(二)根据岩心统计结果、地震预测结果、成像测井检测结果，统计裂缝发育状况、裂缝发育密度、裂缝长度、裂缝开度、裂缝倾角的信息，获得大尺度裂缝网络的连通性信息、裂缝切割基质岩块形状信息以及裂缝与基质的接触关系信息；(三)通过CT扫描、扫描电镜、高压压汞和核磁共振分析小尺度裂缝的连通性，确定基质内部连通性差、或孤立裂缝发育状况、或连通性差和孤立裂缝发育状况；...

【技术保护点】
一种裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法，其特征在于：含有以下步骤：(一)考虑裂缝对基质岩块切割的不规则性、裂缝与基质之间接触的多样性以及基质中存在的孤立裂缝，建立裂缝性介质模型，该裂缝性介质模型为基质岩块切割后任一岩块边缘裂缝首尾相接组成；(二)采用非结构化网格对裂缝性介质模型进行离散化处理，获得离散裂缝模型；(三)根据离散裂缝模型确定基质的渗吸方程和裂缝的渗吸方程，并根据含水饱和度和流量关系进行基质有限单元之间、裂缝有限单元之间、基质有限单元与裂缝有限单元之间的耦合，耦合后获得整体的有限元方程。(四)数值模拟裂缝性介质模型的渗吸过程与规律，预测渗吸作用下饱和度变化和采收率变化。

【技术特征摘要】
1.一种裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法，其特征在于：含有以下步骤：
(一)考虑裂缝对基质岩块切割的不规则性、裂缝与基质之间接触的多样性以及基质中
存在的孤立裂缝，建立裂缝性介质模型，该裂缝性介质模型为基质岩块切割后任一岩块边
缘裂缝首尾相接组成；
(二)采用非结构化网格对裂缝性介质模型进行离散化处理，获得离散裂缝模型；
(三)根据离散裂缝模型确定基质的渗吸方程和裂缝的渗吸方程，并根据含水饱和度和
流量关系进行基质有限单元之间、裂缝有限单元之间、基质有限单元与裂缝有限单元之间
的耦合，耦合后获得整体的有限元方程。
(四)数值模拟裂缝性介质模型的渗吸过程与规律，预测渗吸作用下饱和度变化和采收
率变化。
2.根据权利要求1所述的裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法，其特征在于：步骤(一)
中，建立裂缝性介质模型的步骤为：
(一)搜集反映裂缝发育状况的岩心、地震、成像测井的资料；
(二)根据岩心统计结果、地震预测结果、成像测井检测结果，统计裂缝发育状况、裂缝
发育密度、裂缝长度、裂缝开度、裂缝倾角的信息，获得大尺度裂缝网络的连通性信息、裂缝
切割基质岩块形状信息以及裂缝与基质的接触关系信息；
(三)通过CT扫描、扫描电镜、高压压汞和核磁共振分析小尺度裂缝的连通性，确定基质
内部连通性差、或孤立裂缝发育状况、或连通性差和孤立裂缝发育状况；
(四)根据裂缝网络对基质岩块的切割尺寸和接触关系，以及连通性差、或孤立裂缝发
育状况、或连通性差和孤立裂缝发育状况，确定裂缝性介质模型。
3.根据权利要求1所述的裂缝性油藏逆向渗吸采收率预测方法，其特征在于：步骤(三)
中，基质的渗吸方程表达式为：
vm,w=-Kmkm,rwkm,roμwkm,ro+μokm,rw▿Pm,c---(1)]]>式中，vm,w为基质内水相流体流速，Pm,c为基质中毛管力，Km为基质的绝对渗透率，km,rw为
基质中水相流体相对渗透率，km,ro为基质中油相流体相对渗透率，μw为水相流体年度，μo为
油相流体粘度；
进一步表示为：
vm,w=Kmkm,rofm,wμo∂Pm,c∂Sm,w▿Sm,w---(2)]]>其中，Sm,w为基岩含水饱和度，基岩内分流量fm,w为：
fm,w=km,rwμokm,rwμo+km,roμw---(3)]]>定义基岩内毛管力扩散系数Dm,e为：
Dm,e=Kmkm,rofm,wμo∂Pm,c∂Sm,w---(4)]]>则有：
vm,w=-Dm,e▿Sm,w---(5)]]>同时满足质量守恒，则有：
▿·vm,w=-φm∂Sm,w∂t---(6)]]>采用混合有限元法求解基质的渗吸方程式(5)和(6)获得基质有限单元上的渗吸方程
表达式为：
qe,1qe,2qe,3=SmwA,eAe-1111-Ae-1Smwl1,eSmwl2,eSmwl3,e---(7)]]>SmwA,e111Ae-1111-111Ae-1Smwl1,eSmwl2,eSmwl3,e=φm∂SmwA,e∂t---(8)]]>式中，SmwA,e为基质有限单元e上面含水...

【专利技术属性】
技术研发人员：王月英，姚军，吕爱民，王浩瑄，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：山东;37