油藏渗流数值模拟方法及装置制造方法及图纸

本发明专利技术提供一种油藏渗流数值模拟方法及装置，其中方法包括：获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息；将上述参数代入预设的油藏渗流数值模型，得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组；结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解，得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值，进而准确描述非均质砂岩油藏生产预设时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式；本发明专利技术充分考虑了各储层的渗流特征的差异，减小了评估结果与实际情况之间的误差。

【技术实现步骤摘要】
油藏渗流数值模拟方法及装置
本专利技术涉及油藏工程
，尤其涉及一种油藏渗流数值模拟方法及装置。
技术介绍
目前，陆相非均质砂岩油藏的渗流特征研究中常用的处理方式是把油藏划分为“有效储层”和“无效储层”，仅考虑有效储层中流体的渗流特征，而理想化的忽略“无效储层”的影响。但是，随着这类油藏越来越多的进入开发后期，以前认为的“无效储层”的部分成了挖潜对象。由于非均质砂岩油藏的储层物性变化快，各储层的渗流特征差异大，若此时还是仅考虑“有效储层”中流体的渗流特征，或者将“有效储层”中流体的渗流特征与“无效储层”中流体的渗流特征视为相同，则会影响评估结果的准确性，造成评估结果与实际情况之间的较大误差。
技术实现思路
本专利技术提供一种油藏渗流数值模拟方法及装置，解决现有技术评估结果不准确的问题。本专利技术的第一个方面是提供一种油藏渗流数值模拟方法，包括：获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息；所述初始状态信息包括：初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力；将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型，得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组；结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解，得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值；根据所述各个参数的参数值，确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。进一步地，所述获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息之前，还包括：创建所述油藏渗流数值模型。进一步地，所述创建所述油藏渗流数值模型，包括：获取非均质砂岩油藏各个渗透率区间对应的运动方程；获取非均质砂岩油藏的流体连续性方程；针对各个渗透率区间，将所述渗透率区间对应的运动方程代入所述流体连续性方程，得到所述渗透率区间对应的渗流控制方程；将各个渗透率区间对应的渗流控制方程进行组合，得到渗流控制方程组；将所述渗流控制方程组中各参数信息用对应的参数名称进行代替，将所述渗流控制方程组中各函数用对应的函数名称进行替代，得到所述油藏渗流数值模型。进一步地，所述流体连续性方程包括：油相的连续性方程和水相的连续性方程；其中，油相的连续性方程如下：其中，ρo表示油相密度；表示油相的渗流速度；qo表示标准情况下油相的体积流量；φe表示原始地层压力下的孔隙度；So表示油相的饱和度。进一步地，所述水相的连续性方程如下：其中，ρw表示水相密度；表示水相的渗流速度；qw表示标准情况下水相的体积流量；φe表示原始地层压力下的孔隙度；Sw表示水相的饱和度。进一步地，所述渗流控制方程组包括：油相的渗流控制方程组和水相的渗流控制方程组；其中，油相的渗流控制方程组如下：其中，ηo表示油相的分段函数，Ke表示原始地层压力下的绝对渗透率；K(ΔP)表示低渗储层渗透率随地层压力变化的函数；K(∑q)表示特高渗储层渗透率随网格累计流量变化的函数；Kro表示油相的相对渗透率，Bo表示油相体积系数；μo表示油相粘度；Po表示油相压力；γo表示油相比重；D表示油藏深度；qo表示标准情况下油相的体积流量；φ(ΔP)表示低渗储层孔隙度随地层压力变化的函数；φ(∑q)表示特高渗储层孔隙度随网格累计流量变化的函数。进一步地，所述水相的渗流控制方程组如下：其中，ηw表示水相的分段函数；Krw表示水相的相对渗透率；Bw表示水相体积系数；μw表示水相粘度；Pw表示水相压力；γw表示水相比重；qw表示标准情况下水相的体积流量。进一步地，所述非均质砂岩油藏的渗透率区间包括：渗透率大于2000md的符合告诉非达西定律的高渗透率区间；渗透率大于10md小于等于2000md的符合线性达西定律的低渗透率区间；渗透率大于1md小于等于10md的符合低速非达西定律的特低渗透率区间；渗透率小于1md的符合低速非达西定律的超低渗透率区间。进一步地，所述非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息包括：压力敏感函数、流量敏感函数、启动压力梯度值以及拟启动压力梯度值。本专利技术中，通过获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息；将初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型，得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组；结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解，得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值，进而确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。本专利技术充分考虑了各储层的渗流特征差异，提高了评估结果的准确度，减小了评估结果与实际情况之间的误差。本专利技术的第二个方面是提供一种油藏渗流数值模拟装置，包括：获取模块，用于获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息；所述初始状态信息包括：初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力；代入模块，用于将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型，得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组；求解模块，用于结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解，得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值；确定模块，用于根据所述各个参数的参数值，确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。本专利技术中，通过获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息；将初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型，得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组；结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解，得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值，进而确定非均质砂岩油藏生产一定时间段后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。本专利技术充分考虑了各储层的渗流特征差异，提高了评估结果的准确度，减小了评估结果与实际情况之间的误差。附图说明图1为本专利技术提供的油藏渗流数值模拟方法一个实施例的流程图；图2为本专利技术提供的油藏渗流数值模拟方法又一个实施例的流程图；图3为本专利技术提供的油藏渗流数值模拟装置一个实施例的结构示意图。具体实施方式为使本专利技术实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本专利技术实施例中的附图，对本专利技术实施例中的技术方案进行详细、完整地描述，显然，所描述的实施例是本专利技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本专利技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本专利技术保护的范围。图1为本专利技术提供的油藏渗流数值模拟方法一个实施例的流程图，如本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种油藏渗流数值模拟方法，其特征在于，包括：获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息；所述初始状态信息包括：初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力；将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型，得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组；结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解，得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值；根据所述各个参数的参数值，确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。

【技术特征摘要】
1.一种油藏渗流数值模拟方法，其特征在于，包括：获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息；所述初始状态信息包括：初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力；将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型，得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组；结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解，得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值；根据所述各个参数的参数值，确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息之前，还包括：创建所述油藏渗流数值模型。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述创建所述油藏渗流数值模型，包括：获取非均质砂岩油藏各个渗透率区间对应的运动方程；获取非均质砂岩油藏的流体连续性方程；针对各个渗透率区间，将所述渗透率区间对应的运动方程代入所述流体连续性方程，得到所述渗透率区间对应的渗流控制方程；将各个渗透率区间对应的渗流控制方程进行组合，得到渗流控制方程组；将所述渗流控制方程组中各参数信息用对应的参数名称进行替换，将所述渗流控制方程组中各函数用对应的函数名称进行替代，得到所述油藏渗流数值模型。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述流体连续性方程包括：油相的连续性方程和水相的连续性方程；其中，油相的连续性方程如下：其中，ρo表示油相密度；表示油相的渗流速度；qo表示标准情况下油相的体积流量；φe表示原始地层压力下的孔隙度；So表示油相的饱和度。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述水相的连续性方程如下：其中，ρw表示水相密度；表示水相的渗流速度；qw表示标准情况下水相的体积流量；φe表示原始地层压力下的孔隙度；Sw表示水相的饱和度。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述渗流控制方程组包括：油相的渗流控制方程组和水相的渗流控制方程组；其中，油相的渗流控制方程组如下：

【专利技术属性】
技术研发人员：刘彦锋，刘月田，柴汝宽，雷丽，
申请(专利权)人：中国石油大学北京，北京宇心科技有限公司，
类型：发明
国别省市：北京,11