一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法技术

本发明专利技术公开了一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，主要包括非稳态法测定岩石相对渗透率、考虑末端效应的数值模拟模型建立、相渗曲线迭代修正三部分；其首先建立了考虑末端效应的一维岩心两相驱替数值模拟模型，然后结合室内实验在末端效应影响下测得的相渗曲线，基于数值模拟模型与迭代算法对相渗曲线进行校正，形成了一套完整的消除末端效应影响的相渗曲线校正方法。本发明专利技术有力地保证后期开发方案优选数值模拟过程中的动态预测贴近油藏实际。

A correction method for phase permeability curve based on iterative elimination of end effect based on numerical simulation

The invention discloses a phase permeability curve correction method based on numerical simulation iteration for eliminating end effect, which mainly includes three parts: determination of rock relative permeability by unsteady state method, establishment of numerical simulation model considering end effect and iterative correction of phase permeability curve; first, one-dimensional core two-phase displacement considering end effect is established. Based on the numerical simulation model and iterative algorithm, a complete set of correction methods for phase permeability curves are developed to eliminate the influence of end effect. The invention effectively guarantees that the dynamic prediction in the process of numerical simulation for optimizing the later development scheme is close to the actual reservoir.

【技术实现步骤摘要】
一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法
本专利技术涉及油气田开发油气渗流
，特别涉及室内实验非稳态法相渗曲线测定过程中，由于末端效应导致的致密页岩岩心相渗曲线的校正方法。
技术介绍
在油气田勘探开发领域，相渗曲线是最基本的输入参数，相渗曲线的准确度关乎到后期开发方案预测过程中产量及生产动态预测的合理性与准确性。相渗曲线失之毫厘，开发动态预测会差之千里。相渗曲线的准确度尤为重要。相渗曲线通常是通过室内岩心驱替实验进行测量，非稳态法是测定油水相对渗透率比较常用的方法。该方法通常是用溶剂洗净岩样，烘干后抽空饱和水，求得孔隙度。然后用油驱替水，得到束缚水饱和度。接着进行水驱油实验。基于不同时间的岩心两端压差、驱出的油量和水量，利用JBN方法进行数据处理得到相渗曲线。但是此种方法得到的相渗曲线不能完全反应岩心实际的两相流动规律，与该岩心的客观的相渗曲线有一定的误差，主要原因有两个方面，一是在室内驱替实验过程中由于末端效应的影响，润湿相突破岩心末端时会出现一定的迟滞，导致测量的油水量有偏差；另一方面是在JBN数据处理过程没有考虑岩心中毛管力的影响，而致密页岩岩心中毛管力相对较大，影响不容忽视。为了保证相渗曲线可以反映致密页岩岩心的实际两相渗流规律，避免相渗曲线测量的误差在数值模拟工作中被放大，影响数值模拟预测的精度，必须消除末端效应对相渗曲线造成的影响，需要对常规实验室中非稳态法所测量的相渗曲线进行校正。常规的不稳定法测量油水相对渗透率是以水驱油基本理论为基础，利用传统的JBN相渗计算方法进行相渗计算，该方法假设在水驱油过程中，油水饱和度在岩心中的分布是时间和距离的函数，没有考虑末端效应对岩心饱和度分布的影响，如图1所示。通过在水驱油过程中准确测量出恒定驱替压差下油、水流量，就可由贝克莱-列维尔特非活塞式驱油理论计算出岩心出口断面上任意时刻的含水饱和度及有效渗透率，具有测定速度快、设备简单、操作方便等优点。图2是非稳态法测量岩石相对渗透率的仪器。非稳态法油水相渗测定的步骤如下：1、将岩样洗净烘干、计量尺寸及干重。2、将岩样抽空饱和水，称重法测量孔隙度，放入恒温箱内的岩心夹持器中，恒温至实验温度，一般放置时间大于4小时，水测岩石渗透率kw。3、用油驱至束缚水饱和度，一般10PV以上，老化一定时间，一般超过10天，在实验温度下测定束缚水下油相相对渗透率。4、以恒定的驱替压差进行水驱油，测量不同时间岩心两端的压力差、累积产油、累积产水、水驱30PV后，测定残余油下水的相对渗透率。5、根据非稳态法油水相渗测定的基本数据和贝克莱-列维尔特驱油机理可以推导得到油水相渗的计算公式，这种方法计算的相渗曲线传统称为JBN相渗曲线，具体计算公式如下：式中：kro——出口端饱和度下的油相相对渗透率；krw——出口端饱和度下的水相相对渗透率；Swe——出口端含水饱和度；——无因次累积注水量；Vt——累积注水量，cm3；——无因次累积采油量；Vp——岩样孔隙体积，cm3；fo(Swe)——出口端含油率；fw(Swe)——出口端含水率；Swi——共存水或束缚水饱和度；μo——油相粘度，mPa·s；μw——水相粘度，mPa·s；I——任意时刻与初始时刻的流动能力比；k——岩石绝对渗透率，μm2；A——岩样渗流截面积，cm2；L——岩样长度，cm；Q(t)——t时刻出口端产液量，cm2/s；Δp(t)——t时刻岩样两端出口压差，10-1MPa；针对渗透率较低的致密岩心，由于传统的非稳态法实验中驱替速度达不到克服末端效应的要求，同时致密岩心中毛管力效应更为明显。水驱油过程中一旦见水，其驱替过程中的饱和度剖面如图3所示，与常规的稳态法相渗测量方法的假设相差较大，使得末端效应对相渗测定的影响误差较大。目前还没有较好的方法针对非稳态法致密岩心相渗测定过程中末端效应的影响进行校正。与室内驱替实验相比，数值模拟是一种更为直观的描述基本渗流机理和现象的基本方法。通过数值模拟计算描述油水渗流机理，在给定的边界条件下计算油水的运动规律和状态，同时也是可进行一维油藏岩心油水驱替模拟的一种有效方法。而目前常规的一维油藏油水驱替数值模拟模型中未考虑末端效应的影响。
技术实现思路
基于上述技术问题，本专利技术提供一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法。本专利技术所采用的技术解决方案是：一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，包括以下步骤：(1)非稳态法测定岩石相对渗透率利用非稳态法相渗测定基本仪器，按照规范流程对岩心相对渗透率进行测定；基于非稳态法相渗测定所记录的时间、出油量、出水量，按照JBN方法对数据进行处理，得到实验室中有末端效应影响的相渗曲线；(2)考虑末端效应的数值模拟模型建立根据末端效应的产生机理，由于毛管力的不连续性，导致岩心末端润湿相积聚，含水饱和度上升；考虑毛管力的影响，根据达西定律和状态方程，可以得到油水两相的连续性方程：辅助方程有：So+Sw＝1pc＝po-pw初始条件有：p(x,0)＝pisw(x,0)＝swc岩心两端定压驱替,其边界条件有：p|x＝0＝pinp|x＝L＝pout渗流微分方程：结合毛管力计算公式，利用有限差分形式对上式进行差分离散，可得：式中：λ——总流动系数，λ＝λo+λw，其中λo＝kkro/μw，λw＝kkrw/μwpw——水相压力，0.1MPa；po——油相压力，0.1MPa；pc——毛管力，0.1MPa；qwv——水相源汇项，qov——油相源汇项，φ——岩心孔隙度；sw——含水饱和度；so——含油饱和度；pi——岩心初始压力，0.1MPa；swc——岩心束缚水饱和度；pin——岩心入口端压力，0.1MPa；pout——岩心出口端压力，0.1MPa；qv——表示油水的总流量，qv＝qo+qw上述未提及的字母可参见
技术介绍
中的字母含义解释。考虑末端效应的产生机理，在网格划分过程中，在岩心末端加上一段距离的虚拟网格，来模拟网格末端效应的作用区域，在末端虚拟网格内，考虑末端效应的产生机理，没有毛管力的影响，在末端虚拟网格中油水两相的相对渗透能力符合线性相渗的规律；根据以上的考虑毛管力的渗流微分方程和末端效应影响区域的虚拟网格和相渗曲线，建立考虑末端效应影响的一维岩心油水两相驱替数值模拟模型，并利用IMPES方法进行压力和饱和度的求解，可以得到不同驱替时间岩心末端的出水量和出油量，将模拟得到的时间、出水量、出油量利用传统的JBN相渗曲线计算方法，可以得到模拟计算得到的有末端效应影响的相渗曲线；(3)相渗曲线迭代修正通过不断调整数值模拟模型中输入的相渗曲线，使根据模拟得到的产油量、产水量数据结合JBN方法得到的相渗曲线与实验室测量的相渗曲线趋于一致；此时数值模拟模型中输入的相渗曲线即为消除末端效应影响的相渗曲线。上述方法中，相渗曲线迭代修正具体包括以下步骤：(31)将实验测量得到的相渗参数Swi,Krwi,Kroi作为数值模拟模型中输入的相渗曲线的初始值，通过数值模拟模型计算得到不同时间的油水产量，利用JBN方法进行处理，得到利用模拟数据计算的实验相渗(32)计算模拟得到的实验相渗与实验室测量的实验相渗误差，(33)判断误差Δkrw、Δkro是否满足精度要求ε，如果不满足，将输入的油藏相渗根据本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，其特征在于包括以下步骤：(1)非稳态法测定岩石相对渗透率利用非稳态法相渗测定基本仪器，按照规范流程对岩心相对渗透率进行测定；基于非稳态法相渗测定所记录的时间、出油量、出水量，按照JBN方法对数据进行处理，得到实验室中有末端效应影响的相渗曲线；(2)考虑末端效应的数值模拟模型建立根据末端效应的产生机理，由于毛管力的不连续性，导致岩心末端润湿相积聚，含水饱和度上升；考虑毛管力的影响，根据达西定律和状态方程，可以得到油水两相的连续性方程：

【技术特征摘要】
1.一种基于数值模拟迭代消除末端效应的相渗曲线校正方法，其特征在于包括以下步骤：(1)非稳态法测定岩石相对渗透率利用非稳态法相渗测定基本仪器，按照规范流程对岩心相对渗透率进行测定；基于非稳态法相渗测定所记录的时间、出油量、出水量，按照JBN方法对数据进行处理，得到实验室中有末端效应影响的相渗曲线；(2)考虑末端效应的数值模拟模型建立根据末端效应的产生机理，由于毛管力的不连续性，导致岩心末端润湿相积聚，含水饱和度上升；考虑毛管力的影响，根据达西定律和状态方程，可以得到油水两相的连续性方程：辅助方程有：So+Sw＝1pc＝po-pw初始条件有：p(x,0)＝pisw(x,0)＝swc岩心两端定压驱替,其边界条件有：p|x＝0＝pin|x＝L＝pout渗流微分方程：结合毛管力计算公式，利用有限差分形式对上式进行差分离散，可得：式中：λ——总流动系数，λ＝λo+λw，其中λo＝kkro/μw，λw＝kkrw/μwpw——水相压力，0.1MPa；po——油相压力，0.1MPa；pc——毛管力，0.1MPa；qwv——水相源汇项，qov——油相源汇项，φ——岩心孔隙度；sw——含水饱和度；so——含油饱和度；pi——岩心初始压力，0.1MPa；swc——岩心束缚水饱和度；pin——岩心入口端压力，0.1MPa；pout——岩心出口端压力，0.1MPa；qv——表示油水的总流量，qv＝qo+qw考虑末端效应的产生机理，在网格划分过程中，在岩心末端加上一段距离的虚拟网格，来模拟网格末端效应的作用区域，在末端虚拟网格内，考...

【专利技术属性】
技术研发人员：苏玉亮，詹世远，程安琪，王文东，盛广龙，蔡明玉，李宗法，李亚军，
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