一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法技术

本发明专利技术涉及一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，依次包括以下步骤：（1）建立结构化储层网格和裂缝初始单元；（2）计算压裂过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、基质油相压力分布和基质液相饱和度分布；（3）计算油井返排‑生产过程中储层压力分布和储层含水饱和度分布；（4）计算油井的产能。本发明专利技术采用结构化网格和嵌入式离散裂缝模型，使用结构化网格能够有利于油藏边界问题的处理，嵌入式离散裂缝模型具有网格划分简单、计算快速、易于处理复杂裂缝等优点。本发明专利技术用于模拟油藏开发的压裂、返排和生产过程，通过一体化结合得到更贴近实际情况的油井生产动态，从而指导压裂施工和生产制度设计。

【技术实现步骤摘要】
一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法
本专利技术属于油气田开发领域，具体涉及一种基于嵌入式离散裂缝模型的油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法。
技术介绍
随着油气资源的不断开发，数值模拟技术在油气田开发中得到了极大的应用。在水力压裂、压后返排、油井生产等领域，通过数值模拟方法能够对施工效果和油井产能进行预测分析，从而对实际的施工、生产提供可靠的指导依据。目前油气藏开发过程的数值模拟中，压裂施工的数值模拟与油井返排生产过程的数值模拟相对独立，很少有油藏压裂-返排-生产相互结合的一体化数值模拟方法。在水力压裂施工过程中，由于压裂液的滤失和裂缝扩展，油藏的压力场、含水饱和度场均会发生变化，裂缝周围一定范围内的储层流体压力和含水饱和度会得到提升。因此压裂施工结束时与原始初始状态下的储层压力场、饱和度场有着较大的差异，若想要获得与实际生产情况贴切的油井返排-生产模拟结果，就应当运用压裂模拟结束时的储层状态参数进行返排-生产模拟。由此可知，油藏压采一体化数值模拟方法的提出有着重要的意义，油藏流动全耦合的压采一体化模拟可以获得更符合油气井实际本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，依次包括以下步骤：/n(1)建立结构化储层网格和裂缝初始单元；/n(2)计算压裂过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、基质油相压力分布和基质液相饱和度分布；/n(3)计算油井返排-生产过程中储层压力分布和储层含水饱和度分布；/n(4)计算油井的产能。/n

【技术特征摘要】
1.一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，依次包括以下步骤：
(1)建立结构化储层网格和裂缝初始单元；
(2)计算压裂过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、基质油相压力分布和基质液相饱和度分布；
(3)计算油井返排-生产过程中储层压力分布和储层含水饱和度分布；
(4)计算油井的产能。


2.如权利要求1所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述步骤(1)过程如下：在x-y直角坐标系下建立储层的结构化网格，将储层长度Lx划分成ni段，储层宽度Ly划分为nj段，整个储层便被划分成了ni×nj的结构化网格，xi,j和yi,j分别代表着每个网格的长度和宽度，下标i和j代表着每一个网格在储层中的位置；在储层网格基础上，建立人工裂缝的初始单元，对压裂延伸位置处一定范围内的储层网格进行细化，并在细化后的网格上添加一段有3个网格长度的人工裂缝，裂缝延伸方向为y方向，将其作为人工裂缝初始单元，储层网格中人工裂缝被基质网格切分为具有一定长度的线段，每一个线段代表一个人工裂缝单元，人工裂缝的初始单元数为nL0，人工裂缝单元总数表示为nL，任意裂缝单元编号为L，每个人工裂缝单元长度为ξL，随着裂缝的延伸扩展，nL会逐渐增大，直至压裂结束。


3.如权利要求1所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述步骤(2)过程如下：
水力压裂模型中人工裂缝内为单相流动，水力压裂模型如下：
a)考虑流体滤失的裂缝宽度模型：






式中，W(y)——人工裂缝任意位置处宽度，m；
H——人工裂缝高度，m；
v——储层岩样的泊松比，无因次；
E——储层岩样的杨氏模量，MPa；
σh——水平最小主应力，MPa；
Pm(y)——人工裂缝任意位置处的基质流体压力，MPa。
μ——压裂液的黏度，mPa·s；
vl——压裂液滤失速度，m/s；
t——时间，s；
kmf——人工裂缝与基质的平均渗透率，mD；

——人工裂缝到其所在基质网格中心点间的距离，m；
b)压裂过程中的基质渗流模型









Pmc＝Pmo-Pml
式中，Amf——裂缝与基质的接触面积，m；
KF——人工裂缝的渗透率，D；
VF——人工裂缝单元的体积，m3；
KFrl——人工裂缝液相相对渗透率，无量纲；
PF——人工裂缝流体压力，MPa；
φF——人工裂缝的孔隙度，无因次；
φm——储层基质孔隙度，无因次；
Km——基质渗透率，mD；
Kmrl——基质中液相的相对渗透率，无因次；
Kmro——基质中油相的相对渗透率，无因次；
Sml——基质中的液相饱和度，无因次；
Vb——基质单元体积，m3；
μl——基质中的液相黏度，mPa·s；
μo——基质中的油相黏度，mPa·s；
Bl——基质中液相的体积系数，无因次；
Bo——基质中油相的体积系数，无因次；
Pml、Pmo——基质中液相、油相的压力，MPa；
Pmc——基质中的毛管压力，MPa；
δm——基质网格是否含有人工裂缝的判断参数，当储层基质网格有裂缝穿过时δm＝1；当储层基质网格无裂缝穿过时δm＝0；
c)油藏渗流初始条件为：
Pmo(i,j,t)|t＝0＝Pe
式中，Pe——油藏原始地层压力，MPa；
i,j——网格的位置坐标；
d)裂缝延伸边界条件为：



PFtL＝1,t＝PZ
式中，G——储层岩样的体积模量，MPa；
PFL＝1,t——压裂施工中的井底流体压力，即第1段人工裂缝单元内的流体压力，MPa；
PZ——压裂施工中的井底泵注压力，MPa；
nL——压裂施工时间t下的人工裂缝单元的总数；
ξL——人工裂缝单元的长度，m；
e)油藏基质渗流边界条件为：



式中，Lx,Ly——分别表示储层长度和储层宽度，m；
对水力压裂模型进行数值求解，得到任意时间下的人工裂缝任意位置处的宽度W(y)、人工裂缝任意位置处的流体压力PF、基质油相压力Pmo、基质液相饱和度Sml，由此得到压裂施工时间t下的每个裂缝单元的宽度WL,t、每个裂缝单元的流体压力PFL,t、每个基质网格的油相压力Pmoi,j,t和每个基质网格的液相饱和度Smli,j,t，以及压裂施工时间t下的尖端裂缝单元内的流体压力将代入下式，得到压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子KIi,t：



将裂缝尖端应力强度因子KIi,t与储层岩石的断裂韧性KIC进行比较，当KIi,t≤KIC时，压裂施工时间t下的人工裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变，重复步骤(2)进行时间t+1下的计算，时间t+1下的人工裂缝单元总数仍为nL；...

【专利技术属性】
技术研发人员：彭瑀，骆昂，李勇明，常泰，唐旺，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川;51