一种特低渗油藏数值模拟方法技术

本发明专利技术涉及采油工程技术领域，尤其涉及一种特低渗油藏数值模拟方法，包括：依次确定视渗透率和喉道大小的关系、视渗透率和空气渗透率的关系、体相流体半径与压力梯度的关系，得到在定解条件下的渗透率与视渗透率之间关系；油水相对渗透率的校正；采用反九点井网进行注水开发，以月为时间步长，分别通过达西渗流方式和低速非达西等效渗流方式来进行模拟；定产液量生产，对全区指标进行拟合。本发明专利技术通过特低渗油藏数值模拟方法对达西渗流和非达西渗流进行分析和对比，得到特低渗油藏的渗流特点，为开采等工作提供指导作用。为开采等工作提供指导作用。为开采等工作提供指导作用。

【技术实现步骤摘要】
一种特低渗油藏数值模拟方法


[0001]本专利技术涉及采油工程
，尤其涉及一种特低渗油藏数值模拟方法。

技术介绍

[0002]一般情况下特低渗油藏中的多孔介质的孔道的喉道直径较小，微观结构非常复杂。国内外许多学者均已通过室内实验及矿场试验证实低渗透油藏流体渗流需突破启动压力梯度。存在于孔隙介质孔道中部的流体(称之为体相流体)和直接与孔隙介质内表面相接触的流体(称之为边界流体)的渗流特征是有区别的。这些边界流体的性质受界面现象影响，紧靠在孔道壁上形成一个边界层。边界层内部的流体，不易发生流动。边界层的厚度受启动压力梯度的影响，启动压力梯度越大，边界层厚度越小，则体相流体半径越大。反之，启动压力梯度越小，边界层厚度越大，则体相流体半径越小。这种边界流体的影响，是导致低渗透油藏发生非线性渗流的主要影响因素之一。现有的文献通过实验手段，建立渗流速度与压力梯度之间的关系来表征特低渗透油藏渗流机理，忽略了启动压力梯度变化引起边界层厚度变化。而边界层厚度变化导致油水渗流规律更加复杂，其直观表现在有效渗透率及油水相对渗透率曲线的差异。边界层厚度变化引起有效孔喉半径变化，油水渗流通道并非一成不变，而是随着边界层厚度变化不断变化，也最终导致渗透率不断变化。而实验室条件下获得的油水相对渗透率曲线是按照线性渗流方式进行计算获得，与特低渗透率油藏非线性渗流特征并不相符，因此需要进行校正。

技术实现思路

[0003]本专利技术所要解决的技术问题：通过特低渗油藏数值模拟方法对达西渗流和非达西渗流进行分析和对比，得到特低渗油藏的渗流特点，为开采等工作提供指导作用。
[0004]本专利技术所采用的技术方案是：一种特低渗油藏数值模拟方法包括以下步骤：
[0005]步骤一、依次确定视渗透率和喉道大小的关系、视渗透率和空气渗透率的关系、体相流体半径与压力梯度的关系，得到在定解条件下的渗透率与视渗透率之间关系；
[0006]进一步的，渗透率与视渗透率之间关系公式为：
[0007][0008]其中，k为空气渗透率，k'为视渗透率，P表示压力梯度，b表示与压力梯度有关的系数；
[0009]步骤二、油水相对渗透率的校正；
[0010]进一步的，详细过程包括：
[0011]S21、监测油水瞬时流量v
i
及岩心两端压差ΔP，通过公式(11)计算油水相对渗透率：
[0012][0013]其中，v
i
为油水瞬时流量，μ
i
表示粘度，A表示面积，ΔP表示岩心两端压差，ΔL表示岩心长度。
[0014]S22、将公式(8)代入公式(11)得到：
[0015][0016]其中，k
i
′
表示视相渗透率，b表示与压力梯度有关的系数；
[0017]S23、根据两相流体相对渗透率测定方法，在定压差测定相对渗透率条件下，得相对渗透率计算公式如下：
[0018][0019]其中，k
i
表示相渗透率，10
‑3μm2；k
o
(S
wi
)表示束缚水饱和度时油相渗透率，10
‑3μm2；
[0020]经过式(12)校正后，束缚水饱和度时油相渗透率为：
[0021][0022]其中，为束缚水饱和度时油相流量，cm3/min；ΔP(S
wi
)束缚水饱和度时两端压差，MPa；
[0023]将式(12)和式(14)代入式(13)，得即为校正后的油水相对渗透率：
[0024][0025]步骤三：采用反九点井网进行注水开发，以月为时间步长，分别通过达西渗流方式和低速非达西等效渗流方式来进行模拟；
[0026]进一步的，低速非达西等效渗流方式公式如下：
[0027]对于i方向，
[0028][0029]对于j方向，
[0030][0031]对于k方向，
[0032][0033]其中，PERMX
i,j,k
表示三维网格系统中第i，j，k个网格的X方向渗透率；PERMX
′
i,j,k
表示第i，j，k个网格的X方向视渗透率；PERMY
i,j,k
表示第i，j，k个网格的Y方向渗透率；PERMY
′
i,j,k
表示第i，j，k个网格的Y方向视渗透率；PERMZ
i,j,k
表示第i，j，k个网格的Z方向渗透率；PERMZ
′
i,j,k
表示第i，j，k个网格的Z方向视渗透率；P
i,j,k
表示三维网格系统中第i，j，k
个网格的网格压力；DX
i,j,k
表示三维网格系统中第i，j，k个网格i方向的网格步长；DY
i,j,k
表示三维网格系统中第i，j，k个网格j方向的网格步长；DZ
i,j,k
表示三维网格系统中第i，j，k个网格k方向的网格步长。
[0034]步骤四：定产液量生产，对全区指标进行拟合。
[0035]本专利技术的有益效果：
[0036]1、首先求出在两个定解条件即当流体不发生流动时，即gradP＝0，此时体相流体半径r＝0；当gradP趋近与无穷大时，r＝R时的视渗透率，然后依据建立的油水两相相对渗透率曲线校正方法，对达西渗流方式计算出的相对渗透率曲线进行校正，用于数值模拟中；建立反九点井网的概念模型进行验证，计算结果符合实际，最后进行全区指标拟合，并对比全区指标拟合曲线与实际开发曲线，为研究与开采特低渗油藏提供指导作用。
附图说明
[0037]图1是本专利技术特低渗油藏数值模拟方法流程图；
[0038]图2是本专利技术边界层厚度与启动压力梯度之间关系图；
[0039]图3是本专利技术校正前后油水相渗透率K曲线对比图；
[0040]图4是本专利技术校正前后油水相对渗透率Kr曲线对比图；
[0041]图5是本专利技术孔隙度模型与渗透率模型图；
[0042]图6是本专利技术1月份达西渗流压力分布图与非达西渗流压力分布图；
[0043]图7是本专利技术3月份达西渗流压力分布图与非达西渗流压力分布图；
[0044]图8是本专利技术6月份达西渗流压力分布图与非达西渗流压力分布图；
[0045]图9是本专利技术1月份达西渗流方式剩余油饱和度与非达西渗流方式剩余油饱和度图；
[0046]图10是本专利技术3月份达西渗流方式剩余油饱和度与非达西渗流方式剩余油饱和度图；
[0047]图11是本专利技术6月份达西渗流方式剩余油饱和度与非达西渗流方式剩余油饱和度图；
[0048]图12是本专利技术注采井间压力变化示意图；
[0049]图13是本专利技术1月份与3月份非达西渗流方式下渗透率分布图；
[0050]图14是本专利技术全区综合含水拟合图；
[0051]图15是本专利技术全区日产油拟合图；
[0052]图16是本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种特低渗油藏数值模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤一、依次确定视渗透率和喉道大小的关系、视渗透率和空气渗透率的关系、体相流体半径与压力梯度的关系，得到在定解条件下的渗透率与视渗透率之间关系；步骤二、对油水相对渗透率进行校正；步骤三：采用反九点井网进行注水开发，以月为时间步长，分别通过达西渗流方式和低速非达西等效渗流方式来进行模拟；步骤四：定产液量生产，对全区指标进行拟合。2.根据权利要求1所述的特低渗油藏数值模拟方法，其特征在于，渗透率与视渗透率之间关系的公式为：其中，k为空气渗透率，k'为视渗透率，P表示压力梯度，b表示与压力梯度有关的系数。3.根据权利要求1所述的特低渗油藏数值模拟方法，其特征在于，步骤二详细包括：S21、监测油水瞬时流量v
i
及岩心两端压差ΔP，通过公式(11)计算油水相对渗透率：其中，v
i
为油水瞬时流量，μ
i
表示粘度，A表示面积，ΔP表示岩心两端压差，ΔL表示岩心长度；S22、将公式(8)代入公式(11)得到：其中，k
i
′
表示视相渗透率，b表示与压力梯度有关的系数；S23、根据两相流体相对渗透率测定方法，在定压差测定相对渗透率条件下，得相对渗透率计算公式如下：其中，k
i
表示相渗透率；k
o
(S
wi
)表示束缚水饱和度时油相渗透率；经过式(12)校正后，束缚水饱和度时油相渗透率为：其中，为束缚水饱和度时油相流量...

【专利技术属性】
技术研发人员：沈杰，徐慧，曹文科，何岩峰，窦祥骥，王相，陶磊，
申请(专利权)人：常州大学，
类型：发明
国别省市：