[发明专利]一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法

权利要求书

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，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L_x划分成n_i段，储层宽度L_y划分为n_j段，整个储层便被划分成了n_i×n_j的结构化网格，x_i,j和y_i,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n_L0，人工裂缝单元总数表示为n_L，任意裂缝单元编号为L，每个人工裂缝单元长度为ξ_L，随着裂缝的延伸扩展，n_L会逐渐增大，直至压裂结束；

(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，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；

σ_h——水平最小主应力，MPa；

P_m(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；

v_l——压裂液滤失速度，m/s；

t——时间，s；

k_mf——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

P_mc＝P_mo-P_ml

式中，A_mf——裂缝与基质的接触面积，m；

K_F——人工裂缝的渗透率，D；

V_F——人工裂缝单元的体积，m³；

K_Frl——人工裂缝液相相对渗透率，无量纲；

PF——人工裂缝流体压力，MPa；

φ_F——人工裂缝的孔隙度，无因次；

φ_m——储层基质孔隙度，无因次；

K_m——基质渗透率，mD；

K_mrl——基质中液相的相对渗透率，无因次；

K_mro——基质中油相的相对渗透率，无因次；

S_ml——基质中的液相饱和度，无因次；

V_b——基质单元体积，m³；

μ_l——基质中的液相黏度，mPa·s；

μ_o——基质中的油相黏度，mPa·s；

B_l——基质中液相的体积系数，无因次；

B_o——基质中油相的体积系数，无因次；

P_ml、P_mo——基质中液相、油相的压力，MPa；

P_mc——基质中的毛管压力，MPa；

δ_m——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δ_m＝1；当储层基质网格无裂缝穿过时δ_m＝0；

c)油藏渗流初始条件为：

P_mo(i,j,t)|_t＝0＝P_e

式中，P_e——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：

P_FtL＝1,t＝P_Z

式中，G——储层岩样的体积模量，MPa；

P_FtL＝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；

P_Z——压裂施工中的井底泵注压力，MPa；

n_L——压裂施工时间t时的人工裂缝单元的总数；

ξ_L——人工裂缝单元的长度，m；

Q——开井生产至时间t时的油井累积产量，m³；

e)油藏基质渗流边界条件为：

式中，L_x,L_y——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P_F、基质油相压力P_mo、基质液相饱和度S_ml，由此得到压裂施工时间t下的每个裂缝单元的宽度W_L,t、每个裂缝单元的流体压力P_FL,t、每个基质网格的油相压力P_moi,j,t和每个基质网格的液相饱和度S_mli,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K_Ii,t：

将裂缝尖端应力强度因子K_Ii,t与储层岩石的断裂韧性K_IC进行比较，当K_Ii,t≤K_IC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n_L；当K_Ii,t＞K_IC时，人工裂缝沿y方向发生扩展，裂缝长度增加，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为n_L＝n_L+1；

计算直到压裂施工完成时t＝t_end结束，此时获得时间t＝t_end时的人工裂缝单元总数n_L、每个裂缝单元的宽度每个裂缝单元内的流体压力人工裂缝半长n_L×ξ_L、每个基质网格的油相压力和每个基质网格的液相饱和度

(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，过程如下：

油井返排-生产模型如下：

a)油藏中油-水两相渗流微分方程：

P_fc＝P_fo-P_fl

式中：K_Fro——人工裂缝液相和油相的相对渗透率，无量纲；

K_frl、K_fro——微裂缝液相和油相的相对渗透率，无量纲；

K_f——微裂缝的渗透率，D；

V_f——微裂缝网格的体积，m³；

q_Fl、q_Fo——人工裂缝中液相和油相的源汇项，m³/s；

S_Fl、S_fl——人工裂缝和微裂缝中液相饱和度，无量纲；

φ_F、φ_f、φ_m——人工裂缝、微裂缝和基质的孔隙度，无量纲；

P_fl、P_fo——微裂缝的液相压力和油相压力，MPa；

Q_fFl、Q_fFo——主裂缝的液相、油相窜流量，m³/s；

δ_f——微裂缝网格是否含有人工裂缝的判断参数，当微裂缝网格有裂缝穿过时δ＝1；当微裂缝网格无裂缝穿过时δ＝0；

t₂——油井返排-生产的时间，s；

β——单位转换系数，取β＝0.001；

b)初始条件包括初始压力及初始饱和度的分布：

式中：——压裂施工结束时每个裂缝单元的流体压力，即油井返排-生产模拟中的人工裂缝初始压力分布，MPa；

——压裂施工结束时每个基质网格的油相压力，即油井返排-生产模拟中基质和微裂缝的初始油相压力分布，MPa；

式中：——压裂施工结束时每个基质网格的液相饱和度，即油井返排-生产模拟中基质和微裂缝的初始液相饱和度，无量纲；

c)内边界条件为：

P_F(x_w,y_w,t₂)＝P_wf(t₂)

式中，x_w、y_w——油井所在网格单元的横、纵坐标值，m；

P_wf——井底流压，MPa；

d)外边界条件为：

将步骤(2)中计算得到的参数当作油井返排-生产模型的初始条件，求解得到不同时间下的人工裂缝流体压力P_F、微裂缝油相压力P_fo和基质油相压力P_mo；以及不同时间下的人工裂缝液相饱和度S_Fl、微裂缝液相饱和度S_fl和基质液相饱和度S_ml，由此获得时间t₂下基质网格的液相饱和度S_ml(i,j,t₂)、基质网格的油相压力P_mo(i，j，t₂)、微裂缝网格的液相饱和度S_fl(i,j,t₂)、微裂缝网格的油相压力P_fo(i，j，t₂)、人工裂缝单元的液相饱和度S_Fl(L,t₂)、人工裂缝单元的油相压力P_F(L,t₂)；

(4)计算油井的产能，过程如下：

将时间t₂＝0和时间t₂下基质网格液相饱和度、微裂缝网格液相饱和度、人工裂缝单元液相饱和度代入下式，计算得到开井生产至时间t₂时的油井累积产量Q：

式中，Q——开井生产至时间t₂时的油井累积产量，m³；

n_i,n_j——基质和微裂缝网格中x方向上和y方向上的网格总数；

n_L——人工裂缝单元的总数；

ξ_L——每个人工裂缝单元的长度，m；

x_i,j、y_i,j——i,j位置处基质和微裂缝网格的长度和宽度，m；

S_ml(i,j,0)——油井返排-生产开始时i,j位置处基质网格的初始液相饱和度；

S_fl(i,j,0)——油井返排-生产开始时i,j位置处微裂缝网格的初始液相饱和度；

S_Fl(L,0)——油井返排-生产开始时第L段人工裂缝单元的初始液相饱和度；

S_ml(i,j,t₂)——开井生产至时间t₂时i,j位置处基质网格的液相饱和度；

S_fl(i,j,t₂)——开井生产至时间t₂时i,j位置处微裂缝网格的液相饱和度；

S_Fl(L,t₂)——开井生产至时间t₂时第L段人工裂缝单元的液相饱和度。