CN103246820A - 一种油气藏数值模拟计算方法 - Google Patents

一种油气藏数值模拟计算方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103246820A
CN103246820A CN2013101886848A CN201310188684A CN103246820A CN 103246820 A CN103246820 A CN 103246820A CN 2013101886848 A CN2013101886848 A CN 2013101886848A CN 201310188684 A CN201310188684 A CN 201310188684A CN 103246820 A CN103246820 A CN 103246820A
Authority
CN
China
Prior art keywords
simulation
saturation
constantly
water
oil
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2013101886848A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103246820B (zh
Inventor
刘同敬
第五鹏翔
刘睿
刘金菊
姜宝益
周建
林晓
江礼武
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China University of Petroleum Beijing CUPB
Original Assignee
China University of Petroleum Beijing CUPB
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China University of Petroleum Beijing CUPB filed Critical China University of Petroleum Beijing CUPB
Priority to CN201310188684.8A priority Critical patent/CN103246820B/zh
Publication of CN103246820A publication Critical patent/CN103246820A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103246820B publication Critical patent/CN103246820B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Abstract

本发明提供一种油气藏数值模拟计算方法,该方法包括:求解空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力;根据所述空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力计算流体流动方向的总体积流量;根据所述流体流动方向的总体积流量计算含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度;根据物质守恒原则,对所述含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度进行校正。本发明采用“一步计算压力,一步计算速度,多步计算分流量和饱和度”的方法,引入速度项计算,避免了非均质性、流体相态变化、生产制度不合理等因素而引起的计算不收敛现象,不仅使数值模拟稳定性更好,而且收敛条件更易判断,适合在油气藏数值模拟常规方法陷入不收敛时应用。

Description

一种油气藏数值模拟计算方法
技术领域
[0001] 本发明涉及数值模拟计算领域,具体地,涉及一种油气藏数值模拟计算方法。
背景技术
[0002] 数值模拟计算在油田开发调整方案编制、开发效果预测方面得到广泛应用。常用的数值模拟计算方法主要包括隐式计算压力、显式计算饱和度aMPES)方法,隐式交替求解aMPMS)方法,半隐式和全隐式方法,其中,IMPES和MPMS方法属于顺序求解。
[0003] 当前,我国东部各大油田大多进入高含水期,聚合物驱、可动凝胶、复合驱等化学驱技术开始在矿场广泛应用,同时,由于低渗透、超低渗透油气藏注水困难,现场开展了一系列CO2驱、CO2吞吐等气驱现场试验,并取得理想效果。但低渗透油气藏非均质性,注化学剂或气体时导致的流体剧烈相变、各相流动能力差异巨大,模拟计算过程中生产制度不合理等因素往往使对应化学驱或气驱数值模拟计算工作量大、不收敛现象严重。
[0004] 针对此问题,前人提出了“一步计算压力,多步计算分流量和饱和度”的方法,但是当各相流动能力差异巨大时,仅缩小步长仍很难使饱和度计算收敛,目前的化学驱或气驱数值模型模拟计算常需要10天以上的时间,严重影响了数值模拟历史拟合的工作效率和精度。所以,改进油气藏数值模拟的计算方法,使其在气驱或化学驱模拟计算时更加稳定,具有重要的理论和实际意义。
发明内容
[0005] 本发明实施例的主要目的在于提供一种油气藏数值模拟计算方法,以解决因油藏地质模型非均质性、流体剧烈相变、各相流动能力差异大、模拟计算过程中生产制度不合理等因素导致的计算不收敛现象严重、计算稳定性差、计算时间长等问题。
[0006]为了实现上述目的,本发明实施例提供一种油气藏数值模拟计算方法,包括:
[0007] 求解空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力;
[0008] 利用以下公式,根据所述空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力计算流体流动方向的总体积流量:
Figure CN103246820AD00061
[0010]其中,n为空间离散后的模拟过程各时刻,且n为自然数;故1、欣:、分别为模拟过程第η时刻流体流动方向上的油相有效渗透率、水相有效渗透率、气相有效渗透率;
^ V:"1.ν;+1, V分别为模拟过程第η+1时刻流体流动方向的油相体积流量、水相体积
流量、气相体积流量、总体积流量;/C、/C、/C分别为模拟过程第η时刻油相粘度、水相粘度、气相粘度;V/C1、VP:+' 分别为模拟过程第η+1时刻流体流动方向的油相压力梯
度、水相压力梯度、气相压力梯度;冗、K'、YnG、匕分别为模拟过程第η时刻油组分的重
度、水组分的重度、气组分的重度、溶解在油中的气组分的重度;D为流体流动方向的深度;A为流体流动方向流体通过的网格横截面积,所述网格由空间离散得到;▽为哈密顿算子;
Au为流体流动方向的空间步长;PT1、<分别为模拟过程第η+1时刻、第η时刻的油相压
力;/C1、iC分别为模拟过程第η+1时刻、第η时刻的水相压力;P】+1、<分别为模拟过程第η+1时刻、第η时刻的气相压力;
[0011] 利用以下公式,根据所述流体流动方向的总体积流量计算含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度:
Figure CN103246820AD00071
[0013] 其中
Figure CN103246820AD00072
分别为模拟过程第"+ M时刻油相流度、水相流 度、气相流度;i为整数,且i = O, 1,2,...m-1 ;m为多步计算饱和度时,将第η+1时刻 与第η时刻的时间间距At划分的小段数量;
Figure CN103246820AD00073
分别为模拟过程第«+^.时刻的油相分流量方程、水相分流量方程、气相分流量方程
Figure CN103246820AD00074
分别为模拟过程第"+I时刻流体流动方向的油相体积流量、水相体积流量、气相体积流量;
Figure CN103246820AD00081
分别为模拟过程第n+i+1/m时刻流体流动方向的油相体积流量、水相
体积流量、气相体积流量;
Figure CN103246820AD00082
分别为模拟过程第n+i+1/m时刻的含油饱和
度、含气饱和度、含水饱和度;
Figure CN103246820AD00083
分别为模拟过程第n+i+1/m时刻的含
油饱和度、含气饱和度、含水饱和度;
Figure CN103246820AD00084
为模拟过程第n+i+1/m时刻网格单兀的孔隙体积;
为模拟过程第n+i+1/m时刻网格单元的孔隙体积;
Figure CN103246820AD00085
分别为模拟过程第n+i+1/m时刻的油相密度、水相密度、气相密度
Figure CN103246820AD00086
分别为模拟过程第
n+i+1/m时刻的油相密度、水相密度、气相密度。
[0014] 根据物质守恒原则,对所述含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度进行校正。
[0015] 借助于上述技术方案,本发明以MPES方法为基础,改进现有的“一步计算压力,多步计算分流量和饱和度”方法,形成“一步计算压力,一步计算速度,多步计算分流量和饱和度”方法,该方法在油气藏数值模拟计算中引入速度项计算,并根据速度项计算饱和度,可避免因油藏地质模型非均质性、流体剧烈相变、各相流动能力差异大、模拟计算过程中生产制度不合理等因素导致的计算不稳定现象,本发明不仅能使数值模拟计算稳定性更好,而且收敛条件更好判断,尤其适合在油气藏化学驱或气驱数值模拟常规方法陷入不收敛时应用。
附图说明
[0016] 为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动性的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0017]图1是本发明实施例一提供的油气藏数值模拟计算方法流程示意图;
[0018] 图2是本发明实施例二提供的POLY软件的计算流程示意图;
[0019] 图3是本发明实施例二提供的POLY软件与ECLIPSE软件的计算步长对比示意图。
具体实施方式
[0020] 下面将结合本发明实施例中的附图,对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都属于本发明保护的范围。[0021] 实施例一
[0022] 本实施例提供一种油气藏数值模拟计算方法,如图1所示,该方法包括:
[0023] 步骤S101,求解空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力。
[0024] 该步骤分为以下四个过程:
[0025] 过程1,建立线性差分方程中的压力方程,即按照现有的MPES方法对常规线性差分方程组进行消元化简变形,消去空间离散后的含水饱和度差3 3¥和含气饱和度差SSg后,得到只包含变量为空间离散后的油相压力差δ ρο的方程;
[0026] 其中,δ Sw = Swn+1-Swn ;Swn+1、Swn分别为空间离散后模拟过程第η+1时刻和第η时刻的含水饱和度;η为空间离散后的模拟过程各时刻,且η为自然数;
[0027] δ Sg = Sgn+1-Sgn ;Sgn+1、Sgn分别为空间离散后模拟过程第η+1时刻和第η时刻的含气饱和度;
[0028] δ po = ρ0η+1-ρ0η ;ρ0η+1> Ρ0η分别为空间离散后模拟过程第η+1时刻、第η时刻的油相压力;
[0029] 本过程中,线性差分方程由建立的油气藏流动数学模型差分得到,具体差分方法可采用现有的常 规方法;η取值的上限根据实际的油气藏模拟计算过程具体决定。
[0030] 过程2,利用不完全LU分解预处理共轭梯度法求解上述只包含变量为空间离散后的油相压力差S ρ。的方程。
[0031] 过程3,按照常规方法,根据毛管压力方程,得到空间离散后的水相压力差6化和空间离散后的气相压力差δ pg ;
[0032] 所述毛管压力方程指Wq-Pw=Pcot^ Pg-P0=Pc0g ;其中,P0为油相压力,Pw为水相压力,Pg为气相压力,Praw为油相、水相毛管压力,Prag为油相、气相毛管压力。空间离散后的水相压力差S Pw和空间离散后的气相压力差Spg计算公式如下:
[0033] δ P。= δ (pcow+pw) = (pwn+1-pc。:) - (P:-Pc。:)= δ pw
[0034] δ po= δ (pg-pcog) = (pgn+1-pcogn) _ (pgn-pcogn) = δ pg
[0035]其中,δ pw=pwn+1-pwn ;pwn+1、p:分别为空间离散后模拟过程第η+1时刻、第η时刻的水相压力;
[0036] δ pg = pgn+1-pgn ;Pgn+1、pgn分别为空间离散后模拟过程第η+1时刻、第η时刻的气相压力;
[0037] 过程4,根据过程2、3得到的δρ。、δΡψ> δ Pg计算下一时刻的油相、水相、气相压力。具体计算公式如下:Ροη+1=Ροη+ δ ρ0、ρ:+1=ρ:+ δ Pw、pgn+1=pgn+ δ pg0
[0038] 步骤S102,利用公式1,根据所述空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力计算流体流动方向的总体积流量;[0039]
Figure CN103246820AD00101
[0040] 上述公式I中,n为空间离散后模拟过程的各时刻,且n为自然数;M:、kk:、kk:g分别为模拟过程第η时刻流体流动方向上的油相有效渗透率、水相有效渗透率、气相有效渗透率;<+1、ν if1、<+1分别为模拟过程第n+l时刻流体流动方向的油相体积流量、
水相体积流量、气相体积流量、总体积流量;W、K' <分别为模拟过程第η时刻油相粘
度、水相粘度、气相粘度;ViC1、VK' Vg+1分别为模拟过程第η+1时刻流体流动方向的
油相压力梯度、水相压力梯度、气相压力梯度;<、K、<、分别为模拟过程第η时刻
油组分的重度、水组分的重度、气组分的重度、溶解在油中的气组分的重度;D为流体流动方向的深度;A为流体流动方向流体通过的网格横截面积,所述网格由空间离散得到;▽为
哈密顿算子;Au为流体流动方向的空间步长;pf、式分别为模拟过程第η+1时刻、
[0041] 第η时刻的油相压力;XT1、P:分别为模拟过程第η+1时刻、第η时刻的水相压力'P、1、分别为模拟过程第η+1时刻、第η时刻的气相压力。
[0042] 本实施例中,流体流动方向是二维的或三维的,对于三维问题,I e {x,y,z},其中I为流体流动方向,X、y、Z分别为油气藏流动数学模型的三维坐标。
[0043] 步骤S103,利用公式2,根据所述流体流动方向的总体积流量计算含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度:
Figure CN103246820AD00111
[0045] 上述公式2中
Figure CN103246820AD00112
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AD00113
时刻油相流度、水相流度、气相流度;i为整数,且i = 0,1,2,...m-1 ;m为多步计算饱和度时,将第η+1时
刻与第η时刻的时间间距At划分的小段数量;
Figure CN103246820AD00114
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AD00115
时刻的油相分流量方程、水相分流量方程、气相分流量方程;
Figure CN103246820AD00116
分别为模拟过程第n+i/m时刻流体流动方向的油相体积流量、水相体积流量、气相体积流量;
Figure CN103246820AD00121
分别为模拟过程第n+i/m时刻流体流动方向的油相体积流量、水相体积流量、气相体积流量;
Figure CN103246820AD00122
分别为模拟过程第n+i/m时刻的含油饱和度、含
气饱和度、含水饱和度
Figure CN103246820AD00123
分别为模拟过程第n+i/m时刻的含油饱和
度、含气饱和度、含水饱和度;vn+i/m为模拟过程第n+i/m时刻网格单兀的孔隙体积;T/+f为
模拟过程第n+i/m时刻网格单元的孔隙体积;
Figure CN103246820AD00124
分别为模拟过程第n+i/m
时刻的油相密度、水相密度、气相密度
Figure CN103246820AD00125
分别为模拟过程第n+i/m时
刻的油相密度、水相密度、气相密度。
[0046] 该步骤针对各相流动能力差异较大情况下,每个时间步长的饱和度变化可能非常剧烈,很难收敛的问题,采用缩小步长,将第η+1时刻与第η时刻的间距At分为m小段,然
后再利用步骤S102中计算得到的模拟过程第η+1时刻流体流动方向的总体积流量1计算
模拟过程第η+1时刻的含油饱和度K+1、含气饱和度、含水饱和度^ST1,该步骤避免了
油藏地质模型非均质性、流体相态变化、模拟计算过程中生产制度不合理等因素而引起的计算不收敛现象。
[0047] 该步骤中,计算模拟过程第n+i/m时刻网格单元的孔隙体积vn+i/m可以采用现有
油气藏数值模拟计算中常用的求解网格单元孔隙体积的方法,也可以采用公式3求解:
Figure CN103246820AD00126
[0049] 上述公式3中,X为岩石总体积;Φ°为参考压力下的孔隙度;CK为孔隙压缩系数;
pn+i/m为模拟过程第n+i/m时刻的压力值pn+i/m为模拟过程第n+i/m时刻的压力值。
[0050] 该步骤中,间距At的确定可以采用现有油气藏数值模拟计算中常用的时间步长计算方法,也可以采用公式4进行确定:
Figure CN103246820AD00127
[0052] 上述公式4中,Vn为模拟过程第η时刻油气藏总孔隙体积;
Figure CN103246820AD00128
分别为模拟过程第η时刻残余油饱和度、束缚水饱和度、束缚气饱和度; < 为模拟过程第η时刻流体流动方向的总体积流量。
[0053] 步骤S104,根据物质守恒原则,对所述含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度进行校正。
[0054] 该步骤是指针对油气藏数值模拟计算过程中发生的相态变化,先假设一定的相态进行计算,再对其中物理不合理之处的计算进行校正,使之在保证物质守恒的前提下符合新旧相态交替的实际情况,然后再按新的相态计算下去。
[0055] 该步骤具体为当油气藏由油水两相变为油气水三相时,按物质守恒关系式对步骤S103计算得到的含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度参数进行校正;
[0056] 校正前的饱和度计算结果为公式5:
Figure CN103246820AD00131
[0058] 上述公式5中,$、S:、g分别为模拟过程第n时刻的含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度;
[0059] 校正后的饱和度计算结果为公式6:
Figure CN103246820AD00132
[0061] 上述公式6中,
Figure CN103246820AD00133
分别为模拟过程第η时刻经过修正后的泡点
压力、油相压力、含油饱和度、含水饱和度、含气饱和度;Λρ、AS。、ASW、ASg分别为油相压力校正值、含油饱和度校正值、含水饱和度校正值、含气饱和度校正值。
[0062] 该步骤中采用的物质守恒关系式为公式7:
Figure CN103246820AD00134
[0064] 上述公式7中,Λ (StjP。)为模拟过程第η+1时刻至第η时刻所有网格内油组分质量的变化;Λ (SgPg+S0Pgd)为模拟过程第η+1时刻至第η时刻所有网格内气组分质量的变化;Δ (SwPw)为模拟过程第η+1时刻至第η时刻所有网格内水组分质量的变化;P gd为溶解在油相中的气组分密度。P。、Pw、Pg、Pgd为油相、水相、气相压力的函数。
[0065] 本实施例以MPES方法为基础,改进现有的“一步计算压力,多步计算分流量和饱和度”方法,形成“一步计算压力,一步计算速度,多步计算分流量和饱和度”方法,该方法在油气藏数值模拟计算中引入速度项计算,并根据速度项计算饱和度,可避免因因油藏地质模型非均质性、流体剧烈相变、各相流动能力差异大、模拟计算过程中生产制度不合理等因素引起的计算不收敛现象,本发明不仅能使数值模拟计算稳定性更好,而且收敛条件更好判断,尤其适合在油气藏化学驱或气驱数值模拟常规方法陷入不收敛时应用。
[0066] 实施例二
[0067] 本实施例以一聚合物-微凝胶驱数值模拟软件(以下简称为POLY软件)的计算流程为例对实施例一提供的油气藏数值模拟计算方法的应用进行详细介绍,POLY软件基于实施例一提供的油气藏数值模拟计算方法为计算原理。
[0068] 如图2所示,POLY软件的计算流程如下:
[0069] 步骤S201,程序启动,建立程序运行所需的内存环境;
[0070] 步骤S202,输入数值模拟所需的不同方向网格数目、各个网格的宽度、厚度、渗透率、孔隙度数据;
[0071] 步骤S203,输入数值模拟所需的油气水粘度、溶解气油比、体积系数、相渗参数;
[0072] 步骤S204,输入数值模拟所需每个网格的初始压力、油气水饱和度;
[0073] 步骤S205,判断是否开始聚合物-微凝胶驱;若是,则执行步骤S206 ;若否,则执行步骤S207。
[0074] 步骤S206,输入聚合物粘度、吸附、滞留、不可及孔隙体积等相关物性参数;
[0075] 步骤S207,数值模拟开始计时;
[0076] 步骤S208,输入数值模拟所需单井井号、射孔数据、注采数据、计算步长控制参数;
[0077] 步骤S209,求解线性差分方程的压力方程,得到空间离散后的压力差δ P ;该步骤对应实施例一的步骤SlOl ;
[0078] 步骤S210,计算模拟过程第η+1时刻流体流动方向的总体积流量vfB+1;该步骤对应实施例一的步骤S102 ;
[0079] 步骤S211,计算模拟过程第η+1时刻的含油饱和度$+1、含气饱和度$+1、含水饱和度Κ.+1;该步骤对应实施例一的步骤S103 ;
[0080] 步骤S212,判断计算结果是否满足计算步长控制参数;若是,则执行步骤S213 ;若否,则执行步骤S214。
[0081] 步骤S213,根据物质守恒原则,对模拟过程第η+1时刻的含油饱和度S 含气饱
和度S 、含水饱和度5:+1进行校正;该步骤对应实施例一的步骤S104 ;
[0082] 步骤S214,调整时间步长;
[0083] 步骤S215,输出本时间段的计算结果;
[0084] 步骤S216,判断计算时间是否满足退出要求;若是,则执行步骤S217 ;若否,则执行步骤S207。
[0085] 步骤S217,清理内存环境,结束模拟计算。
[0086]为验证本发明提供的油气藏数值模拟计算方法的正确性和优越性,建立一个油气藏典型模型,分别使用本实施例的POLY软件和成熟商业软件ECLIPSE进行模拟计算,该油气藏典型模型基本参数如表I所列:
[0087]表 1[0088]
Figure CN103246820AD00151
[0089]为更好地测试本发明提供的油气藏数值模拟计算方法在强非均质性下的计算稳定性,典型模型渗透率分布在0.01〜3000 X 10_3 μ m2,孔隙度分布在6%〜35%,最大计算步长限制为I天。如图3所示,模拟计算4年(1440天)后,POLY软件与商业软件ECLIPSE计算结果可比情况下,通过对比它们的计算步长,发现商业软件计算不收敛线性较严重,出现了长达6000次左右的不收敛,计算步长波动较大,而采用本发明算法的POLY软件计算步长稳定在0.5天。
[0090] 以上所述的具体实施例,对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明,所应理解的是,以上所述仅为本发明的具体实施例而已,并不用于限定本发明的保护范围,凡在本发明的精神和原则之内,所做的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (3)

1.一种油气藏数值模拟计算方法,其特征在于,包括: 求解空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力; 利用以下公式,根据所述空间离散后模拟过程各时刻的油相压力、水相压力、气相压力计算流体流动方向的总体积流量:
Figure CN103246820AC00021
其中,η为空间离散后的模拟过程各时刻,且η为自然数;M二 kk:、故;分别为模拟过程第η时刻流体流动方向上的油相有效渗透率、水相有效渗透率、气相有效渗透率;C1、vf、<+1分别为模拟过程第n+l时刻流体流动方向的油相体积流量、水相体积流量、气相体积流量、总体积流量;<、K' 〃分别为模拟过程第η时刻油相粘度、水相粘度、气相粘度;V/C1、V/C1、分别为模拟过程第n+1时刻流体流动方向的油相压力梯度、水相压力梯度、气相压力梯度;C、K'、fG、匕分别为模拟过程第η时刻油组分的重度、水组分的重度、气组分的重度、溶解在油中的气组分的重度山为流体流动方向的深度;A为流体流动方向流体通过的网格横截面积,所述网格由空间离散得到;▽为哈密顿算子;Au为流体流动方向的空间步长;ρΓ、/C分别为模拟过程第n+1时刻、第η时刻的油相压力P、P分别为模拟过程第η+1时刻、第η时刻的水相压力,/C1、P分别为模拟过程第η+1时刻、第η时刻的气相压力; 利用以下公式,根据所述流体流动方向的总体积流量计算含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度:
Figure CN103246820AC00031
其中
Figure CN103246820AC00032
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AC00033
时刻油相流度、水相流度、气相流度;i为整数,且i = O, 1,2,...m-1 ;m为多步计算饱和度时,将第η+1时刻与第η时刻的时间间距At划分的小段数量;
Figure CN103246820AC00034
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AC00035
时刻的油相分流量方程、水相分流量方程、气相分流量方程
Figure CN103246820AC00036
分别为模拟过程第〃+1时刻流体流动方向的油相体积流量、水相体积流量、气相体积流量;
Figure CN103246820AC00041
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AC00042
时刻流体流动方向的油相体积流量、水相 体积流量、气相体积流量> f+S分别为模拟过程第
Figure CN103246820AC00043
时刻的含油饱和 度、含气饱和度、含水饱和度
Figure CN103246820AC00044
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AC00045
3时刻的含 油饱和度、含气饱和度、含水饱和度;
Figure CN103246820AC00046
为模拟过程第〃 +—时刻网格单兀的孔隙体积;
Figure CN103246820AC00047
为模拟过程第时刻网格单元的孔隙体积;
Figure CN103246820AC00048
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AC00049
时刻的油相密度、水相密度、气相密度
Figure CN103246820AC000410
分别为模拟过程第
Figure CN103246820AC000411
时刻的油相密度、水相密度、气相密度; m 根据物质守恒原则,对所述含油饱和度、含气饱和度、含水饱和度进行校正。
2.根据权利要求1所述的油气藏数值模拟计算方法,其特征在于,还包括: 利用以下公式求解模拟过程第
Figure CN103246820AC000412
时刻网格单元的孔隙体积
Figure CN103246820AC000413
Figure CN103246820AC000414
其中,X为岩石总体积;Φ°为参考压力下的孔隙度;CK为孔隙压缩系数
Figure CN103246820AC000415
为模拟过程第
Figure CN103246820AC000416
时刻的压力值;为模拟过程第《 + I时刻的压力值。
3.根据权利要求1所述的油气藏数值模拟计算方法,其特征在于,还包括: 利用以下公式,确定模拟过程第η+1时刻与第η时刻的间距At:
Figure CN103246820AC000417
其中,Vn为模拟过程第η时刻油气藏总孔隙体积
Figure CN103246820AC000418
分别为模拟过程第η时刻残余油饱和度、束缚水饱和度、束缚气饱和度; < 为模拟过程第η时刻流体流动方向的总体积流量。
CN201310188684.8A 2013-05-21 2013-05-21 一种油气藏数值模拟计算方法 Active CN103246820B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201310188684.8A CN103246820B (zh) 2013-05-21 2013-05-21 一种油气藏数值模拟计算方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201310188684.8A CN103246820B (zh) 2013-05-21 2013-05-21 一种油气藏数值模拟计算方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103246820A true CN103246820A (zh) 2013-08-14
CN103246820B CN103246820B (zh) 2016-02-17

Family

ID=48926336

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201310188684.8A Active CN103246820B (zh) 2013-05-21 2013-05-21 一种油气藏数值模拟计算方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN103246820B (zh)

Cited By (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104376222A (zh) * 2014-11-25 2015-02-25 中国石油天然气股份有限公司 获取油气田储液罐结构振动性能的方法
CN104806215A (zh) * 2015-04-02 2015-07-29 中国石油大学(华东) 一种用于化学驱注入采出井动态关联度的识别方法
CN104881586A (zh) * 2015-06-12 2015-09-02 王涛 致密储层中油气运移的数值模拟方法及装置
CN104929624A (zh) * 2015-04-22 2015-09-23 中国地质大学(武汉) 一种超压驱动下原油二次运移速率的计算方法
CN106153854A (zh) * 2015-03-30 2016-11-23 中国石油化工股份有限公司 密闭取心井饱和度校正方法
CN106150461A (zh) * 2015-02-11 2016-11-23 中国石油化工股份有限公司 化学驱油藏数值模拟方法
CN106156439A (zh) * 2016-07-20 2016-11-23 中国石油大学(华东) 一种具有泡沫油现象的稠油油藏溶解气驱数值模拟方法
CN106405010A (zh) * 2016-08-31 2017-02-15 东北石油大学 恒速与恒压化学驱驱油实验的驱替压力确定方法及系统
CN106468160A (zh) * 2015-08-14 2017-03-01 中国石油化工股份有限公司 一种确定co2驱泡沫流油组分的方法以及co2驱的模拟方法
CN106761708A (zh) * 2017-01-20 2017-05-31 中国石油大学(北京) 一种水驱井间示踪测试解释方法
CN107133373A (zh) * 2016-02-29 2017-09-05 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气藏、井筒及地面管网的耦合模拟方法
CN107133452A (zh) * 2017-04-18 2017-09-05 中国石油大学(北京) 油藏渗流数值模拟方法及装置
CN107143317A (zh) * 2017-05-31 2017-09-08 西南石油大学 低渗透油藏空气驱数值模拟方法及装置
CN107369102A (zh) * 2016-11-16 2017-11-21 中国石油化工股份有限公司 化学驱新增可采储量动态标定方法
CN108049861A (zh) * 2017-12-08 2018-05-18 中国石油化工股份有限公司 适用于中高渗油藏密闭取心井流体饱和度的校正方法
CN109884726A (zh) * 2019-03-07 2019-06-14 中国石油大学(北京) 气驱油藏的见气时间预测方法和装置

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3874451A (en) * 1974-04-12 1975-04-01 Marathon Oil Co Determination of oil saturation in a reservoir
CN1043564A (zh) * 1988-12-19 1990-07-04 大庆石油管理局勘探开发研究院 用于测定油藏岩心油、气、水三相相对渗透率实验方法
US20090255669A1 (en) * 2008-04-15 2009-10-15 Schlumberger Technology Corporation Tool and method for determining formation parameter
WO2011028197A1 (en) * 2009-09-02 2011-03-10 Landmark Graphics Corporation System and method of hydrocarbon formation modeling
CN102288732A (zh) * 2011-07-27 2011-12-21 中国石油天然气股份有限公司 快速评价特低渗透气藏水锁的方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3874451A (en) * 1974-04-12 1975-04-01 Marathon Oil Co Determination of oil saturation in a reservoir
CN1043564A (zh) * 1988-12-19 1990-07-04 大庆石油管理局勘探开发研究院 用于测定油藏岩心油、气、水三相相对渗透率实验方法
US20090255669A1 (en) * 2008-04-15 2009-10-15 Schlumberger Technology Corporation Tool and method for determining formation parameter
WO2011028197A1 (en) * 2009-09-02 2011-03-10 Landmark Graphics Corporation System and method of hydrocarbon formation modeling
CN102288732A (zh) * 2011-07-27 2011-12-21 中国石油天然气股份有限公司 快速评价特低渗透气藏水锁的方法

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
KHALID AZIZ: "Reservoir simulation Grids:Opportunities and problems", 《JOURNEL OF PETROLEUM TECHNOLOGY》 *
P. JENNY A, S.H. LEE B, H.A. TCHELEPI: "Adaptive fully implicit multi-scale finite-volume methodfor multi-phase flow and transport in heterogeneous porous media", 《JOURNAL OF COMPUTATIONAL PHYSICS》 *
蔡喜东,姚约东,刘同敬,李东东: "低渗透裂缝性油藏渗吸过程影响因素研究", 《中国科技论文在线》 *
要子军,邓勇: "变形介质油气藏开采数学模型及其数值解", 《断块油气田》 *

Cited By (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104376222A (zh) * 2014-11-25 2015-02-25 中国石油天然气股份有限公司 获取油气田储液罐结构振动性能的方法
CN106150461B (zh) * 2015-02-11 2018-06-15 中国石油化工股份有限公司 化学驱油藏数值模拟方法
CN106150461A (zh) * 2015-02-11 2016-11-23 中国石油化工股份有限公司 化学驱油藏数值模拟方法
CN106153854A (zh) * 2015-03-30 2016-11-23 中国石油化工股份有限公司 密闭取心井饱和度校正方法
CN104806215A (zh) * 2015-04-02 2015-07-29 中国石油大学(华东) 一种用于化学驱注入采出井动态关联度的识别方法
CN104929624B (zh) * 2015-04-22 2018-04-17 中国地质大学(武汉) 一种超压驱动下原油二次运移速率的计算方法
CN104929624A (zh) * 2015-04-22 2015-09-23 中国地质大学(武汉) 一种超压驱动下原油二次运移速率的计算方法
CN104881586A (zh) * 2015-06-12 2015-09-02 王涛 致密储层中油气运移的数值模拟方法及装置
CN104881586B (zh) * 2015-06-12 2017-08-29 王涛 致密储层中油气运移的数值模拟方法及装置
CN106468160A (zh) * 2015-08-14 2017-03-01 中国石油化工股份有限公司 一种确定co2驱泡沫流油组分的方法以及co2驱的模拟方法
CN106468160B (zh) * 2015-08-14 2019-10-11 中国石油化工股份有限公司 一种确定co2驱泡沫流油组分的方法以及co2驱的模拟方法
CN107133373A (zh) * 2016-02-29 2017-09-05 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气藏、井筒及地面管网的耦合模拟方法
CN106156439A (zh) * 2016-07-20 2016-11-23 中国石油大学(华东) 一种具有泡沫油现象的稠油油藏溶解气驱数值模拟方法
CN106156439B (zh) * 2016-07-20 2018-03-13 中国石油大学(华东) 一种具有泡沫油现象的稠油油藏溶解气驱数值模拟方法
CN106405010A (zh) * 2016-08-31 2017-02-15 东北石油大学 恒速与恒压化学驱驱油实验的驱替压力确定方法及系统
CN107369102A (zh) * 2016-11-16 2017-11-21 中国石油化工股份有限公司 化学驱新增可采储量动态标定方法
CN107369102B (zh) * 2016-11-16 2021-01-26 中国石油化工股份有限公司 化学驱新增可采储量动态标定方法
CN106761708A (zh) * 2017-01-20 2017-05-31 中国石油大学(北京) 一种水驱井间示踪测试解释方法
CN106761708B (zh) * 2017-01-20 2019-09-17 中国石油大学(北京) 一种水驱井间示踪测试解释方法
CN107133452A (zh) * 2017-04-18 2017-09-05 中国石油大学(北京) 油藏渗流数值模拟方法及装置
CN107133452B (zh) * 2017-04-18 2019-12-03 中国石油大学(北京) 油藏渗流数值模拟方法及装置
CN107143317A (zh) * 2017-05-31 2017-09-08 西南石油大学 低渗透油藏空气驱数值模拟方法及装置
CN107143317B (zh) * 2017-05-31 2020-09-22 西南石油大学 低渗透油藏空气驱数值模拟方法及装置
CN108049861A (zh) * 2017-12-08 2018-05-18 中国石油化工股份有限公司 适用于中高渗油藏密闭取心井流体饱和度的校正方法
CN108049861B (zh) * 2017-12-08 2021-07-06 中国石油化工股份有限公司 适用于中高渗油藏密闭取心井流体饱和度的校正方法
CN109884726B (zh) * 2019-03-07 2020-08-04 中国石油大学(北京) 气驱油藏的见气时间预测方法和装置
CN109884726A (zh) * 2019-03-07 2019-06-14 中国石油大学(北京) 气驱油藏的见气时间预测方法和装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN103246820B (zh) 2016-02-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103246820B (zh) 一种油气藏数值模拟计算方法
Osterloh et al. Effects of gas and liquid velocity on steady-state foam flow at high temperature
Geiger-Boschung et al. Black-oil simulations for three-component, three-phase flow in fractured porous media
CN103939066B (zh) 一种一注多采井组定注水量确定油井产液量的方法
Wen et al. Upscaling of channel systems in two dimensions using flow-based grids
CN106484933A (zh) 一种用于确定页岩气井井控动态储量的方法及系统
CN102507412B (zh) 碳酸盐岩油藏等效模型的裂缝-基质渗透率级差判别方法
CN103455667B (zh) 充气法治理承压含水层海水入侵的数值模拟方法
CN104989341A (zh) 一种确定低渗透油藏有效驱替注采井距的方法
Rossen et al. Foam displacements with multiple steady states
Shahverdi Characterization of three-phase flow and WAG injection in oil reservoirs
CN106481315A (zh) 陆上砂岩油藏单井可采储量快速确定模型及建立方法
Li et al. Modeling fine-scale capillary heterogeneity in multiphase flow of CO2 and brine in sedimentary rocks
Hui et al. Development and application of new computational procedures for modeling miscible gas injection in fractured reservoirs
CN104615806A (zh) 一种凝胶与化学剂交替注入驱油数值模拟研究方法
Thorat et al. Foam Flow Experiments. I. Estimation of the bubble generation-coalescence function
Ahmed et al. Upscaled multi-phase flow properties of fracture corridors
Egermann et al. A modified hysteresis relative permeability including a gas remobilization threshold for better production forecasts of gas storages
Wang et al. Development and application of a streamline micellar/polymer simulator
Tanaka et al. A novel approach for incorporation of capillarity and gravity into streamline simulation using orthogonal projection
Adebanjo et al. Evaluating the application of foam injection as an enhanced oil recovery in unconsolidated sand
Hastings et al. A new streamline method for evaluating uncertainty in small-scale, two-phase flow properties
CN105626007B (zh) 基于岩心尺度油藏中不同部位过水倍数计算方法
Wolcott et al. A practical method for minimizing the grid orientation effect in reservoir simulation
Benson et al. Investigations in Geologic Carbon Sequestration: Multiphase Flow of CO 2 and Water in Reservoir Rocks

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
C06 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C10 Entry into substantive examination
GR01 Patent grant
C14 Grant of patent or utility model