CN103399970A - 用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，首先将油藏储层划分为连续介质和离散裂缝介质；为了消除极小网格，创建油藏网格时忽略离散裂缝厚度，离散裂缝在平面上的截面变为线段，然后建立岩层面网格，再建三维油藏网格；将实测孔、渗、饱等油藏参数录入模拟器，其中离散裂缝宽度用真实值而非网格显示值，确保前述变形不降低测算结果的准确性；用历史拟合法修正油藏参数；然后测算油井产量、剩余油气分布及储量。本发明能防止离散裂缝数值模拟技术易中断、易失败、测算耗时长等问题，使这种技术能够真正测算实际油藏开发的全过程，以提高测算油藏流动状况的准确性，从而制定更有效的开发方案而提高油藏开发效果。

Description

用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法

技术领域

本发明属于油藏数值模拟技术领域，涉及一种用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，以提高油藏数值模拟测算油藏流动状况的准确性。 

背景技术

提高油藏的开发效果包括降低油藏的开发成本，提高油藏的采收率。这首先需要正确地认识油藏的地质模型、渗流规律、剩余油气分布、开采规律及影响因素；基于正确的油藏地质即渗流规律的认识，得到合理的油藏开发方案，为科学合理地开发油田(包括气田)提供依据。油藏数值模拟技术是测算油藏内油气水渗流状况的主要技术手段，模拟的结果对于认识气藏、煤层以及页岩气藏的地质特征，认识它们的渗流规律和开发规律，指导建立合理的开采技术政策，提高开采效率，提高采收率，降低成本都非常关键。 

如何准确地模拟裂缝性油藏中的渗流规律是这类油藏自被发现以来就存在而至今都没有彻底解决的一项技术难题。油藏数值模拟技术一般采用两种模拟方法，一是基于多重连续介质渗流理论的油藏数值模拟方法，另外一种是基于离散裂缝模型的油藏数值模拟方法。前者将真实裂缝处理成连续介质，后者将裂缝处理为离散裂缝。前一种方法出现早、应用最广、发展最成熟，已有商业化的油藏数值模拟软件主要采用这一方法；后者虽然与前者在同时代出现，但发展缓慢，到目前为止，主要应用于三维地质建模，在油藏数值模拟领域内的应用还处于起步阶段，基于离散裂缝模型的油藏数值模拟方法是目前用来描述裂缝性油藏渗流规律最前沿的技术。阻碍离散裂缝数值模拟技术在油藏数值模拟技术领域发展和应用的关键原因在于：(1)企图将所有的裂缝都处理为离散 裂缝，包括微小裂缝，由此产生的网格数量过于庞大而超过现有计算机的计算能力，且由此需要输入的离散裂缝参数也难以获取；(2)与连续介质网格相比，离散裂缝网格的孔隙体积极小且渗流能力太强，极容易导致模拟计算不收敛、结果不稳定、模拟用时长等问题；(3)因离散裂缝导致油藏几何形态复杂，网格剖分难度大。 

连续介质方法和离散介质方法在某些条件下的测算结果会表现出很大的差异。例1：水驱油时，连续介质方法不能够正确反映大尺度裂缝的导水作用，不能正确反映油井的含水规律变化，因为测算不准，导致油气分布规律不明确，渗流过程认识不清楚，所制定的开发方案缺少针对性，造成投资浪费、甚至使生产状况恶化；例2：油井压裂后，将形成压裂缝，如果将压裂缝用连续介质处理，则所测算油井产量往往出现很大误差。所以传统的连续介质方法并不适合用来测算所有油藏的流动过程，裂缝性油藏的数值模拟还需要应用离散裂缝介质的方法测算油气的流动过程。 

发明内容

离散裂缝模型是研究裂缝性油藏最为先进、合理的研究方法，因为它能够非常准确地测算油藏裂缝系统内的流动过程，但至今不能真正测算油藏的开发过程。针对上述技术问题，本发明的目的是克服现有技术中的缺陷，提供一种用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，以提高测算的准确性。 

本发明的是这样实现的，一种用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，包括以下步骤： 

第一步：按特征尺度将油藏储集体划分为连续介质和离散裂缝，即：将微小裂缝和基岩孔隙处理为连续介质，采用多重连续介质渗流模型描述；将天然大裂缝和压裂缝作为离散裂缝处理； 

第二步：对油藏做岩层面网格剖分，为了消除离散裂缝导致的极小网格， 建立网格时暂且忽略裂缝厚度，用线段表示岩层面上的离散裂缝，线段与离散裂缝的迹线重合，然后建立岩层面网格，网格类型用非结构四边网格，网格剖分法用Paving法，消除了岩层面上离散裂缝端部附近区域的极小网格以及离散裂缝相交区域的极小网格； 

第三步：以岩层面网格为基础，建立油藏的三维网格。首先将岩层面网格映射到储层的其它层面上，由此得到的每一层面的网格剖分，且每一层面的网格结构、网格数量、网格节点均相同；再将上下相邻层面的网格节点上下连接，得到非结构的六面体网格； 

第四步：将测井地震、录井钻井、试井试油、实验测量等方法测量的孔隙度、渗透率、原始饱和度、原始压力、岩石压缩系数、流体粘度等油藏参数赋到油藏网格系统中的每一网格单元，其中离散裂缝的宽度值用真实值，而非网格显示值，从而确保离散裂缝端点变形不降低测算结果的准确性；录入每口井的位置、生产层位、每天的产量和压力值； 

第五步：测算离散裂缝油藏的渗流过程时，用到共轭梯度方法求解大型方程组： 

①首先，输入X的初始值，即X＝X₀，计算R₀＝B-AX₀，令P₀＝R₀，k＝0，指定迭代计算结束条件，ε＞0，且置k＝0； 

②计算X_k+1＝X_k+α_kP_k，R_k+1＝R_k-α_kAP_k

③如果‖R_k+1‖＜ε，结束并输出计算结果X≈X_k+1； 

④计算

P_k+1＝R_k+1+β_kP_k

⑤置k＝k+1，转入②； 

第六步：先用历史拟合法校正输入模拟器的油藏参数，再使数值模拟器运用校正后的数据测算油藏开发过程中任一时间剩余储量的油气的分布，以及任 一时刻油井的产量； 

第七步：针对油藏当前剩余油气分布，编制油藏开发方案，包括开发方式调整，生产井网优化，生产层位调整，注采参数优化，从降低油藏开发成本和增加采收率的角度排除不合理方案，筛选最佳开发方案作为实施方案，并用模拟器对方案实施做预测、监测、调整及风险评估，从而提高裂缝油藏的开发效果。 

进一步，对于三维油藏的离散裂缝，用系列的平板表示。与岩层面相交后的平面投影呈狭长的四边形。 

进一步，将天然大裂缝和压裂缝与微小裂缝区别处理可以显著降低油藏网格数量。多年裂缝性油藏开发的实践已经表明，微小裂缝数量巨大，用多重连续介质完全可以反映微小裂缝内的流动过程；天然大尺裂缝和压裂缝数量少，只将它们作为离散裂缝不会显著增加的油藏网格数量。 

进一步，岩层面网格类型采用非结构四边形。相比结构网格，它更适合处理裂缝性油藏的复杂几何形态；相比三角形/四面体网格，它需要的网格数量少(平面大约1/2)，而且精度更高；相与PEBI网格，它能够处理倾斜岩块，而且更加灵活，网格剖分失败情况更少。 

进一步，网格剖分法选用Paving法。Paving法用于油藏数值模拟所生成的四边形网格能很好地吻合边界形状，即在边界处的单元几乎与边界垂直，从而单元质量很好；区域的几何变换不会引起网格结构及形状的变化，适合处理不同岩层面的网格映射；不规则点少，即绝大多数点都与四个单元相连，也就是层面上绝大多数网格单元的形状都接近于正方形，有利于提高测算的准确性； 

进一步，根据油藏所具有的层特征，将油藏网格的建立分为两个阶段：首先建立某一岩层面的网格；然后将岩层面网格投影到每一层面(曲面)，将上下相邻层位的对应点上下相连，得到三维油藏网格非结构六面体网格。该方法 避免了直接采用非结构六面体网格建立油藏网格所面临的技术难题，降低了网格剖分的难度； 

进一步，在网格系统中离散裂缝因忽略了厚度值，所以显示厚度为0，但油藏数值模拟器真正测算时所用的离散裂缝宽度值为真实值，而非油藏网格所显示的宽度值，该方法可以确保离散裂缝的线状变形不降低裂缝性油藏数值模拟器测算结果的准确性。 

进一步，测算离散裂缝油藏的渗流过程时，用到共轭梯度方法求解大型方程组： 

①首先，输入X的初始值，即X＝X₀，计算R₀＝B-AX₀，令P₀＝R₀，k＝0，指定迭代计算结束条件，ε＞0，且置k＝0； 

②计算

X_k+1＝X_k+α_kP_k，R_k+1＝R_k-α_kAP_k

③如果‖R_k+1‖＜ε，结束并输出计算结果X≈X_k+1； 

④计算

P_k+1＝R_k+1+β_kP_k

⑤置k＝k+1，转入②。 

进一步，通过上述降低离散裂缝数量、消除油藏极小网格、优化油藏网格系统三项技术，最终解决了离散裂缝在油藏数值模拟技术中的应用所面临的技术难题，使得这项公认最先进、最合理的测算裂缝性油藏流动过程的技术能够真正用于裂缝性油藏数值模拟的测算，相比以前的多重连续介质方法，显著提高了测算的准确性。 

与现有技术相比，本发明的有益效果： 

(1)通过消除油藏的极小网格，则能够防止油藏数值模拟测算过程的中断和失败；只有大尺度天然裂缝和压裂缝才作为离散裂缝，需要增加网格数量有限，一方面解决了油藏网格超量的问题，另一方面也降低了网格剖分的难度； 总之本发明解决了离散裂缝模拟真实油藏开发所面临的主要技术难题，使得离散裂缝模型能够应用于实际油藏开发过程，显著提高测算油藏流动状况准确性； 

(2)消除油藏极小网格，提高裂缝性油藏油藏数值模拟的效率，使得相同的时间、相同的计算设备能够处理更多数量的油藏网格。如果是针对同一油藏，油藏数值模拟就能够使用更加精细的网格系统，从而进一步提高测算油藏流动状况的准确性，这是第一方面；另一方面，针对大型或超大型油藏，如果采用相同精细度的网格，油藏数值模拟就能够测算更大的区域； 

(3)通过提高裂缝性油藏数值模拟测算油藏流动情况的准确性，得到更加合理的开发方案，就能提高开采效果，提高油藏开发的经济效益； 

(4)通过消除极小网格，降低油藏数值模拟的计算时间，从而降低油藏数值模拟的计算成本、降低油藏开发的投资成本。 

附图说明

图1：离散裂缝与岩石层面相交图； 

图2：离散裂缝在岩层面上的截面示意图； 

图3：对油藏两条相交裂缝直接进行网格剖分的结果，图3a为油藏的结构图，图3b为网格剖分结果； 

图4：对油藏两条相交裂缝做线段化处理再进行网格剖分的结果，图4a为简化的油藏的形态结构，图4b为网格剖分结果； 

图5：实例油藏的边界及离散裂缝和井位示意图； 

图6：常规方法的模拟测算的油水分布图，用结构网格和网格粗化方法建立油藏数值模型图； 

图7：用本发明建立的三维油藏网格图； 

图8：用本发明建所建网格进行测算的油气饱和度分布图； 

图9：不同开发方案的累产油量对比图。 

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。 

本发明实施例提供了一种利用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，该方法包括以下步骤： 

第一步：按特征尺度将油藏储集体划分为连续介质和离散裂缝，即：将微小裂缝和基岩孔隙处理为连续介质，采用多重连续介质渗流模型描述；将天然大裂缝和压裂缝作为离散裂缝处理； 

第二步：将离散裂缝的几何形态简化为平板状(如图1)，当裂缝与层面相交，截面呈狭长的四边形(如图2)； 

第三步：对油藏做岩层面网格剖分，直接剖分网格将在离散裂缝端点产生极小网格，极小网格分布在离散裂缝端部附近以及相交部位(参见图3所列举的实例)。为了消除离散裂缝导致的极小网格，建立网格时暂且忽略裂缝厚度，用线段表示岩层面上的离散裂缝，线段与离散裂缝的迹线重合(图4-a)，然后建立岩层面网格，网格类型用非结构四边网格，网格剖分法用Paving法，消除了岩层面上离散裂缝端部附近区域的极小网格以及离散裂缝相交区域的极小网格(图4-b)； 

第四步：以岩层面网格为基础，建立油藏的三维网格。首先将岩层面网格映射到储层的其它层面上，由此得到的每一层面的网格剖分，并且每一层面的网格结构相同，网格数量相同，网格节点相同；再将上下相邻层面的网格节点上下连接，得到非结构的六面体网格(如图7所示)； 

第五步：根据裂缝性油藏渗流数学模型，采用非结构六面体网格系统建立油藏数值模型，编制软件从而得到油藏数值模拟器，模拟器需要求解大型方程 组才能测算油藏压力、饱和度，在此所用的方法为共轭梯度法： 

①首先，输入X的初始值，即X＝X₀，计算R₀＝B-AX₀，令P₀＝R₀，k＝0，指定迭代计算结束条件，ε＞0，且置k＝0； 

②计算

X_k+1＝X_k+α_kP_k，R_k+1＝R_k-α_kAP_k

③如果‖R_k+1‖＜ε，结束并输出计算结果X≈X_k+1； 

④计算

P_k+1＝R_k+1+β_kP_k

⑤置k＝k+1，转入②； 

第六步：将测井地震、录井钻井、试井试油、实验测量等方法测量的孔隙度、渗透率、原始饱和度、原始压力、岩石压缩系数、流体粘度等油藏赋到油藏网格系统中的每一网格单元，其中离散裂缝的宽度值用真实值，而非网格显示值，从而确保离散裂缝端点变形不降低测算结果的准确性；录入每口井的位置、生产层位、每天的产量和压力值； 

第七步：先用历史拟合法校正输入模拟器的油藏参数，再使数值模拟器运用校正后的数据测算油藏开发过程中任一时间剩余储量的油气的分布，以及任一时刻油井的产量； 

第八步：针对油藏当前剩余油气分布，编制油藏开发方案，包括开发方式调整，生产井网优化，生产层位调整，注采参数优化，从降低油藏开发成本和增加采收率的角度排除不合理方案，筛选最佳开发方案作为实施方案，并用模拟器对方案实施做预测、监测、调整及风险评估，从而提高裂油藏的开发效果。 

以下结合具体实施例对本发明做进一步的说明。 

图5为一裂缝性油藏五点井网中的一个注采单元。包括一口注水井INJ-1(坐标：X197.5m，Y87.1m)和油井PROD-1(坐标：X 385.94m，Y452.4m)。微 地震测试显示，在距离注水井INJ25m有一长为230m的可渗透断裂(大裂缝)F1，起点位置(X 388.1m，Y 99.8m)，终点位置(X 227.19m，Y 252.2m)，而距PROD15m有一长约225m的可渗透断裂F2，起点位置(X 376.8m，Y 440.6m)，终点位置(X 227.2m，Y 252.2m)。F1、F2相交于点(X 227.19m，Y 252.2m)，F1、F2的导流能力W_c×K_c＝10D.cm，断裂宽度取邻近区域的成像测井解释成果，W_c＝10cm，严格地从微观上讲10cm的范围反映的是一个裂缝带，油藏描述将其简化为一个单一裂缝，孔隙度为φ_f＝0.25。用实验室测量发现岩心的微小裂缝孔隙度为φ_f 0.52％，渗透率K_f＝300mD，基岩孔隙的孔隙度φ_m 12％，平均渗透率为K_m＝2.2mD。原油地下粘度为μ_o＝2mPa.S，相对密度为γ_o＝0.806，压缩系数为C_o＝3.2×10^-3MPa^-1；地层水粘度为μ_w＝0.5mPa.S，相对密度为γ_w＝1.001，压缩系数C_w＝0.423×10^-3MPa^-1。油藏原始地层压力为P_i＝42MPa，原始含水饱和度为S_wi＝0.22。两口井经历了大约10年的衰竭式开发，然后转入注水开发方式。前期的注水方案采用INJ-1注水量，RPOD-1生产的方式，注水量为18m³/day，采油量为15m³/day，但注水生产仅3周，生产井的就见水，且含水率快速上升，20天内就由10％上升至60％(含水率指水产量与油水产量和的比值)。油藏的后续开发调整需要开展两项工作，首先测算不同的生产时间不同位置处的含油饱和度及压力，测量剩余油分布和剩余油储量，评价油藏后续的开采潜力；然后制定合理的生产方式，优化油井的各项生产指标。 

常规的方法采用连续介质模型测算油藏，离散裂缝与微小裂缝处理为一种介质，即裂缝介质；另外基岩中还有孔隙，也是连续介质。裂缝与基岩孔隙组成裂缝-基岩双重介质。大裂缝与微小裂缝渗透率、孔隙度按网格粗化方法整合，如图6所示。大裂缝经过的网格如图中的折线所示，经网格粗化整合后，这些网格的渗透率取值1D，孔隙度0.54％；没有大裂缝经过的网格裂缝渗透率300m，孔隙度为0.52％，基岩渗透率2mD，孔隙度12％。然后用双重介质的模拟器测算，结果显示注水井按18m³/Day注水3年，生产井PROD-1的含 水仍然为0，与油井实际状况相差很大(60天油井见水，含水率达10％，20天含水由10％升上升到60％)；进一步将图6中大裂缝经过的网格的渗透率取值10D，测算结果显示注水2年油井依然不产水，测算的油水分布见图6，图中显示，水驱油的前缘与生产井还有较远的距离，预测3年油井见水、但含水只能缓慢上升，由10％至上升到60％需要8年，反映不了短短20天内生产井受大裂缝的影响快速水淹的流动过程；另外图6所显示的油水分布形态与室内物理模拟实验结果差别很大。总之上述方法的测算结果与油藏的实际情况不相附合，说明常规方法在测算大裂缝的渗流过程时具有很大的误差。 

为了准确地测算该油藏的流动过程，采用离散裂缝方法来描述大裂缝内的流动过程。首先采用普通的离散裂缝方法，不对离散裂缝变形，直接剖分油藏网格，结果在裂缝F1、F2两端以及在F1、F2的相交部位都产生了一些极小网格(即在CD、MN附近区域以点A、B之间产生类似于图3下图中的极小网格)，测算过程中出现很大的物质平衡误差，导致在测算油藏第4年衰竭式开发的流动过程时被迫中断，油藏后续的流动过程无法继续测算，包括注水期油藏的流动过程也不能测算。 

然后采用本发明方法，具体包括以下步聚： 

第一步：将大裂缝F1、F2处理为离散裂缝、用两块平板分别表示，平板的厚度为10cm，平板区域内离散裂缝的渗透率为10D。另外将微小裂缝和基岩中的孔隙都处理为连续介质，即裂缝介质和基岩孔隙介质，可以用常规的裂缝-基岩双重介质来描述。 

第二步：根据油藏边界和离散裂缝的分布确定裂缝-双重介质区域的边界，离散裂缝的边界成为双重介质区域的内边界，如图5中的灰色区域所示，首先做灰色区域的岩层面的网格剖分，注意到EF，MN是两条极小线段，长度只有0.1m，远远小于双重介质区域的尺寸(一般为20m～100m)，这两处极小线段由离散裂缝产生，为了消除极小网格，对离散裂缝做变形处理，建立油藏网格时， 忽略离散裂缝F1、F2的厚度，将岩层面上的离散裂缝用线段来表示：确定线段CD的中点C’，AB中点A’，MN的中点M’，然后将C’、A’、M’相联接，删除AC、DB、CC’、C’D、AM、BN、MM’、M’N八条线段，这样离散裂缝的变形为两条线段即：C’A’、A’M’。(见图5中的虚线，或参考图4)，C’的坐标采用如下公式： 

$(X_{C^{\′}}=\frac{X_C+X_D}{2},Y_{C^{\′}}=\frac{Y_C+Y_D}{2})$

式中X_i-表示i点的x坐标(i＝C，D，C′)，Y_i-表示i点的y坐标。然后用同样的方法处理F2的端部MN，极小线段MN的中点即图5中的M。 

第三步：执行岩层面网格剖分。网格类型选非结构四边形网格，采用Paving算法，这可以采用专业网格剖分软件。 

双重介质区域的网格剖分完成后，在离散裂缝边界CA，DB上将形成数量相同的网格节点，且节点在各自边界CA、DB上的间距相近，由此在CA上任一个网格节点P1在DB上都有对应一个节点P2，将所有的P1，P2相连接，就得到了离散裂缝介质区域岩层面上的网格剖分。 

第四步：在岩层平面网格的基础上，建立三维油藏的网格。首先通过映射法或保角变换法将岩层面网格映射到油藏其余层面，由此得到的每一层面的网格剖分，本例只考虑一层油藏，所以产生了两个岩层面的非结构四边形网格。将不同岩层顶底面上的对应网格节点上下连接，得到的三维油藏网格，网格类型为非结构的六面体网格，总共262个网格块，如图7所示； 

第五步：将问题描述中所有的已知数据输入模拟器：微小裂缝参数φ_f＝0.52％，K_f＝300mD；基岩参数φ_m＝12％，K_m＝2mD；大裂缝网格的参数φ_c＝0.25％，K_f＝10D输入模拟器；μ_o＝2mPa.S，C_o＝3.2×10^-3MPa^-1等等(参见本实例的问题已知条件)。其中模拟器所用离散裂缝的宽度值为真实值，而非网格显示值。例如图5中网格系统显示的的离散裂缝C’A’M’为直线，显示的离散裂缝的 宽度为0，而油藏数值模拟器在正式测算时离散裂缝宽度值仍然用0.1m。 

第六步：用数值模拟器测算油藏开发过程中任一位置、任一时间的油气的分布。模拟器测算油藏流动过程时，需要求解大型方程组。因为没有极小网格的影响，测算过程的物质平衡误差得到有效控制(小于0.05％)，没有出现中断，完成了所有的开发环节的测算，包括10年的衰竭式开发过程，1年的注水开发过程，以及未来10年的生产预测；测算结果显示，注水井INJ-1以18m³/day注水41.1天，油井PROD-1见水，表明水驱前缘突破，但突破时间早于实测数据60天，用历史拟合法对油藏参数进行修改，最后扩大离散裂缝相邻网格中的微小裂缝的渗透性将其由300mD增加到450mD，测算的水驱油的突破时间为60.1天，与实测数据吻合。图8显示的是注水后2年的含水饱和度分布，灰度越深表示含水饱和度越高，图中体现了注入水由INJ-1井沿着大裂缝F1、F2快速推进到达生产井PROD-1的流动过程，所显示的油水分布规律在形态上与实内的物理模拟实验结果一致。 

第七步：对比图6和图8，图8所显示的测算结果更为合理，所以后续的开发方案调整基于图8制定。首先参考油藏的开发技术规范以及国内外相关油气藏的开采案例，设计了5个开发方案：(1)将PROD-1、INJ-1都作为生产井，用其它邻井注水驱油；(2)交替注水方案：将PROD-1作为注水井、INJ-1作为生产井开发；(3)INJ-1采用间歇式注水；(4)INJ-1注聚合物，增加注入水的粘度。对四个调整方案用模拟器进行测算，结果见图9，结果发现方案(1)效果最好，后续开采10年，增加产油量25010m³，相比不调整的开发方案的样增产油量16992m³，增加8081m³；方案(2)使得生产恶化，生产效果反而不及不调整方案；方案(3)能够在一定程度上改善开发效果，但相比方案(1)有明显差别；方案(4)略不及方案(1)，测算的生产10年新增产油量约为24011m³，但注聚合物的开发成本远高于注水，所以方案(4)明显不及方案(1)。最终采用方案(1)作为油藏后续的开采方案。 

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。 

Claims (8)

1.一种用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

第一步：按特征尺度将油藏储集体划分为连续介质和离散裂缝，即：将微小裂缝和基岩孔隙处理为连续介质，采用多重连续介质渗流模型描述；将天然大裂缝和压裂缝作为离散裂缝处理；

第二步：对油藏做岩层面网格剖分，为了消除离散裂缝网格化产生的极小网格，建立网格时暂且忽略裂缝厚度，用线段表示岩层面上的离散裂缝，线段与离散裂缝的迹线重合，然后建立岩层面网格，网格类型采用非结构四边网格，网格剖分法用Paving法，消除了岩层面上离散裂缝端部附近区域的极小网格以及离散裂缝相交区域的极小网格；

第三步：以岩层面网格为基础，建立油藏的三维网格；首先将岩层面网格映射到储层的其它层面上，由此得到的每一层面的网格剖分，并且每一层面的网格结构、网格数量、网格节点均相同；再将上下相邻层面的网格节点上下连接，得到非结构的六面体网格；

第四步：将测井地震、录井钻井、试井试油、实验测量方法测量的孔隙度、渗透率、原始饱和度、原始压力、岩石压缩系数、流体粘度的油藏参数赋到油藏网格系统中的每一网格单元，其中离散裂缝的宽度值用真实值，而非网格显示值，从而确保离散裂缝端点变形不降低测算结果的准确性；录入每口井的位置、生产层位、每天的产量和压力值；

第五步：先用历史拟合法校正输入模拟器的油藏参数，再使数值模拟器运用校正后的数据测算油藏开发过程中任一时间剩余储量的油气的分布，以及任一时刻油井的产量；

第六步：针对油藏当前剩余油气分布，编制油藏开发方案。

2.如权利要求1所述的利用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，对于三维油藏的离散裂缝，用系列的平板表示，与岩层面相交后的平面投影呈狭长的四边形，裂缝的端部呈方形，将每一层面上这些狭长四边形按对应点、对应边上下连接，三维油藏的离散裂缝形态得到进一步简化。

3.如权利要求1所述的利用用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，为消除极小网格，建立网格时暂且忽略裂缝厚度，对每一岩层面上的表示离散裂缝的狭长四边形，变形为用线段，线段与离散裂缝的迹线重合，然后再进行岩层面上的网格剖分，可消除油藏岩层面上的极小网格，包括离散裂缝端部附近区域的极小网格以及离散裂缝相交区域的极小网格。

4.如权利要求1所述的利用用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，根据油藏所具有的层特征，将油藏网格的建立分为两个阶段，以降低了网格剖分的难度：首先建立一岩层面的网格；然后将岩层面网格投影到每一层面，将上下相邻层位的对应点上下相连，从而得到三维油藏网格非结构六面体网格。

5.如权利要求1所述的利用用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，网格类型在层面上采用非结构四边形网格，三维空间采用非结构六面体网格。

6.如权利要求1所述的利用用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，岩层面网格剖分法选用Paving法。

7.如权利要求1所述的利用用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，在网格系统中离散裂缝因忽略了厚度值，所以显示厚度为0，但油藏数值模拟器真正测算时所用的离散裂缝宽度值为真实值，而非油藏网格所显示的宽度值。

8.如权利要求1所述的利用用离散裂缝线处理进行数模测算油藏流动状况的方法，其特征在于，测算离散裂缝油藏的渗流过程时，用到共轭梯度方法求解大型方程组；

(1)首先，输入X的初始值，即X＝X₀，计算R₀＝B-AX₀，令P₀＝R₀，k＝0，指定迭代计算结束条件，ε＞0，且置k＝0；

(2)计算

X_k+1＝Y_k+α_kP_k，R_k+1＝R_k-α_kAP_k；

(3)如果‖R_k+1‖＜ε，结束并输出计算结果X≈X_k+1；

(4)计算

P_k+1＝R_k+1+β_kP_k；

(5)置k＝k+1，转入(2)。

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