CN103400020B - 一种测算多条相交离散裂缝流动状况的油藏数值模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种测算多条相交离散裂缝流动状况的油藏数值模拟方法，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，将离散裂缝端点变形或忽略厚度简化为线段，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，确保变形处理不降低测算结果的准确性；忽略离散裂缝相交区的体积，建立离散裂缝在相交区域的流量公式；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、测算耗时长的问题，使这种技术能够测算实际全三维油藏开发的全过程，提高测算结果的准确性。

Description

一种测算多条相交离散裂缝流动状况的油藏数值模拟方法

技术领域

本发明属于油藏数值模拟技术领域，涉及一种离散裂缝相交区的点元处理以提高数模测算油藏流动状况的准确性，提高油藏开发效果。

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发现以来就存在而未彻底解决的一项技术难题。油藏数值模拟技术采用两种模拟方法，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为连续介质，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的最前沿技术。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，据此所测算油井产量往往出现很大误差。故传统的连续介质方法并不适用于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。

对于多条离散裂缝相交的情况，油藏模拟技术所面临的上述问题更为严重。多条离散裂缝相比单一离散裂缝更为复杂，油藏数值模拟更难。多条离散裂缝问题在裂缝性油藏中非常普遍，例如，地质构造作用形成的两组剪切裂缝；不同时期的地质构造作用产生不同方位的多组裂缝；重复压裂产生多期不同方位的压裂缝。测算真实裂缝性油藏的流动状况需要考虑多条裂缝相交的情况。

发明内容:

离散裂缝模型是研究裂缝性油藏最为先进的研究方法，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，提供一种测算多条相交离散裂缝流动状况的油藏数值模拟方法，以提高测算裂缝性油藏流动状况的准确性。

本发明实施例是这样实现的，一种测算多条相交离散裂缝流动状况的油藏数值模拟方法，以提高数模测算油藏流动状况的准确性，提高油藏开发效果。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，为了消除多条相交离散裂缝导致的油藏极小网格，需要在网格剖分之前，需要对岩层平面上的离散裂缝做简化预处理，可选以下2种方法其中之一：方法1：采用离散裂缝端点变形，将端点由方形变形为尖形；方法2：忽略离散裂缝的厚度，在岩层面上将其由狭长四边简化为线段。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。

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；

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，将模拟器中多条离散裂缝相相交区域的体积忽略，将其指定为0，而保持其渗透性，即将离散裂缝相交区域作为点处理。

第六步：建立多条相交离散裂缝在相交区域的流量公式。即油藏数值模拟器中与相交区域(已在第六步简化为点)相邻的离散裂缝网格过交点的流量采用本发明建立的新公式；

第七步：模拟器在测算油藏流动状况时需要求解大型方程组，求解方程组所用的方法采用共轭梯度法。

第八步：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；

第九步：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。

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，为了消除油藏网格系统中的极小网格，需要在网格剖分之前，对岩层平面上的离散裂缝做的简化预处理，可选以下2种方法其中之一：

方法1：采用离散端点变形消除离散裂缝端点附近部位的极小网格，将离散裂缝端部由方形变形为尖形，消除离散裂缝在端部的边界上的极小线段；

方法2：忽略离散裂缝的宽度，离散裂缝简化为线单元，消除离散裂缝端部边界以及多条离散裂缝相交区域边界上的极小线段，再进行岩层面上的网格剖分。

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，依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，从而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＝D-CX₀，令P₀＝R₀，k＝0，指定迭代计算结束条件，ε>0，且置k＝0；其中，C为系数矩阵，D为已知向量；C根据油田地层属性、网格个数、剖分方法确定，D根据所述第四步所列油藏参数确定；ε：共轭梯度算法计算过程中，根据油田和迭代计算情况自己定义的一个数值；

②计算 ${\∂}_k=\frac{R_k^T{R}_k}{P_k^T{\mathrm{CP}}_k},X_{k+1}=X_k+{\∂}_k{P}_k,R_{k+1}=R_k-{\∂}_k{\mathrm{CP}}_k$

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，P_k为第k个单元格的压力；

⑤置k＝k+1,转入②

⑥当k等于网格数的最大值时，结束计算。

进一步，第六步建立多条相交离散裂缝在相交区域的流量公式采用本发明建立的新公式(见公式(1)～(2))：，任一单元a∈{i¹,i²...,iⁿ}与另一单元b∈{i¹,i²...,iⁿ},a≠b之间的流量q_ab，其中，i：代表方向，iⁿ：为i方向的第n个单元格；

$q_{ab}=\frac{T_a{T}_b}{T_1+T_2+...+T_n}(P_a-P_b)=\frac{T_a{T}_b}{T_s}(P_a-P_b)---\left(1\right)$

式中，T_a：a单元格的传导率系数；T_b：b单元格的传导率系数；

P_a：a单元格的压力；P_b：b单元格的压力；

其中：

$\begin{array}{cc}{T}_s=T_1+T_2+...+T_n=\underset{k=1}{\overset{N}{\&Sigma;}}{T}_k& T_k={\left(\frac{KA}{B\mathrm{\&mu;}}\right)}_{i^K}\end{array}$

式中，T_k：i方向第k个单元格的传导率；B：压缩系数；A：渗流面积；μ：粘度系数；i^k：为i方向第k个单元格；

对于多相流动可取：

$q_{lab}=\frac{T_a{T}_b.upstream\left(k_{ra},k_{rb}\right)}{T_1+T_2+\mathrm{...}+T_n}\left(P_{la}-P_{lb}\right)=upstream\left(k_{ra},k_{rb}\right)\frac{T_a{T}_b}{T_s}\left(P_{la}-P_{lb}\right)$

其中

式中，q_lab：三相中的某一相在a单元格与b单元格之间的流量，其中l代表油、气、水三相中的某一相；k_ra：a单元格的相对渗透率；k_rb：b单元格的相对渗透率；P_la：a单元格中某一相的压力；P_lb：b单元格中某一相的压力。

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，最终解决了多条离散裂散相交的油藏数值模拟技术所面临的技术难题，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用于裂缝性油藏三维数值模拟的测算，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：

本发明可以通过改变离散裂缝端点形态后再进行油藏网格剖分，并且不影响油藏数值模拟的计算结果。由此可得到以下结果：

(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。总之本专利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三维油藏的测算，显著提高测算油藏流动状况的准确性；

(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。一方面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；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，就能提高油藏开采效果，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：油藏离散裂缝的示意图；

图2：N条相交的离散裂缝的网格示意图；

图3：N条相交的离散裂缝线段化处理后的网格示意图；

图4：两条离散裂缝相交及线段化处理示意图；

图5：典型的两条相交离散裂缝用线段化处理后的网格剖分；

图6：实例油藏示意图；

图7：本发明方法测算油藏的在2010年的油气饱和度；

图8：常规的方法测算油藏的在2010年的油气饱和度；

图9：按本发明测算结果提出的调整方案与旧方案的对比；

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。

如图1显示的是油藏离散裂缝的图；如图2显示的是N条相交的离散裂缝的网格图；如图3显示的是N条相交的离散裂缝线段化处理后的网格图；如图4显示的是两条离散裂缝相交及线段化处理图；

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。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。

第二步：对油藏做岩层面网格剖分，为了消除多条相交离散裂缝导致的油藏极小网格，需要在网格剖分之前，需要对岩层平面上的离散裂缝做简化预处理。方法1：采用离散裂缝端点变形，将端点由方形变形为尖形；方法2：忽略离散裂缝的厚度，在岩层面上将其由狭长四边简化为线段。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。

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；

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，将模拟器中多条离散裂缝相相交区域的体积忽略，将其指定为0，而保持其渗透性，即将离散裂缝相交区域作为点处理。

第六步：建立多条相交离散裂缝在相交区域的流量公式。即油藏数值模拟器中与相交区域(已在第六步简化为点)相邻的离散裂缝网格过交点的流量采用本发明建立的新公式：

任一单元a∈{i¹,i²...,iⁿ}与另一单元b∈{i¹,i²...,iⁿ},a≠b之间的流量q_ab，其中，i代表方向，iⁿ：为i方向的第n个单元格；

$q_{ab}=\frac{T_a{T}_b}{T_1+T_2+...+T_n}(P_a-P_b)=\frac{T_a{T}_b}{T_s}(P_a-P_b)---\left(1\right)$

式(1)中，T_a：a单元格的传导率系数；T_b：b单元格的传导率系数；P_a：a单元格的压力；P_b：b单元格的压力；

其中：

$\begin{array}{cc}{T}_s=T_1+T_2+...+T_n=\underset{k=1}{\overset{N}{\&Sigma;}}{T}_k& T_k={\left(\frac{KA}{B\mathrm{\&mu;}}\right)}_{i^K}\end{array}$

式中，T_k：i方向第k个单元格的传导率；B：压缩系数；A：渗流面积；μ：粘度系数；i^k：为i方向第k个单元格；

对于多相流动可取：

$q_{lab}=\frac{T_a{T}_b.upstream\left(k_{ra},k_{rb}\right)}{T_1+T_2+\mathrm{...}+T_n}\left(P_{la}-P_{lb}\right)=upstream\left(k_{ra},k_{rb}\right)\frac{T_a{T}_b}{T_s}\left(P_{la}-P_{lb}\right)---\left(2\right)$

其中

式(2)中，q_lab：三相中的某一相在a单元格与b单元格之间的流量，其中l代表油、气、水三相中的某一相；k_ra：a单元格的相对渗透率；k_rb：b单元格的相对渗透率；P_la：a单元格中某一相的压力；P_lb：b单元格中某一相的压力。

第七步：模拟器在测算油藏流动状况时需要求解大型方程组，求解方程组所用的方法采用共轭梯度法：

①首先，输入X的初始值，即X＝X₀，计算，令P₀＝R₀，k＝0，指定迭代计算结束条件，ε>0，且置k＝0；其中，C为系数矩阵，D为已知向量；C根据油田地层属性、网格个数、剖分方法确定，D根据所述第四步所列油藏参数确定；ε：共轭梯度算法计算过程中，根据油田和迭代计算情况自己定义的一个数值；

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，P_k为第k个单元格的压力；

⑤置k＝k+1,转入②

⑥当k等于网格数的最大值时，结束计算。

第八步：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；

第九步：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。

下面结合附图和具体实施例对本发明的技术方案作进一步详细地说明：

图6为一裂缝性油藏某一油藏区块，该油藏地层构造平缓，共有五口油井，即TS-1井、TS-2井、TS-3井、TS-4井、TS-5井、TS-6井。三维高精度地震和示踪剂测试发现井间具有高导流能力的大尺度天然裂缝通道，按规模大小可分2个级别：I类F1、F2、F3、F4为大型天然裂缝，受到一定程度溶蚀，平均导流能力W_c×K_c＝12D.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，平均孔隙度为φ_f＝0.25；II类天然大裂缝地震不能识别，但通过井间扰试井和示踪剂测试能够识别，导流能力W_c×K_c＝6D.cm，W_c＝6cm，孔隙度为φ_c＝0.25。天然大裂缝。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＝60mD，基岩孔隙的孔隙度12％，平均渗透率为K_m＝2.2mD。原油地下粘度为μ_o＝6mPa.S，相对密度为γ_o＝0.834，压缩系数为C_o＝2.4×10^-3MPa^-1，饱和压力28MPa；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＝44MPa，原始含水饱和度微小裂缝为S_wi,f＝0.18、基岩孔隙S_wi,m＝0.34。TS-1井、TS-2井、TS-3井2001年投产，初期井底静压42MPa，以30m³/Day生产3年后调整为15m³/Day左右生产1年，油井气油比开始由320sm³/sm³大幅上升，表明井底流压降至饱和压力以下,达1200sm³/sm³后通过降低产量进行控制，目前油产量为10m³/day。；TS-4井、TS-5井于2005年投产，初期井底静压31MPa，以20m³/day生产，2个月后油井气油比大幅上升，表明井底压力降至饱和压力之下，目前以15m³/day生产；TS-6井于2006年投产，初期井底静压35MPa，以20m³/Day生产2年、然后以15m³/Day生产4年油井气油比开始上升。该区块的生产特征表明，油藏边底水能量弱，当前控制油井产量保持油藏压力均衡下降尤其关键、防止油藏因过早脱气增加原油粘度而降低油藏最终采收率，后续开发方案的调整重点在于优化油井产量，这就需要采用油藏数值模拟技术准确地测算油藏的流动状况。

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8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1.5D，孔隙度1.7％；没有大裂缝经过的网格裂缝渗透率60m，孔隙度为1.52％，基岩渗透率2.2mD，孔隙度12％。然后用双重介质的模拟器测算，测算结果显示TS-1井、TS-2井、TS-3井投产大约2.5年井底产气，与油井实际状况相差很大(4年井底产气)；TS-4井2005年投产后3年井底产气，与实际计量的2个月相差很大；TS-6井与实测接近4.3年井底见气。另外图8所显示的油气剩余分布与油藏的生产动态规律存在多项矛盾。总之上述方法的测算结果与油藏的实际情况不附合，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、F3、F4以及其它II类天然大裂缝两端以及它们的相交部位都产生极小网格，测算过程中出现很大的物质平衡误差，导致在测算油藏第3年(2004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、F3、F4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12D；将II类天然大裂缝处理为离散裂缝、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6D；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，为了消除极小网格，对离散裂缝做变形处理，在此采用线段化处理方式，即建立油藏网格时，忽略离散裂缝的厚度，将岩层面上的离散裂缝用线段来表示。在此用图5来概括图6中相交的离散裂缝的变形处理。确定线段CD的中点C’，AB中点A’，HG的中点G’，EF的中点E’,然后将A’、E’相连，C’、G’相联接，删除AE、BF、CH、DG、AB、EF、GH、CD八条线段，这样离散裂缝的变形为两条线段即：A’E’、C’G’。。对于任两点j,k取其中点i采用如下公式：

$(X_i=\frac{X_j+X_k}{2},Y_i=\frac{Y_1+Y_2}{2})$

式中X_i-表示i点的x坐标(i＝A',C',E',G')，Y_i-表示i点的y坐标。

然后用同样的方法处理其它所有离散裂缝。

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，其网格边界与离散裂缝相重合的所有边界将作为离散裂缝网格。在油藏层面上的网格系统中，离散裂缝的网格在视觉上表现为某些双重介质区域网格块的边界，但从物理意义上，这些线段具有独立的压力、饱和度、厚度、面积等等常规网格块的所有属性。

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；

第五步：确定模拟器中离裂缝在相交区域的流量公式。实例中只有两条离散裂缝相交的情况，将两条裂缝分别命名为I和J，完成网格剖分之后，与网格i相邻的网格有四个，即i-1，i+1，j-1，j+2。i与i-1的接触面为i-1/2，i与i+1的接触面为i+1/2，i与j-1的接触面为j-1/2，i与j+1的接触面为j+1/2。忽略i的体积，保留其渗透性。I网格作为点处理之后，i-1就直接与i+1、i-1，j-1，j+1直接连通。计算相交区的流量问题转化如何确定界面i-1/2，i+1/2，j-1/2，j+1/2的流量。根据公式(1)～(2)：

$q_{i-1/2}=\frac{T_{i-1}{T}_{i+1}}{T_s}\left(P_{i-1}-P_{i+1}\right)+\frac{T_{i-1}{T}_{j+1}}{T_s}\left(P_{i-1}-P_{j+1}\right)+\frac{T_{i-1}{T}_{j-1}}{T_s}\left(P_{i-1}-P_{j-1}\right)---\left(3\right)$

$q_{i+1/2}=\frac{T_{i+1}{T}_{i-1}}{T_s}\left(P_{i+1}-P_{i-1}\right)+\frac{T_{i+1}{T}_{j+1}}{T_s}\left(P_{i+1}-P_{j+1}\right)+\frac{T_{i+1}{T}_{j-1}}{T_s}\left(P_{i+1}-P_{j-1}\right)---\left(4\right)$

$q_{j-1/2}=\frac{T_{j-1}{T}_{i+1}}{T_s}\left(P_{j-1}-P_{i+1}\right)+\frac{T_{j-1}{T}_{i+1}}{T_s}\left(P_{j-1}-P_{j+1}\right)+\frac{T_{j-1}{T}_{i-1}}{T_s}\left(P_{j-1}-P_{i-1}\right)---\left(5\right)$

$q_{j+1/2}=\frac{T_{j+1}{T}_{i-1}}{T_s}\left(P_{j+1}-P_{i-1}\right)+\frac{T_{j+1}{T}_{i+1}}{T_s}\left(P_{j+1}-P_{j+1}\right)+\frac{T_{j+1}{T}_{i-1}}{T_s}\left(P_{j+1}-P_{i-1}\right)---\left(6\right)$

公式(3)～(6)中符号说明

-传导率系数；P-压力；∑q_m,k-网格k与连续介质区域的流体交换量；

V-高速渗流通道网格单元的体积；ρ-流体密度；φ孔隙度；t-时间；

第六步：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＝1.5％,K_f＝60mD；基岩参数φ_m＝12％,K_m＝2.2mD；大裂缝网格的参数φ_c＝0.25％,K_c＝12D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。网格系统显示的离散裂缝F1、F2、F3、F4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。

第七步：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11年的衰竭式开发过程，以及未来10年的生产预测；测算结果显示：TS-1井、TS-2井、TS-3井投产大约4.1年井底产气；TS-4井2005年投产后3个月井底产气；TS-6井与实测接近4.1年井底见气，上述结果与油井的实际计量结果相近，在油藏开发的行业规范内对渗透率稍弱修改，还可进一步提高测算的准确性。

图7显示的是油藏于2010年的天然气饱和度分布图。根据测算的油气饱和度变化规律，油藏的原始地层压力为42MPa，TS-1井、TS-2井、TS-3井投产后生产4年，因为离散裂缝将TS-4、TS-5井处的油层连通，生产过程中这些区域压力几乎与这三个井的井底压力同步下降，因大裂缝具有高导流性，使得压力下降的幅度几乎相当。当生产至2005年时TS-1井、TS-2井、TS-3井3井的井底流压降至饱和压力(28MPa)之下，当TS-4、TS-5井位处的压力也接近于该值，所以投产后不到2月井底就产气。然后TS-6因为没有大裂缝与这连通，所以受前5口油井的影响相对较低，当2006年该井投产时，井底地层仍保持了35MPa的较高压力，以至后续开发了6年油井井底才开始见气。所以本发明所用的方法说明测算结果正确地反映了油藏的开发特征。

第七步：对比图7和图8，图7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7的剩余油气分布而制定。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2个开发方案：方案1保持当前配产方式不改变，即TS-1井、TS-2井、TS-3配产10m³/day，TS-4井、TS-5井、TS-6井配产15m³/day；方案2将TS-1井、TS-2井、TS-3、TS-4井、TS-5井作为井组统一配产，后续配产12m³/day，TS-6井配产15m³/day。这两个生产方案用模拟器进行测算，结果见图9，结果发现方案(2)效果最好，后续开采10年，方案1新增累产油250000方，方案2新增累产油280000，方案2比方案2能增加产油量30000m³。气油比值降低14％(见图9)。因方案(2)优于方案(1)，最后作为油藏后续的开采方案。

以上所述，仅为本发明最佳实施方式，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明披露的技术范围内，可显而易见地得到的技术方案的简单变化或等效替换均落入本发明的保护范围内。

Claims (4)

1.一种测算多条相交离散裂缝流动状况的油藏数值模拟方法，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，为了消除多条相交离散裂缝导致的油藏极小网格，需要在网格剖分之前，需要对岩层平面上的离散裂缝做简化预处理,可选以下2种方法其中之一：方法1：采用离散裂缝端点变形，将端点由方形变形为尖形；方法2：忽略离散裂缝的厚度，在岩层面上将其由狭长四边简化为线段；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；

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；

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数值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采用真实值，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，将模拟器中多条离散裂缝相相交区域的体积忽略，将其指定为0，而保持其渗透性，即将离散裂缝相交区域作为点处理；

第七步：建立多条相交离散裂缝在相交区域的流量公式；即油藏数值模拟器中与相交区域相邻的离散裂缝网格过交点的流量公式；

第八步：模拟器在测算油藏流动状况时需要求解大型方程组，求解方程组所用的方法采用共轭梯度法；

第九步：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；

第十步：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所述的方法，其特征在于，为了消除油藏网格系统中的极小网格，需要在网格剖分之前，对岩层平面上的离散裂缝做的简化预处理，可选以下2种方法其中之一：

方法1：采用离散端点变形消除离散裂缝端点附近部位的极小网格，将离散裂缝端部由方形变形为尖形，消除离散裂缝在端部的边界上的极小线段；

方法2：忽略离散裂缝的宽度，离散裂缝简化为线单元，消除离散裂缝端部边界以及多条离散裂缝相交区域边界上的极小线段，再进行岩层面上的网格剖分。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，第七步建立多条相交离散裂缝在相交区域的流量公式采用以下公式：

任一单元a∈{i¹,i²...,iⁿ}与另一单元b∈{i¹,i²...,iⁿ},a≠b之间的流量q_ab，i代表方向，iⁿ：为i方向的第n个单元格；

$q_{ab}=\frac{T_a{T}_b}{T_1+T_2+\mathrm{...}+T_n}(P_a-P_b)=\frac{T_a{T}_b}{T_s}(P_a-P_b)$

式中，T_a：a单元格的传导率系数；T_b：b单元格的传导率系数；P_a：a单元格的压力；P_b：b单元格的压力；

其中：

$T_s=T_1+T_2+\mathrm{...}+T_n=\underset{k=1}{\overset{n}{\&Sigma;}}{T}_k,T_k={\left(\frac{KA}{B\mathrm{\&mu;}}\right)}_{i^K}$

式中，T_k：i方向第k个单元格的传导率；B：压缩系数；A：渗流面积；μ：粘度系数；i^k：为i方向第k个单元格；

对于多相流动可取：

$q_{lab}=\frac{T_a{T}_b.upstream(k_{ra},k_{rb})}{T_1+T_2+\mathrm{...}+T_n}(P_{la}-P_{lb})=upstream(k_{ra},k_{rb})\frac{T_a{T}_b}{T_s}(P_{la}-P_{lb})$

其中

式中，q_lab：三相中的某一相在a单元格与b单元格之间的流量，其中l代表油、气、水三相中的某一相；k_ra：a单元格的相对渗透率；k_rb：b单元格的相对渗透率；P_la：a单元格中某一相的压力；P_lb：b单元格中某一相的压力。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，第八步，对离散裂缝油藏数值模型所形成的方程组采用共轭梯度算法：

①首先，输入X的初始值，即X＝X₀，计算R₀＝D-CX₀，令P₀＝R₀，k＝0，指定迭代计算结束条件，ε>0，且置k＝0；其中，C为系数矩阵，D为已知向量；C根据油田地层属性、网格个数、剖分方法确定，D根据所述第四步所列油藏参数确定；ε：共轭梯度算法计算过程中，根据油田和迭代计算情况自己定义的一个数值；

②计算 ${\&part;}_k=\frac{R_k^T{R}_k}{P_k^T{\mathrm{CP}}_k},X_{k+1}=X_k+{\&part;}_k{P}_k,R_{k+1}=R_k-{\&part;}_k{\mathrm{CP}}_k$

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，P_k为第k个单元格的压力；

⑤置k＝k+1,转入②

⑥当k等于网格数的最大值时，结束计算。