CN105631078B - 天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，该方法包括：根据研究需要确定油藏数值模拟研究区域，建立研究区域边界轨迹文件；并根据地质情况，形成不同尺度裂缝信息文件；将模拟区域边界范围内裂缝进行分类；将网格单元进行分类；以步骤3得到的网格单元为基础，建立油藏数值模拟静态模型；获取各类网格的网格单元属性；以及以各网格单元属性为基础，建立油藏模拟模型。该天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法更接近真实地反映实际的地质情况，准确描述不同级别的裂缝及发育程度不同的裂缝在空间上的分布特征，从而最大程度上保证了地质模型的可靠性及油藏数值模拟结果的准确性。

Description

天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法。

背景技术

天然裂缝性储层非均质性极强，存在着基质、天然微裂缝和天然大裂缝等多尺度的不同渗透能力的介质空间，从而使这类油藏的地质模型正确表征变得复杂，如何正确描述和模拟裂缝的性能，一直是油藏数值模拟领域的难题。目前商用油藏数值模拟软件基于裂缝在空间上的连续分布特征开发出了双孔隙、双渗透模拟方法，但是研究发现，这种处理方法在模拟具有很强非均质性和不连续性的裂缝网络情况下往往失效，不能准确描述油藏流体流入和流出在不同方向的流动情况。上世纪九十年代，针对大尺度裂缝地质建模与数值模拟提出了一种离散裂缝数值模拟方法，在裂缝性油藏描述方面取得了良好的效果。但是这种处理方法在裂缝分布较密集的情况下，处理有关裂缝的运算开支非常庞大，实际上并不是每条裂缝都必须处理为离散裂缝，目前仍处于探索阶段，还没有出现一款成熟的商业油藏数值模拟软件。为此我们发明了一种新的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种根据地质模型单元属性特点选择相应介质模型的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，该天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法包括：步骤1，根据研究需要确定油藏数值模拟研究区域，建立研究区域边界轨迹文件；并根据地质情况，形成不同尺度裂缝信息文件；步骤2，将模拟区域边界范围内裂缝进行分类；步骤3，将网格单元进行分类；步骤4，以步骤3得到的网格单元为基础，建立油藏数值模拟静态模型；步骤5，获取各类网格的网格单元属性；以及步骤6，以各网格单元属性为基础，建立油藏模拟模型。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，每条裂缝信息文件包括：裂缝编号、裂缝段数、每段裂缝的开度和相应的裂缝轨迹数据。

在步骤2中，以油藏数值模拟中事先定义的网格尺寸为约束条件，并根据储集层中裂缝的尺度特征，将模拟区域边界范围内裂缝进行分类，并进一步确定对流体流动方向有影响的大尺度裂缝分布并调整其轨迹信息。

在步骤2中，将模拟区域边界范围内裂缝进行分类的标准为：裂缝长度/网格尺寸<＝1为小尺度裂缝，裂缝长度/网格尺寸>1为大尺度裂缝。

步骤3包括:

进行非结构网格剖分，剖分后形成的网格分两类，一类是“油藏”网格单元，另一类是“离散裂缝”网格单元；

确定“油藏”网格单元中的“双重介质”网格单元，而“油藏”网格单元的其它网格单元保持为“单孔隙”网格单元；以及

根据小尺度裂缝在“孔隙度”或“渗透率”上的贡献，进一步将“双重介质”网格单元划分为“双孔隙”或“双渗透”网格单元。

在进行非结构网格剖分时，根据步骤1中的模拟区域边界轨迹和步骤2中得到的各条裂缝信息数据，采用非结构四边形网格预处理器进行以大尺度裂缝轨迹为约束条件的非结构网格剖分，其中所有离散裂缝网格宽度和与之相对应的实际裂缝开度相等，其方向与实际裂缝方向一致。

在步骤5中，对步骤3中得到的各条大尺度裂缝穿过的“离散裂缝”网格单元的渗流边界进行渗透率修正(等效)并形成离散裂缝属性文件，其中渗透率修正(等效)用以下公式表示：

渗透率＝(裂缝开度)²/12，其中：裂缝开度的单位为微米，渗透率单位为达西。

在步骤5中，以步骤3中得到的网格为基础，应用渗透率修正(等效)的方法获得每条小尺度裂缝的等效渗透率，进而得到小尺度裂缝所在“双重介质”网格单元的“裂缝”网格单元的等效渗透率。

步骤5中，以油藏不含裂缝的岩心渗透率资料为基础，为“单孔隙”网格单元和“双孔隙”网格单元的“基质”网格单元赋值渗透率，形成基质渗透率属性文件。

在步骤6中，以步骤5中得到的“离散裂缝”网格单元、“双重介质”网格单元和“单孔隙”网格单元属性为基础，建立油藏模拟模型，油藏模拟模型包括输入/输出控制参数、流体物性参数和注采井生产控制参数。

本发明中的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，属于油田开发理论研究领域，首先，根据裂缝性油藏不同尺度裂缝在空间上分布或发育特征，将裂缝性油藏地质模型网格划分为双重介质单元或离散裂缝网格单元，进而根据地质模型网格单元的属性特点自动选择相应的单孔隙、双孔隙或双渗透和离散裂缝模型的油藏数值模拟方法。这种充分结合单单孔隙、双重介质和离散裂缝模型优点的处理方法称为自适应介质数值模拟方法。这种介质模型的处理方法更接近真实地反映实际的地质情况，准确描述不同级别的裂缝及发育程度不同的裂缝在空间上的分布特征，从而最大程度上保证了地质模型的可靠性及油藏数值模拟结果的准确性。

本发明针对现有技术的模拟问题，经过研究，本发明根据裂缝的属性特点选择相应双孔隙或双渗透模型、离散裂缝模型，在模型中的其余部分，即非裂缝发育区域网格单元可以采用传统的单孔隙模拟方法。在地质模型网格单元剖分方面，本发明应用以大裂缝轨迹为约束条件的非结构网格剖分，充分反映大裂缝的实际空间分布特征，对传统的油藏数值模拟软件进行改进，使其具有非结构网格处理功能和自适应介质处理功能，采用改进后的油藏数值模拟软件对上述建立的地质模型进行模拟，在保障地质模型可靠的前提下，进一步提高油藏数值模拟结果可靠性。

附图说明

图1为本发明的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法的一具体实施例的流程图；

图2为油藏模型区域边界和模型区域内发育若干裂缝的分布图；

图3为自适应介质网格剖分图；

图4为注水井、生产井位置图；

图5为自适应介质模拟的结果图；

图6为离散裂缝模拟的结果图；

图7为双重介质模拟的结果图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法的流程图。

在步骤101，根据研究需要确定油藏数值模拟研究区域，建立研究区域边界轨迹文件；并根据地质情况，形成不同尺度裂缝信息文件，每条裂缝信息文件包括：裂缝编号、裂缝段数、每段裂缝的开度和相应的裂缝轨迹数据。流程进入到步骤102。

在步骤102，以油藏数值模拟中事先定义的网格尺寸为约束条件，并根据储集层中裂缝的尺度特征，将模拟区域边界范围内裂缝进行分类，以人机交互方式进一步确定对流体流动方向有影响的大尺度裂缝分布并调整其轨迹信息。在一实施例中，将模拟区域边界范围内裂缝进行分类的标准如下：

①「小尺度裂缝：裂缝长度/网格尺寸<＝1

②「大尺度裂缝：裂缝长度/网格尺寸>1。

流程进入到步骤103。

在步骤103，将网格单元进行分类。根据步骤101中的模拟区域边界轨迹和步骤102中得到的各条裂缝信息数据，采用非结构四边形网格预处理器进行以大尺度裂缝轨迹为约束条件的非结构网格剖分，剖分后形成的网格分两类，一类是“油藏”网格单元，另一类是“离散裂缝”网格单元，其中所有离散裂缝网格宽度和与之相对应的实际裂缝开度相等，其方向与实际裂缝方向一致。

以得到的网格单元为基础，根据步骤102中得到的各条小尺度裂缝轨迹数据，确定“油藏”网格单元中的“双重介质”网格单元，而“油藏”网格单元的其它网格单元保持为“单孔隙”网格单元；根据小尺度裂缝在“孔隙度”或“渗透率”上的贡献，进一步将“双重介质”网格单元划分为“双孔隙”或“双渗透”网格单元。流程进入到步骤104。

在步骤104，以步骤103得到的网格单元为基础，建立油藏数值模拟静态模型。流程进入到步骤105。

在步骤105，获取网格单元属性。对步骤103中得到的各条大尺度裂缝穿过的“离散裂缝”网格单元的渗流边界进行渗透率修正并形成离散裂缝属性文件，其中渗透率修正用以下公式表示：

渗透率＝(裂缝开度)²/12，其中：裂缝开度的单位为微米，渗透率单位为达西；而“离散裂缝”网格单元属性文件具有以下格式：

上面的5行数据形成了一个“离散裂缝”网格单元属性示例文件。其中，关键字FRACCELL为“离散裂缝”网格单元编号；关键字PERM_X、PERM_Y和PERM_Z分别表示“离散裂缝”网格单元的“X”方向渗透率、“Y”方向渗透率和“Z”方向的渗透率；第二至五行的数据分别对应第一行的关键字信息，直至包含油藏模型中的所有“离散裂缝”网格单元信息。

以步骤103中得到的网格为基础，应用上面的方法获得每条小尺度裂缝渗透率，进而得到小尺度裂缝所在“双重介质”网格单元的“裂缝”网格单元渗透率；以油藏不含裂缝的岩心渗透率资料为基础，为“单孔隙”网格单元和“双孔隙”网格单元的“基质”网格单元赋值渗透率，形成基质渗透率属性文件。流程进入到步骤106。

在步骤106，以步骤105中得到的“离散裂缝”网格单元、“双重介质”网格单元和“单孔隙”网格单元属性为基础，采用常规油藏模拟模型建立方法与步骤，建立油藏模拟模型，油藏模拟模型包括输入/输出控制参数、流体物性参数和注采井生产控制参数；对传统的油藏数值模拟软件进行改造，使改造后的油藏数值模拟软件具有非结构网格处理功能和自适应介质处理功能，然后采用自适应介质数值模拟软件，运算得到的油藏模拟模型，则能够接近真实的反映储层实际裂缝发育特征对开发效果的影响。

应用本发明的一具体实施例中，图2是一个油藏模型区域边界和模型区域内发育若干尺度不同裂缝的分布图。油藏模型区域边界轨迹由线段AB、BC、CD、DA所构成，点A、B、C、D的坐标依次为A(0,0)，B(500,0)，C(500,500)，D(0,500)。设定模型剖分网格尺寸为15米，将每条裂缝的长度分别与网格剖分尺寸相比较，确定模型区域范围内由8条大尺度裂缝和若干小尺度裂缝构成。其中8条大尺度裂缝的轨迹线段分别为EF、GH、IJ、KL、MN、OP、WS、XY，各点坐标依次为E(12.5,274.7)，F(206,14.1)、G(20.5,236.4)，H(200,268.5)，I(157.3,241.7)，J(261.3,454)，K(67.8,450)，L(166,336)、M(103,39)，N(295,193)，O(345,167)，P(421,409)，W(336,218)，S(437,152)，X(422,365)，Y(227,430)。在每条大尺度裂缝轨迹线段附近发育若干小尺度裂缝，由于全部的小尺度裂缝轨迹数量较多，这里坐标数据略写，其轨迹线段如图2所示。

基于上述模型区域边界数据和大尺度裂缝轨迹线段数据，应用专门的数值模拟预处理软件进行非结构四边形网格剖分。其中，大尺度裂缝轨迹穿过的网格为“离散裂缝”网格单元，而其它网格暂时被确定为“油藏”网格单元。确定小尺度裂缝轨迹线段在剖分模型区域的空间位置，并将其穿过的网格单元定义为“双重介质”网格单元，则“油藏”网格中的非裂缝网格保持为“单孔隙”网格单元。在本例子中，设定全部的小尺度裂缝对流体流动提供渗流通道又原油提供储集空间，即“双重介质”网格单元处理为“双渗透”网格单元；剖分后的网格及网格单元性质如图3所示，模型包含1层2481个网格块，其中“离散裂缝”网格单元193个，“双渗透”网格单元968个和1320个“单孔隙”网格单元。

应用大尺度裂缝的开度属性计算相应裂缝所穿过的“离散裂缝”网格单元渗透率。模型中8条大尺度裂缝的开度分别为：裂缝EF的开度为100微米，裂缝GH的开度为120微米，裂缝IJ的开度为180微米，裂缝KL的开度为200微米，裂缝MN的开度为210微米，裂缝OP的开度为230微米，裂缝WS的开度为260微米，裂缝XY的开度为300微米，从而得到裂缝EF的渗透率为833.3达西，裂缝GH的渗透率为1200达西，裂缝IJ的渗透率为2700达西，裂缝KL的渗透率为3333.3达西，裂缝MN的渗透率为3675达西，裂缝OP的渗透率为4408.3达西，裂缝WS的渗透率为5633.3达西，裂缝XY的渗透率为7500达西。将本过程获得的每条裂缝的渗透率与其穿过的“离散裂缝”网格单元共同组成地质静态模型的离散裂缝单元属性。

在静态地质建模时，本例子中设定全部的小尺度裂缝开度为60微米，因而得到“双渗透”网格单元中的“裂缝”网格渗透率为300达西；而“单孔隙”网格单元和“双渗透”网格单元的“基质”网格单元渗透率取1.0毫达西，孔隙度取0.3，油层总厚度取10米，初始含油饱和度取0.8，初始含水饱和度为0.2，在地层条件下油、水黏度分别为3mPa·s和为1mPa·s，地层压力取31.5MPa。

一口注水井和一口生产井的位置如图4所示，注水井以每天35立方米的速度注水，注水井的最大井底流压限制为40MPa，生产井以每天35立方米的产液量进行定液量生产，生产井的最小井底流压限制为17MPa，极限含水率为0.98。应用具有非结构网格处理功能和自适应介质处理功能的数值模拟软件对上述建立的模型进行运算，计算结果如图5所示。结果表明：大尺度裂缝控制了水的流动方向，对饱和度的分布具有控制作用，小尺度裂缝扩展了油藏注入水的波及范围。在本例中，注入井和生产井均位于“离散裂缝”网格单元上，模拟计算55天后，油藏注入水沿着大尺度裂缝推进到生产井；模拟计算158天后，有1354个网格单元含水饱和度大于0.2，其中“离散裂缝”网格193个，“双渗透”网格单元951个，“单孔隙”网格单元212个。

另外，若只关注大尺度裂缝对流体流动方向的控制作用，其余模型参数与前面实例中的情况一致。模拟计算结果表明，油藏注入水在大尺度裂缝内迅速推进，模拟计算21天后，生产井含水达到90％以上；除此之外的一个显著差别在于大尺度裂缝KL在整个模拟时间内未受到油藏注入水的波及(饱和度分布的模拟计算结果如图6所示)。显然这种关注大尺度裂缝对流体流动方向的控制作用而忽视小尺度裂缝的对流体运动的控制作用并不能反映油藏中实际裂缝分布对饱和度分布的控制作用。

此外，采用商用双重介质模拟器对具有上述裂缝发育特征的油藏静态模型进行了模拟运算，建立地质模型过程中使用的模型参数与前面实例中的情况一致，饱和度分布的模拟计算结果如图7所示。模拟计算结果表明，将全部的裂缝均处理为双重介质的情况下，生产井510天后见水，此时大尺度裂缝MN、WS和OP对流体流动方向没有起到任何作用。显然这种仅依靠“双重介质”的模拟方法，严重忽视了大尺度裂缝对流体流动方向的控制作用的模拟方法并不能真实地反映实际的油藏地质情况，只有在建模过程中同时考虑大尺度裂缝和小尺度裂缝在空间上的分布特征的自适应介质处理方法，才能保障数值模拟结果的准确性。

本发明针对传统的天然裂缝性油藏双重介质模型表征方法都不能有效准确表征裂缝性油藏基质、天然微裂缝和天然大裂缝等多尺度的具有不同储集、渗透能力的复杂介质技术难题，提出了“一种根据裂缝性油藏地质模型单元属性特点自动选择相应的单孔隙、双双孔隙或双渗透和离散裂缝模型”的自适应介质模型油藏数值模拟方法。采用此数值模拟方法，能更接近真实地反映实际的地质情况，在保证模拟模型可靠性的前提下提高油藏数值模拟结果的可靠性，进而为油田开发方案的设计、调整与优化提供合理的参考依据。

Claims (4)

1.天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，其特征在于，该天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法包括：

步骤1，根据研究需要确定油藏数值模拟研究区域，建立研究区域边界轨迹文件；并根据地质情况，形成不同尺度裂缝信息文件；

步骤2，将模拟区域边界范围内裂缝进行分类；

步骤3，将网格单元进行分类；

步骤4，以步骤3得到的网格单元为基础，建立油藏数值模拟静态模型；

步骤5，获取各类网格的网格单元属性；以及

步骤6，以各网格单元属性为基础，建立油藏模拟模型；

所述步骤3包括:进行非结构网格剖分，剖分后形成的网格分“油藏”网格单元，“单孔隙”网格单元，“双渗透”或“双孔隙”网格单元，“离散裂缝”网格单元；

在步骤5中，对步骤3中得到的各条大尺度裂缝穿过的“离散裂缝”网格单元的渗流边界进行渗透率修正等效并形成离散裂缝属性文件，其中渗透率修正等效用以下公式表示：渗透率=（裂缝开度）²/12，其中：裂缝开度的单位为微米，渗透率单位为达西；

以步骤3中得到的网格为基础，应用渗透率修正等效的方法获得每条小尺度裂缝的等效渗透率，进而得到小尺度裂缝所在“双重介质”网格单元的“裂缝”网格单元的等效渗透率；

在步骤2中，以油藏数值模拟中事先定义的网格尺寸为约束条件，并根据储集层中裂缝的尺度特征，将模拟区域边界范围内裂缝进行分类，并进一步确定对流体流动方向有影响的大尺度裂缝分布并调整其轨迹信息；将模拟区域边界范围内裂缝进行分类的标准为：裂缝长度/网格尺寸<=1为小尺度裂缝，裂缝长度/网格尺寸>1为大尺度裂缝。

2.根据权利要求1所述的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，其特征在于，在进行非结构网格剖分时，根据步骤1中的模拟区域边界轨迹和步骤2中得到的各条裂缝信息数据，采用非结构四边形网格预处理器进行以大尺度裂缝轨迹为约束条件的非结构网格剖分，其中所有离散裂缝网格宽度和与之相对应的实际裂缝开度相等，其方向与实际裂缝方向一致。

3.根据权利要求1所述的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，其特征在于，在步骤5中，以油藏不含裂缝的岩心渗透率资料为基础，为“单孔隙”网格单元和“双孔隙”网格单元的“基质”网格单元赋值渗透率，形成基质渗透率属性文件。

4.根据权利要求1所述的天然裂缝性油藏自适应介质的数值模拟方法，其特征在于，在步骤6中，以步骤5中得到的“离散裂缝”网格单元、“双重介质”网格单元和“单孔隙”网格单元属性为基础，建立油藏模拟模型，油藏模拟模型包括输入/输出控制参数、流体物性参数和注采井生产控制参数。