CN107133452B - 油藏渗流数值模拟方法及装置 - Google Patents

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CN107133452B CN201710253502.9A CN201710253502A CN107133452B CN 107133452 B CN107133452 B CN 107133452B CN 201710253502 A CN201710253502 A CN 201710253502A CN 107133452 B CN107133452 B CN 107133452B
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Abstract

本发明提供一种油藏渗流数值模拟方法及装置,其中方法包括:获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;将上述参数代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值,进而准确描述非均质砂岩油藏生产预设时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式;本发明充分考虑了各储层的渗流特征的差异,减小了评估结果与实际情况之间的误差。

Description

油藏渗流数值模拟方法及装置
技术领域
本发明涉及油藏工程技术领域,尤其涉及一种油藏渗流数值模拟方法及装置。
背景技术
目前,陆相非均质砂岩油藏的渗流特征研究中常用的处理方式是把油藏划分为“有效储层”和“无效储层”,仅考虑有效储层中流体的渗流特征,而理想化的忽略“无效储层”的影响。但是,随着这类油藏越来越多的进入开发后期,以前认为的“无效储层”的部分成了挖潜对象。由于非均质砂岩油藏的储层物性变化快,各储层的渗流特征差异大,若此时还是仅考虑“有效储层”中流体的渗流特征,或者将“有效储层”中流体的渗流特征与“无效储层”中流体的渗流特征视为相同,则会影响评估结果的准确性,造成评估结果与实际情况之间的较大误差。
发明内容
本发明提供一种油藏渗流数值模拟方法及装置,解决现有技术评估结果不准确的问题。
本发明的第一个方面是提供一种油藏渗流数值模拟方法,包括:
获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;所述初始状态信息包括:初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力;
将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;
结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值;
根据所述各个参数的参数值,确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。
进一步地,所述获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息之前,还包括:
创建所述油藏渗流数值模型。
进一步地,所述创建所述油藏渗流数值模型,包括:
获取非均质砂岩油藏各个渗透率区间对应的运动方程;
获取非均质砂岩油藏的流体连续性方程;
针对各个渗透率区间,将所述渗透率区间对应的运动方程代入所述流体连续性方程,得到所述渗透率区间对应的渗流控制方程;
将各个渗透率区间对应的渗流控制方程进行组合,得到渗流控制方程组;
将所述渗流控制方程组中各参数信息用对应的参数名称进行代替,将所述渗流控制方程组中各函数用对应的函数名称进行替代,得到所述油藏渗流数值模型。
进一步地,所述流体连续性方程包括:油相的连续性方程和水相的连续性方程;
其中,油相的连续性方程如下:
其中,ρo表示油相密度;表示油相的渗流速度;qo表示标准情况下油相的体积流量;φe表示原始地层压力下的孔隙度;So表示油相的饱和度。
进一步地,所述水相的连续性方程如下:
其中,ρw表示水相密度;表示水相的渗流速度;qw表示标准情况下水相的体积流量;φe表示原始地层压力下的孔隙度;Sw表示水相的饱和度。
进一步地,所述渗流控制方程组包括:油相的渗流控制方程组和水相的渗流控制方程组;
其中,油相的渗流控制方程组如下:
其中,ηo表示油相的分段函数,Ke表示原始地层压力下的绝对渗透率;K(ΔP)表示低渗储层渗透率随地层压力变化的函数;K(∑q)表示特高渗储层渗透率随网格累计流量变化的函数;Kro表示油相的相对渗透率,Bo表示油相体积系数;μo表示油相粘度;Po表示油相压力;γo表示油相比重;D表示油藏深度;qo表示标准情况下油相的体积流量;φ(ΔP)表示低渗储层孔隙度随地层压力变化的函数;φ(∑q)表示特高渗储层孔隙度随网格累计流量变化的函数。
进一步地,所述水相的渗流控制方程组如下:
其中,ηw表示水相的分段函数;Krw表示水相的相对渗透率;Bw表示水相体积系数;μw表示水相粘度;Pw表示水相压力;γw表示水相比重;qw表示标准情况下水相的体积流量。
进一步地,所述非均质砂岩油藏的渗透率区间包括:渗透率大于2000md的符合告诉非达西定律的高渗透率区间;渗透率大于10md小于等于2000md的符合线性达西定律的低渗透率区间;渗透率大于1md小于等于10md的符合低速非达西定律的特低渗透率区间;渗透率小于等于1md的符合低速非达西定律的超低渗透率区间。
进一步地,所述非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息包括:压力敏感函数、流量敏感函数、启动压力梯度值以及拟启动压力梯度值。
本发明中,通过获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;将初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值,进而确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。本发明充分考虑了各储层的渗流特征差异,提高了评估结果的准确度,减小了评估结果与实际情况之间的误差。
本发明的第二个方面是提供一种油藏渗流数值模拟装置,包括:
获取模块,用于获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;所述初始状态信息包括:初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力;
代入模块,用于将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;
求解模块,用于结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值;
确定模块,用于根据所述各个参数的参数值,确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。
本发明中,通过获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;将初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值,进而确定非均质砂岩油藏生产一定时间段后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。本发明充分考虑了各储层的渗流特征差异,提高了评估结果的准确度,减小了评估结果与实际情况之间的误差。
附图说明
图1为本发明提供的油藏渗流数值模拟方法一个实施例的流程图;
图2为本发明提供的油藏渗流数值模拟方法又一个实施例的流程图;
图3为本发明提供的油藏渗流数值模拟装置一个实施例的结构示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚,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详细、完整地描述,显然,所描述的实施例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做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。
图1为本发明提供的油藏渗流数值模拟方法一个实施例的流程图,如图1所示,包括:
101、获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;所述初始状态信息包括:初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力。
本发明提供的油藏渗流数值模拟方法的执行主体为油藏渗流数值模拟装置,油藏渗流数值模拟装置具体可以为计算机、服务器等硬件设备或者安装在硬件设备上的软件等。
具体地,各个参数对应的变化函数具体为:相对渗透率函数、流体的压力-体积-温度(Pressure-Volume-Temperature,PVT)曲线函数等。非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息包括:油藏压力系统初始化和注采井的属性的给定,压力敏感曲线、流量敏感曲线、不同渗透率区间的启动压力梯度大小等。上述所有数据都可以以文本文件的形式读取。
102、将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组。
具体地,所述渗流控制方程组包括:油相的渗流控制方程组和水相的渗流控制方程组;
油相的渗流控制方程组如下公式(1):
其中,ηo表示油相的分段函数,Ke表示原始地层压力下的绝对渗透率;K(ΔP)表示低渗储层渗透率随地层压力变化的函数;K(∑q)表示特高渗储层渗透率随网格累计流量变化的函数;Kro表示油相的相对渗透率,Bo表示油相体积系数;μo表示油相粘度;Po表示油相压力;γo表示油相比重;D表示油藏深度;qo表示标准情况下油相的体积流量;φ(ΔP)表示低渗储层孔隙度随地层压力变化的函数;φ(∑q)表示特高渗储层孔隙度随网格累计流量变化的函数。
所述水相的渗流控制方程组如下公式(2):
其中,ηw表示水相的分段函数;Krw表示水相的相对渗透率;Bw表示水相体积系数;μw表示水相粘度;Pw表示水相压力;γw表示水相比重;qw表示标准情况下水相的体积流量。
其中,
参数η的下标可以表示油相、水相,表示油相时为ηo,表示水相时为ηw。θ1表示边界层效应的影响;θ2表示屈服应力的影响。
具体地,可以将渗透率大于2000md的区间确定为高渗透率区间;将渗透率大于10md小于等于2000md的区间确定为低渗透率区间;将渗透率大于1md小于等于10md的区间确定为特低渗透率区间;将渗透率小于等于1md的区间确定为超低渗透率区间。
需要进行说明的是,上述高渗透率区间、低渗透率区间、特低渗透率区间以及超低渗透率区间的划分方式可以根据工程需要进行调整,并不限于上述划分方式。上述划分方式只是本实施例采用的其中一种划分方式。
103、结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值。
具体地,定解条件包括:边界条件,初始条件和辅助方程。
其中,边界条件包括:外边界条件(封闭边界)和内边界条件;外边界条件(封闭边界)的公式如下公式(4):
内边界条件的公式如下公式(5)或公式(6):
P(rw,t)=Const (5)
其中,初始条件主要指油藏求解区域内初始状态下的压力分布特征和油相、水相饱和度分布特征。
其中,初始压力分布特征如下公式(7):
P0=P(x,y,z,0) (7)
其中,初始饱和度分布特征如下公式(8):
So0=So(x,y,z,0),Sw0=Sw(x,y,z,0) (8)
由于渗流数学模型中待定参数个数多于方程个数,需加入辅助方程作为约束条件:饱和度方程、毛管压力方程和状态方程。
其中,饱和度方程如下公式(9):
So+Sw=1 (9)
其中,毛管压力方程如下公式(10):
Pw=Po-Pcow(Sw) (10)
其中,状态方程包括:相对渗透率方程、渗透率方程以及孔隙度方程。
其中,相对渗透率方程如下公式(11):
Kro=Kro(Sw),Krw=Krw(Sw) (11)
其中,渗透率方程如下公式(12):
其中,孔隙度方程如下公式(13):
具体地,结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解的过程主要包括:计算时间步空隙渗流量等物性参数,计算注入速度与采出速度;对边界条件进行处理;计算油相流动系数,计算水相流动系数,计算右端常数向量;隐式求解dP,显示计算dSw;计算时间步内具有两个启动压力梯度网格流动方向改变是否改变,若没有,重新计算时间步空隙渗流量等物性参数,若有且时间步差值小于预设值,则计算物质平衡常数,保存结果到数据文件;循环运行,直至运行结果。
104、根据所述各个参数的参数值,确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。
具体地,根据各个时间段所述各个参数的参数值,计算确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的油相的饱和度、水相的饱和度、不同时间段的孔隙度和渗透率分布、井的产量、压力等数据。
计算获得上述数据后,还可以对上述数据进行输出以及奇异值处理,并使输出格式与已有商业软件(Petrel,Excel等)的数据格式相符,以便绘制出直观形象的图表。
为了进一步验证油藏渗流数值模型的可靠性,建立了高速非达西的高渗透率渗流、线性达西的低渗透率渗流和低速非达西的特低渗透率渗流共存的油藏模型。依据典型的非均质油藏地质特征,采用随机模拟方法,建立了河流相油藏的平面非均质模型。平面纵向上只有1层,网格维数为50×50×1,网格尺寸大小为20m×20m×2.5m。平面上共有两条河道砂体组成的渗透率条带,方向呈北东45度。河道中间渗透率高,向河道边部渗透率降低,渗透率大致由2500mD降至50mD;河道外部以泛滥平原相为主,其中含少量砂质,渗透率平均为2mD,局部可低至0.13mD。这是一种强非均质性砂岩油藏,同时存在特高渗、中高渗、低渗和特低渗渗流区域,按照本文提出的油藏渗流数值模型,不同区域遵循不同的渗流规律。河道边部砂岩和外部的低渗和特低渗符合低速非达西渗流,而且存在压力敏感效应,见表1;两侧的中高渗部位符合线性达西渗流;河道中部的特高渗部位符合高速非达西,而且存在出砂现象,易形成高渗通道,储层物性随网格累计流量增大,见表2。其中,渗透率的单位md为毫达西。
平面上布置五点法注采井网,定液生产,同时给定井底流压限制。采油井单井产液速度为1m3/d,压力下限为2MPa,注水井注入速度为5m3/d,压力上限为30MPa,以天为时间步,总的模拟时间为2400天。
表1 低渗储层压力敏感数据
表2 特高渗储层物性随累积流量敏感数据
本实施例中,通过获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;将初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值,进而确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。本发明充分考虑了各储层的渗流特征差异,提高了评估结果的准确度,减小了评估结果与实际情况之间的误差。
图2为本发明提供的油藏渗流数值模拟方法又一个实施例的流程图,如图2所示,在图1所示实施例的基础上,步骤101之前还可以包括:创建油藏渗流数值模型。创建油藏渗流数值模型的过程具体可以为:
105、获取非均质砂岩油藏各个渗透率区间对应的运动方程。
其中,渗透率区间对应的运动方程包括:油相的运动工程和水相的运动工程。
渗透率大于2000md的高渗透率区间内,油相的运动工程如下公式(14),水相的运动工程如下公式(15):
其中,β表示高速非达西系数。
推导以后得到:
渗透率大于10md小于等于2000md的低渗透率区间内,油相的运动工程如下公式(18),水相的运动工程如下公式(19):
渗透率大于1md小于等于10md的特低渗透率区间内,油相的运动工程如下公式(20),水相的运动工程如下公式(21):
渗透率小于等于1md的超低渗透率区间内,油相的运动工程如下公式(22),水相的运动工程如下公式(23):
106、获取非均质砂岩油藏的流体连续性方程。
流体连续方程包括:油相的连续性方程和水相的连续性方程。各个渗透率区间的油相的连续性方程相同;各个渗透率区间的水相的连续性方程相同。
油相的连续性方程如下公式(24):
水相的连续性方程如下公式(25):
107、针对各个渗透率区间,将所述渗透率区间对应的运动方程代入所述流体连续性方程,得到所述渗透率区间对应的渗流控制方程。
具体地,渗透率大于2000md的高渗透率区间内,油相的渗流控制方程如下公式(26),水相的渗流控制方程如下公式(27):
渗透率大于10md小于等于2000md的低渗透率区间内,油相的渗流控制方程如下公式(28),水相的渗流控制方程如下公式(29):
渗透率大于1md小于等于10md的区间内,油相的渗流控制方程如下公式(30),水相的渗流控制方程如下公式(31):
渗透率小于等于1md的超低渗透率区间内,油相的渗流控制方程如下公式(32),水相的渗流控制方程如下公式(33):
为了简化渗流控制方程,引入参数η,其定义如公式(3)所示,其中,m表示油相、水相,则上述四个渗透率区间的渗流控制方程可以简化成公式(1)和公式(2)。
108、将各个渗透率区间对应的渗流控制方程进行组合,得到渗流控制方程组。
109、将所述渗流控制方程组中各参数信息用对应的参数名称进行替代,将所述渗流控制方程组中各函数用对应的函数名称进行替代,得到所述油藏渗流数值模型。
本实施例中,先获取非均质砂岩油藏各个渗透率区间对应的运动方程;获取非均质砂岩油藏的流体连续性方程;针对各个渗透率区间,将所述渗透率区间对应的运动方程代入所述流体连续性方程,得到所述渗透率区间对应的渗流控制方程;将各个渗透率区间对应的渗流控制方程进行组合,得到渗流控制方程组;将所述渗流控制方程组中各参数信息用对应的参数名称进行替代,将所述渗流控制方程组中各函数用对应的函数名称进行替代,得到所述油藏渗流数值模型;在使用上述模型时,获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;将初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值,进而确定非均质砂岩油藏生产一定时间段后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。本发明充分考虑了各储层的渗流特征差异,提高了评估结果的准确度,减小评估结果与实际情况之间误差。
本领域普通技术人员可以理解:实现上述各方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成。前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中。该程序在执行时,执行包括上述各方法实施例的步骤;而前述的存储介质包括:ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
图3为本发明提供的油藏渗流数值模拟装置一个实施例的结构示意图,如图3所示,包括:
获取模块31,用于获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;所述初始状态信息包括:初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力;
代入模块32,用于将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包括各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;
求解模块33,用于结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值;
确定模块34,用于根据所述各个参数的参数值,确定非均质砂岩油藏生产一定时间段后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。
进一步地,还可以包括:创建模块,用于创建所述油藏渗流数值模型。
具体地,创建模块具体用于,获取非均质砂岩油藏各个渗透率区间对应的运动方程;获取非均质砂岩油藏的流体连续性方程;针对各个渗透率区间,将所述渗透率区间对应的运动方程代入所述流体连续性方程,得到所述渗透率区间对应的渗流控制方程;将各个渗透率区间对应的渗流控制方程进行组合,得到渗流控制方程组;将所述渗流控制方程组中各参数信息用对应的参数名称进行替代,将所述渗流控制方程组中各函数用对应的函数名称进行代替,得到所述油藏渗流数值模型。
其中,所述非均质砂岩油藏的渗透率区间包括:渗透率大于2000md的高渗透率区间;渗透率大于10md小于等于2000md的低渗透率区间;渗透率大于1md小于等于10md的特低渗透率区间;渗透率小于等于1md的超低渗透率区间。所述非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息包括:压力敏感函数、流量敏感函数、启动压力梯度值以及拟启动压力梯度值。
需要进行说明的是,上述高渗透率区间、低渗透率区间、特低渗透率区间以及超低渗透率区间的划分方式可以根据工程需要进行调整,并不限于上述的划分方式。上述划分方式只是本实施例采用的其中一种划分方式。
具体地,各个参数对应的变化函数具体为:相对渗透率函数、PVT曲线函数等。非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息包括:油藏压力系统初始化和注采井的属性的给定、压力敏感曲线、流量敏感曲线、不同渗透率区间的启动压力梯度大小等。上述所有数据都可以以文本文件的形式读取。
具体地,所述渗流控制方程组包括:油相的渗流控制方程组和水相的渗流控制方程组;油相的渗流控制方程组如公式(1);水相的渗流控制方程组如公式(2)。定解条件包括:边界条件,初始条件和辅助方程。边界条件如公式(4)、(5)和(6);初始条件如公式(7)和公式(8);辅助方程如公式(9)、(10)、(11)、(12)和(13)。
本实施例中,通过获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;将初始状态信息、初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;结合渗流控制方程组的定解条件对渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值,进而确定非均质砂岩油藏生产预设时间段后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜措施。本发明充分考虑了各储层的渗流特征差异,提高了评估结果的准确度,减小了评估结果与实际情况之间得误差。
最后应说明的是:以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案,而非对其限制;尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明,本领域的普通技术人员应当理解:其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换;而这些修改或者替换,并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种油藏渗流数值模拟方法,其特征在于,包括:
获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;所述初始状态信息包括:初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力;
将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程的渗流控制方程组;
结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产一定时间后各个参数的参数值;
根据所述各个参数的参数值,确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息之前,还包括:
创建所述油藏渗流数值模型。
3.根据权利要求2所述的方法,其特征在于,所述创建所述油藏渗流数值模型,包括:
获取非均质砂岩油藏各个渗透率区间对应的运动方程;
获取非均质砂岩油藏的流体连续性方程;
针对各个渗透率区间,将所述渗透率区间对应的运动方程代入所述流体连续性方程,得到所述渗透率区间对应的渗流控制方程;
将各个渗透率区间对应的渗流控制方程进行组合,得到渗流控制方程组;
将所述渗流控制方程组中各参数信息用对应的参数名称进行替换,将所述渗流控制方程组中各函数用对应的函数名称进行替代,得到所述油藏渗流数值模型。
4.根据权利要求3所述的方法,其特征在于,所述流体连续性方程包括:油相的连续性方程和水相的连续性方程;
其中,油相的连续性方程如下:
其中,ρo表示油相密度;表示油相的渗流速度;qo表示标准情况下油相的体积流量;φe表示原始地层压力下的孔隙度;So表示油相的饱和度。
5.根据权利要求4所述的方法,其特征在于,所述水相的连续性方程如下:
其中,ρw表示水相密度;表示水相的渗流速度;qw表示标准情况下水相的体积流量;Sw表示水相的饱和度。
6.根据权利要求4所述的方法,其特征在于,所述渗流控制方程组包括:油相的渗流控制方程组和水相的渗流控制方程组;
其中,油相的渗流控制方程组如下:
其中,ηo表示油相的分段函数,Ke表示原始地层压力下的绝对渗透率;K(ΔP)表示低渗储层渗透率随地层压力变化的函数;K(∑q)表示特高渗储层渗透率随网格累计流量变化的函数;Kro表示油相的相对渗透率,Bo表示油相体积系数;μo表示油相粘度;Po表示油相压力;γo表示油相比重;D表示油藏深度;qo表示标准情况下油相的体积流量;φ(ΔP)表示低渗储层孔隙度随地层压力变化的函数;φ(∑q)表示特高渗储层孔隙度随网格累计流量变化的函数。
7.根据权利要求5所述的方法,其特征在于,所述水相的渗流控制方程组如下:
其中,ηw表示水相的分段函数;Krw表示水相的相对渗透率;Bw表示水相体积系数;μw表示水相粘度;Pw表示水相压力;γw表示水相比重;qw表示标准情况下水相的体积流量。
8.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述非均质砂岩油藏的渗透率区间包括:渗透率大于2000md的高渗透率区间;渗透率大于10md小于等于2000md的低渗透率区间;渗透率大于1md小于等于10md的特低渗透率区间;渗透率小于等于1md的超低渗透率区间。
9.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息包括:压力敏感函数、流量敏感函数、启动压力梯度值以及拟启动压力梯度值。
10.一种油藏渗流数值模拟装置,其特征在于,包括:
获取模块,用于获取非均质砂岩油藏各网格区域的初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息;所述初始状态信息包括:初始孔隙度、初始渗透率、初始含水饱和度以及初始压力;
代入模块,用于将所述初始状态信息、所述初始状态信息中各个参数对应的变化函数以及非均质砂岩油藏各个渗透率区间的属性信息代入预设的油藏渗流数值模型,得到包含各个渗透率区间对应的渗流控制方程渗流控制方程组;
求解模块,用于结合所述渗流控制方程组的定解条件对所述渗流控制方程组进行求解,得到非均质砂岩油藏生产预设时间段后各个参数的参数值;
确定模块,用于根据所述各个参数的参数值,确定非均质砂岩油藏生产一定时间后的剩余油分布特征并制定合理的挖潜方式。
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