CN108830020B - 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 - Google Patents

一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN108830020B
CN108830020B CN201810764790.9A CN201810764790A CN108830020B CN 108830020 B CN108830020 B CN 108830020B CN 201810764790 A CN201810764790 A CN 201810764790A CN 108830020 B CN108830020 B CN 108830020B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fluid
reservoir
model
crack
pressure
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.)
Active
Application number
CN201810764790.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN108830020A (zh
Inventor
王强
胡永全
赵金洲
杨寨
刘常清
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.)
Southwest Petroleum University
Original Assignee
Southwest Petroleum University
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 Southwest Petroleum University filed Critical Southwest Petroleum University
Priority to CN201810764790.9A priority Critical patent/CN108830020B/zh
Publication of CN108830020A publication Critical patent/CN108830020A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN108830020B publication Critical patent/CN108830020B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
    • G06F30/23—Design optimisation, verification or simulation using finite element methods [FEM] or finite difference methods [FDM]
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
    • G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation

Abstract

本发明公开一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，包括以下步骤：基于海上微压裂井地质资料得到地质特征参数；建立水力裂缝扩展模型，求得裂缝中流体压力以及滤失量；然后基于储层基质模型计算出储层中动态变化的孔隙压力；基于弹性力学、渗流力学，建立流体与岩石之间的孔弹性变形关系，即流‑固耦合模型，计算的孔隙压力可得到流体引起的岩石应变；建立温度与岩石之间的热效应关系，建立应变与孔隙度、渗透率、温度的热流固耦合模型，得到耦合变化后的渗透率、孔隙度，得到三场耦合变化后的孔隙压力，变化后的孔隙压力反作用到达西滤失模型，再求得下一时刻的裂缝延伸动态。本发明根据施工及地质参数可预测海上微压裂井长期增注过程中水力裂缝的动态扩展情况以及储层参数的实时变化情况。

Description

一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法
技术领域
本发明涉及一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，属于油气田开发技术领域。
背景技术
海上大多油气区地层的非均质性严重，储层胶结疏松，容易出砂，到生产后期由于长期注入水水质差，其中含有的颗粒、油污流动性差会在井底附近聚集堵塞孔道，造成井底污染、注入压力快速升高、地层能量亏空、注入量难达到配注要求等实际情况。为了解决这一系列问题，海上油田一般是采用微压裂技术压开近井地层，穿透污染带，再以能够保持裂缝扩展的小排量长期增注。该过程首先能够快速大幅度降低井底注入压力，然后能够在长期增注过程中使井底注入压力保持较低水平，并且还能达到油田开发的配注要求，充分补充地层能量。
目前国内外对于水力裂缝延伸的研究主要是针对于陆地上的生产压裂井(PalmerI D,Luiskutty C T.A Model of Fracturing Process for Elongated VerticalFractures and comparisons of Resuts with other Models[R].SPE 11627,1985；傅尤校.水力压裂裂缝的延伸与储层的连续性[J].石油学报,1984,05(2):56-64；CN105114065A)。而陆地上储层与海上储层的地质特征有较大差异，主要表现在天然裂缝发育、渗透率较低、孔隙度较小、弹性模量高以及非均质性强等，并且在陆地上进行水力压裂作业目的是形成一条水力裂缝，增加泄油面积，使油水产出时原来的径向流变成了裂缝中的线性流，从而增加了裂缝导流能力达到增产的作用(赵益忠,曲连忠,王幸尊,等.不同岩性地层水力压裂裂缝扩展规律的模拟实验[J].中国石油大学学报(自然科学版),2007(05):64-66；胡永全,赵金洲.人工隔层性质对控缝高压裂效果的影响研究[J].钻采工艺,2008,31(1):68-71)并且整个压裂过程时间较短，一般在半个小时到两个小时之间，排量较大。
而海上微压裂增注过程的特征是：第一，针对的目标储层特殊，储层胶结疏松、易出砂、渗透率大、孔隙度大、弹性模量小，这与陆地压裂的实际地质情况差异很大(李玉光.海洋石油高孔高渗油田开发储层保护研究[J].中国海上油气,2001,13(4):42-47；刘宗昭.高孔高渗非均质砂岩油藏酸化技术研究及应用[D].北京:中国石油大学,2002.)；第二，微压裂增注分为两个过程，包括微压裂过程与增注过程，微压裂过程注入排量较大，时间很短，即短时间压开地层就停泵，达到穿过污染带的目的，而增注过程则是一个长期的过程，一般在几年到二十几年之间，其注入速度保持在能够使裂缝缓慢延伸的最小速度附近；第三，相比于海上增注时间，陆上生产井压裂时间非常短，所以压裂过程中的热-流-固耦合作用对储层岩石骨架变形影响一般较小，但是在海上长期的增注过程中，储层中孔隙压力对岩石骨架的挤压作用、冷流体对岩石骨架大范围的冷却效应都表现得非常明显(Bower KM,Zyvoloski G.A numerical model for thermo-hydro-mechanical coupling infractured rock[J].International Journal of Rock Mechanics and MiningSciences,1997,34(8):1201-1211；Neaupane K M,Yamabe T,Yoshinaka R.Simulation ofa fully coupled thermo-hydro-mechanical system in freezing and thawing rock[J].International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences,1999,36(5):563-580)。
迄今为止，尚未见到针对于海上高孔高渗储层的微压裂增注过程的裂缝扩展模拟研究。而国内海上大多数油田都进入到中后期，地层压力抬升快、井底污染严重、配注量不够等问题相继出现，所以采用微压裂增注技术是势在必行的趋势。为了能够准确预测、分析该过程，有必要找到一种适应该地质条件的数学模拟方法，填补油田开发技术研究在这一方面的空白，为海上微压裂增注作业提供可靠的作业参考与预测分析。
发明内容
本发明主要是克服现有技术中的不足之处，提出一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，该方法考虑了长期注入过程中冷水杂质对流体滤失的影响、冷水诱导储层岩石变形作用以及孔隙压力增加对岩石骨架的挤压作用，基于弹性力学、渗流力学、数值模拟原理以及多场耦合理论等建立了适用于高孔高渗储层长期增注的裂缝延伸扩展热流固耦合数学模拟模型，利用该模型，根据施工及地质参数可预测裂缝的动态延伸情况以及储层中参数的动态变化情况，该方法的提出填补了现有研究理论技术的空白。
本发明解决上述技术问题所提供的技术方案是：一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，包括以下步骤：
(1)基于海上现场测井地质资料得到地质特征参数，确定初始条件和边界条件；
(2)基于上述地质特征参数，综合达西滤失模型、连续性方程、物质平衡方程以及初始条件建立裂裂缝扩展模型，并通过该模型求出裂缝中流体的压力分布以及流体滤失量；
(3)基于渗流力学、油藏数值模拟原理，把裂缝中流体压力作为储层基质中油-水两相渗流模型的边界条件，将滤失的流体量作为油-水两相模型中的源项，通过油-水两相渗流模型，计算出储层中动态变化的孔隙压力；
(4)基于基本地质参数、施工参数、能量守恒定律、离散裂缝模型、达西滤失模型以及K-D-R模型建立裂缝和储层中的温度场模型，代入步骤(2)中的计算结果可得到裂缝与储层中的温度分布；
(5)基于弹性力学、渗流力学，建立流体与岩石之间的孔弹性变形关系，即流-固耦合模型，代入步骤(3)计算的孔隙压力可得到流体引起的应变；基于弹性力学、热传导理论，建立温度与岩石之间的热效应关系，即热-固耦合模型，代入步骤(4)得到的结果可得到温度引起的应变；基于热-流-固耦合理论，建立应变与孔隙度、渗透率的热流固耦合模型，代入孔隙压力与温度引起的应变，即可得到耦合变化后的渗透率、孔隙度，
(6)把步骤(5)中计算的结果代入步骤(2)、(3)，可得到三场耦合变化后的孔隙压力，变化后的孔隙压力反作用到达西滤失模型，再通过步骤(2)可求得下一时刻的裂缝延伸动态。
进一步的是技术方案是，所述地质特征参数包括渗透率、孔隙度、弹性模量、泊松比。
进一步的是技术方案是，所述步骤(2)的具体过程为：根据地质特征参数，通过下式可计算得到裂缝中流体压力Pf分布、裂缝长度Lf、裂缝宽度W以及滤失到储层的流体量qf：
式中：
W为裂缝宽度，m；
E为储层的弹性模量，MPa；
t为施工的时间，d；
x为模型的横坐标，m；
B为注入流体的压缩系数，无因次；
Pf为裂缝流体压力，MPa；
μ为注入流体粘度，mPa·s；
v为储层岩石的泊松比，无量纲；
pf为裂缝中流体压力，MPa；
σn为最小水平主应力，MPa；
K为裂缝壁面渗透率，μm2；
h为储层高度，m；
Q0为注入速率，m3/d；
F为滤失速度，m/d，
Pr为距离裂缝最近网格处孔隙压力，MPa。
进一步的是技术方案是，所述步骤(3)的具体过程为：基于步骤(2)得到的流体压力Pf、裂缝长度Lf、滤失到储层的流体量qf、代入初始渗透率、初始孔隙度、初始孔隙压力以及初始油水饱和度到油水两相的渗流模型中就可以得到离散单元时间后的储层孔隙压力分布，其油水两相的渗流模型如下：
式中：
k为储层绝对渗透率，μm2；
kri为油水相对渗透率，无量纲；
ρi为油水密度，kg/m3；
μi为油水的粘度，mPa·s；
Si为油水的饱和度，无量纲；
qi为油水的源汇项，kg/s。
进一步的是技术方案是，所述步骤(3)中求解储层压力时，把裂缝内流体压力分布作为储层孔隙压力计算的边界条件，即：
式中：
C为常数，取1。
进一步的是技术方案是，所述步骤(4)的具体过程为：根据步骤(2)的计算结果以及初始条件，代入到温度场模型中，通过以下方程，可求得裂缝及储层温度分布：
式中：
Tf为裂缝中流体温度，℃；
t为施工的时间，d；
x为模型的横坐标，m；
q为通过裂缝面的体积流量，m3/min；
α为热传导系数，J/(m2·s)；
ρw为注入流体的密度，kg/m3；
Tr为储层中温度，℃；
Cw为注入水的比热容，J/(kg·K)；
再将上述方程中求得的裂缝内流体温度作为储层温度场的边界，求解以下方程：
式中：
λs、λo、λw分别为岩石骨架、油相以及水相的导热系数，W/(m·℃)；
φ为储层孔隙度，无量纲；
ρs为岩石骨架密度，kg/m3；
cs、co、cw分别为储层岩石、油相以及水相的比热，J/(kg·℃)；
vs为单元岩石骨架位移，m。
进一步的是技术方案是，所述步骤(5)的具体过程为：把步骤(3)计算的孔隙压力代入固体变形方程中得到压力引起的应变；再把温度代入整体耦合方程中，得到经历热效应、弹性变形后的孔隙度、渗透率，其中固体变形方程：
式中：
u、v分别为岩石骨架沿x、y轴方向的位移，m；
λ为拉梅常数；
G为岩石的剪切模量，MPa；
热-流-固耦合孔隙度模型：
式中：
φ0为初始储层孔隙度，无量纲；
T0为初始储层温度，℃；
γ为为热膨胀系数，1/℃；
热-流-固耦合渗透率模型：
式中：
k0为初始储层渗透率，μm2。
进一步的是技术方案是，步骤(6)是把温度场、渗流场、固体场耦合后计算出来的所有参数(渗透率、孔隙度、油水饱和度、裂缝几何参数)作为新的初始量代入，计算出新的储层孔隙流体压力，新的孔隙压力会对使用达西定律控制的滤失模型造成影响，从而影响裂缝内流体压力分布、裂缝几何参数。
本发明的有益效果：使用该方法可以模拟及预测海上特殊地质条件下(高孔高渗等)微压裂增注过程中裂缝扩展的动态情况，通过达西滤失模型建立了裂缝延伸与储层之间的动态耦合，同时还考虑了长期增注过程中冷流体对储层岩石的冷却效应以及孔弹性作用，最后利用热-流-固耦合模型进行了整体模型的建立，又基于增注速度小，裂缝延伸慢的特点采用两套网格进行离散求解。该发明适用于海上高孔高渗低弹性模量的特殊地质环境储层，同时也适用于微压裂后低排量增注的作业过程，填补了针对于海上特殊地质情况增注过程中裂缝扩展数值模拟的研究空白，为海上微压裂增注施工以及安全评估提供了一种可靠的分析研究方法。
附图说明
图1为本发明的模拟原理图；
图2为本发明的计算流程图；
图3为实施例1的裂缝内流体压力分布图；
图4为实施例1的储层孔隙压力分布图；
图5为实施例1的不同渗透率下裂缝长度随时间的变换关系图。
具体实施方式
下面结合实施例和附图对本发明做更进一步的说明。
本发明的一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，包括以下步骤：
(1)基于海上高孔高渗储层现场地质资料，计算出目标储层的渗透率、孔隙度、弹性模量、泊松比等基本地质参数；
(2)基于弹性力学、物质守恒定律、平板模型等建立裂裂缝扩展模型，通过该模型求出裂缝中流体的压力分布以及流体滤失量；
(3)基于渗流力学、油藏数值模拟原理，把裂缝中流体压力作为储层基质中油-水两相渗流模型的边界条件，将滤失的流体量作为油-水两相模型中的源项，通过油-水两相渗流模型，计算出储层中动态变化的孔隙压力；
(4)基于基本地质参数、施工参数、离散裂缝模型、能量守恒定律、达西滤失模型以及K-D-R模型建立裂缝和储层中的温度场模型，代入步骤(2)中的计算结果可得到裂缝与储层中的温度分布；
(5)基于弹性力学、渗流力学，建立流体与岩石之间的孔弹性变形关系，即流-固耦合模型，代入步骤(3)计算的孔隙压力可得到流体引起的应变；基于弹性力学、热传导理论，建立温度与岩石之间的热效应关系，即热-固耦合模型，代入步骤(4)得到的结果可得到温度引起的应变；基于热-流-固耦合理论，建立应变与孔隙度、渗透率的热-流-固耦合模型，代入孔隙压力与温度引起的应变，即可得到耦合变化后的渗透率、孔隙度；
(6)把步骤(5)中计算的结果代入步骤(2)、(3)，可得到变化后的孔隙压力，变化后的孔隙压力反作用到达西滤失模型，再通过步骤(2)可求得热-流-固耦合作用后的裂缝延伸动态。
在本发明中，所述步骤(1)中有现场测得的地质数据通过测井的办法获取储层原始的渗透率、孔隙度、弹性模量以及最小水平主应力的大小。
在本发明中，步骤(2)基于步骤(1)的基本参数，再通过以下步骤求得裂缝扩展过程中的滤失项及边界压力传导项：
根据实验获得的岩石弹性模量、储层孔隙度、渗透率等参数，通过下式可计算得到裂缝中流体压力Pf分布、裂缝长度Lf、裂缝宽度W以及滤失到储层的流体量qf：
式中：
W为裂缝宽度，m；
μ为注入流体粘度，mPa·s；
v为储层岩石的泊松比，无量纲；
pf为裂缝中流体压力，MPa；
σn为最小水平主应力，MPa；
K为裂缝壁面渗透率，μm2；
h为储层高度，m；
Q0为注入速率，m3/d；
F为滤失速度，m/d，
Pr为距离裂缝最近网格处孔隙压力，MPa。
在本发明中步骤(3)中，基于步骤(2)得到的Pf、Lf、qf，代入初始渗透率、初始孔隙度、初始孔隙压力以及初始油水饱和度到油水两相的渗流模型中就可以得到离散单元时间后的储层孔隙压力分布。
代入上述参数到油水两相模型可得到此时刻孔隙压力：
式中：
k为储层绝对渗透率，μm2；
kri为油水相对渗透率，无量纲；
o为油相；
w为水相；
ρi为油水密度，kg/m3；
μi为油水的粘度，mPa·s；
Si为油水的饱和度，无量纲；
qi为油水的源汇项，kg/s。
在本发明中，步骤(4)要求解的是裂缝以及储层基质的温度分布，通过温度的变化可以确定温度引起的岩石应变：
根据步骤(2)的计算结果以及初始条件(由于是长期注入冷水，所以假设井底温度保持不变)，代入到温度场模型中，通过以下方程，可求得裂缝及储层温度分布：
式中：
Tf为裂缝中流体温度，℃；
Tr为储层中温度，℃；
Cw为注入水的比热容，J/(kg·K)。
将式(4)中求得的裂缝内流体温度作为储层温度场的边界，则方程(5)可以求解：
式中：
λs、λo、λw分别为岩石骨架、油相以及水相的导热系数，W/(m·℃)；
φ为储层孔隙度，无量纲；
ρs为岩石骨架密度，kg/m3；
cs、co、cw分别为储层岩石、油相以及水相的比热，J/(kg·℃)；
vs为单元岩石骨架位移，m；
在本发明中，基于步骤(5)建立的热-流-固耦合模型，结合步骤(3)、(4)的孔隙压力与温度结果，步骤(5)可以进行。
在本步骤中，由于考虑了长期增注过程中孔隙流体压力对岩石骨架的孔弹性影响，以及温度变化对岩石骨架的冷却效应，建立了三场耦合模型，该步骤中通过方程(6)、(7)、(8)可以求得温度、孔隙压力引起的应变εv、此时刻的孔隙度φ、渗透率k：
式中：
u、v分别为岩石骨架沿x、y轴方向的位移，m；
λ为拉梅常数；
G为岩石的剪切模量，MPa。
将(5)式及(6)式计算的结果代入(7)式可求得此时刻的孔隙度：
式中：
φ0为初始储层孔隙度，无量纲；
T0为初始储层温度，℃；
γ为为热膨胀系数，1/℃；
将式(5)及式(6)的计算结果代入式(8)可以得到此时刻的储层渗透率：
式中：
k0为初始储层渗透率，μm2。
在本发明中，步骤(6)是把耦合作用后计算出来的所有参数循环代入步骤(2)、(3)中，计算出新的储层孔隙流体压力，新的孔隙压力会对使用达西定律控制的滤失模型造成影响，从而影响裂缝内流体压力分布、裂缝长度、宽度等。
实施例1
通过现场测井，获取了渤海某微压裂注水井的地质资料，该井注入点对应的目标储层地质特征属于该区域的典型特征，具有代表性，即该储层具有高孔高渗的特点。
模拟计算路线如图2，具体的模拟方法步骤如下：
1、通过现场测井获取该储层的地质参数：岩石泊松比0.3，井的垂深1500m，油藏厚度30m，地层初始渗透率1000mD，初始孔隙度30％，初始地层温度50℃，原始地层压力15MPa，弹性模量10000MPa，最小地应力27MPa，原油压缩系数8.7×10-4MPa-1，岩石压缩系数5.1×10-4MPa-1，地层水压缩系数4.4×10-4MPa-1，地层水粘度1.2mPa.s，地层原油粘度5.0mPa.s，地层水密度1.02kg/m3，地层原油密度0.86kg/m3，初始含水饱和度0.5，束缚水饱和度0.1，地层水比热4180J/(kg.℃)，原油比热2246J/(kg.℃)，岩石比热999J/(kg.℃)，原油热传导系数5.8255W/(m.℃)，地层水热传导系数0.6402W/(m.℃)，岩石热传导系数5.2W/(m.℃)。
2、对方程(1)进行整理，可以得到裂缝宽度与流体压力的关系式，再结合方程(2)可以建立另一个宽度与压力的关系式，采用有限差分法(FDM)对方程(1)(2)进行离散差分，再上述地质参数以及施工参数代入到式(1)与式(2)，联立两式迭代计算当满足精度要求后停止计算，可得到在裂缝与储层动态耦合后裂缝内流体压力(如图(3))以及在该单元时间内裂缝扩展的长度。
3、使用隐式压力显示饱和方法(IMPES)对式(3)进行九点离散差分，把求得的流体压力分布作为式(3)求解的边界条件，把求得的滤失量做为油-水渗流模型的源项，则可求得裂缝与储层耦合后的储层孔隙压力分布，如图(4)。
4、对式(4)与式(5)进行三点差分以及九点差分离散，再把求得的离散裂缝宽度以及温度场边界条件(由于是长期注入，井底流体温度保持不变，在外边界储层温度保持不变)代入式(4)、(5)，使用超松弛迭代法进行联立求解，可得到裂缝及储层的温度分布。
5、然后把求得的孔隙压力分布代入式(6)，同样进行差分离散，可得到孔隙流体压力引起的岩石体应变。
6、最后把压力导致的应变以及储层温度分布代入式(7)、式(8)，则可以得到孔隙压力、温度变化引起岩石变形后的孔隙度、渗透率分布。再把求得的新参数作为初始条件代入循环的起始步骤(2)，直到模拟时间结束，得到裂缝的几何参数，如图(5)。
按照本发明所述模拟步骤，可以获得海上油田增注几年甚至几十年后裂缝的几何参数，通过分析裂缝的长度则可以判断微压裂增注作业的安全性。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过上述实施例揭示，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些变动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (6)

1.一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)基于海上现场测井地质资料得到地质特征参数，确定初始条件和边界条件，所述地质特征参数包括储层原始的渗透率、孔隙度、弹性模量以及最小水平主应力；
(2)基于上述地质特征参数，综合达西滤失模型、连续性方程、物质平衡方程以及初始条件建立裂缝扩展模型，并通过该模型求出裂缝中流体的压力分布以及流体滤失量；
(3)基于渗流力学、油藏数值模拟原理，把裂缝中流体压力作为储层基质中油-水两相渗流模型的边界条件，将滤失的流体量作为油-水两相模型中的源项，通过油-水两相渗流模型，计算出储层中动态变化的孔隙压力；
(4)基于基本地质参数、施工参数、能量守恒定律、离散裂缝模型、达西滤失模型以及K-D-R模型建立裂缝和储层中的温度场模型，代入步骤(2)中的计算结果可得到裂缝与储层中的温度分布；
其中K-D-R模型如下：
式中：
W为裂缝宽度，m；
Tf为裂缝中流体温度，℃；
t为施工的时间，d；
x为模型的横坐标，m；
q为通过裂缝面的体积流量，m3/min；
α为热传导系数，J/(m2·s)；
ρw为注入流体的密度，kg/m3；
Tr为储层中温度，℃；
Cw为注入水的比热容，J/(kg·K)；
(5)基于弹性力学、渗流力学，建立流体与岩石之间的孔弹性变形关系，即流-固耦合模型，代入步骤(3)计算的孔隙压力可得到流体引起的应变；基于弹性力学、热传导理论，建立温度与岩石之间的热效应关系，即热-固耦合模型，代入步骤(4)得到的结果可得到温度引起的应变；基于热-流-固耦合理论，建立应变与孔隙度、渗透率的热流固耦合模型，代入孔隙压力与温度引起的应变，即可得到耦合变化后的渗透率、孔隙度，
(6)把步骤(5)中计算的结果代入步骤(2)、(3)，可得到三场耦合变化后的孔隙压力，变化后的孔隙压力反作用到达西滤失模型，再通过步骤(2)可求得下一时刻的裂缝延伸动态。
2.根据权利要求1所述的一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，其特征在于，所述步骤(2)的具体过程为：根据地质特征参数，通过下式可计算得到裂缝中流体压力Pf分布、裂缝宽度W以及滤失到储层的流体量qf，并计算裂缝长度Lf：
式中：
W为裂缝宽度，m；
E为储层的弹性模量，MPa；
t为施工的时间，d；
x为模型的横坐标，m；
B为注入流体的压缩系数，无因次；
Pf为裂缝流体压力，MPa；
μ为注入流体粘度，mPa·s；
v为储层岩石的泊松比，无量纲；
pf为裂缝中流体压力，MPa；
σn为最小水平主应力，MPa；
K为裂缝壁面渗透率，μm2；
h为储层高度，m；
Q0为注入速率，m3/d；
F为滤失速度，m/d，
Pr为距离裂缝最近网格处孔隙压力，MPa。
3.根据权利要求1所述的一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，其特征在于，所述步骤(3)的具体过程为：基于步骤(2)得到的流体压力Pf、裂缝长度Lf、滤失到储层的流体量qf、代入初始渗透率、初始孔隙度、初始孔隙压力以及初始油水饱和度到油水两相的渗流模型中就可以得到离散单元时间后的储层孔隙压力分布，其油水两相的渗流模型如下：
式中：
k为储层绝对渗透率，μm2；
kri为油水相对渗透率，无量纲；
o为油相；
w为水相；
ρi为油水密度，kg/m3；
μi为油水的粘度，mPa·s；
Si为油水的饱和度，无量纲；
qi为油水的源汇项，kg/s。
4.根据权利要求3所述的一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，其特征在于，所述步骤(3)中求解储层压力时，把裂缝内流体压力分布作为储层孔隙压力计算的边界条件，即：
式中：
C为常数，取1。
5.根据权利要求4所述的一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，其特征在于，所述步骤(4)的具体过程为：根据步骤(2)的计算结果以及初始条件，代入到温度场模型中，可求得裂缝及储层温度分布：
再将上述求得的裂缝内流体温度作为储层温度场的边界，求解以下方程：
式中：
λs、λo、λw分别为岩石骨架、油相以及水相的导热系数，W/(m·℃)；
φ为储层孔隙度，无量纲；
ρs为岩石骨架密度，kg/m3；
cs、co、cw分别为储层岩石、油相以及水相的比热，J/(kg·℃)；
vs为单元岩石骨架位移，m。
6.根据权利要求5所述的一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法，其特征在于，所述步骤(5)的具体过程为：把步骤(3)计算的孔隙压力代入固体变形方程中得到压力引起的应变；再把温度代入整体耦合方程中，得到经历热效应、弹性变形后的孔隙度、渗透率，其中固体变形方程：
式中：
λ为拉梅常数；
G为岩石的剪切模量，MPa；
热-流-固耦合孔隙度模型：
式中：
φ0为初始储层孔隙度，无量纲；
T0为初始储层温度，℃；
γ为为热膨胀系数，1/℃；
热-流-固耦合渗透率模型：
式中：
k0为初始储层渗透率，μm2。
CN201810764790.9A 2018-07-12 2018-07-12 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法 Active CN108830020B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810764790.9A CN108830020B (zh) 2018-07-12 2018-07-12 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201810764790.9A CN108830020B (zh) 2018-07-12 2018-07-12 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN108830020A CN108830020A (zh) 2018-11-16
CN108830020B true CN108830020B (zh) 2019-05-31

Family

ID=64136991

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201810764790.9A Active CN108830020B (zh) 2018-07-12 2018-07-12 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN108830020B (zh)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109840388B (zh) * 2019-03-06 2023-04-25 中国石油大学(华东) 一种地热系统热波及程度的数值模拟评价方法
CN110005389B (zh) * 2019-03-07 2020-03-20 西南石油大学 一种基于热流固耦合作用的超深层砂岩缝网改造评价方法
CN110298057B (zh) * 2019-04-04 2022-04-05 西南石油大学 一种超临界二氧化碳压裂裂缝延伸计算方法
CN110206520B (zh) * 2019-04-16 2020-01-24 西南石油大学 一种适用于海上油田注水井微压裂增注工艺方法
CN110273671B (zh) * 2019-04-16 2020-01-24 西南石油大学 一种用于海上高孔高渗储层微酸压复合增注的方法
CN110334868B (zh) * 2019-07-08 2020-12-08 西南石油大学 一种耦合流体流动与地质应力预测最优焖井时间的方法
CN110426319B (zh) * 2019-07-18 2021-08-20 复旦大学 一种基于多孔介质的热幻像调控方法
CN110489911B (zh) * 2019-08-27 2023-04-07 安徽工业大学 一种考虑工质储存过程的增强型地热系统的数值模拟方法及应用
CN110555264B (zh) * 2019-08-30 2023-02-28 南方电网科学研究院有限责任公司 一种基于扩展节点法的综合能源供热系统动态仿真方法及装置
CN111219176B (zh) * 2020-01-09 2020-09-04 成都合信恒泰工程技术有限公司 一种注水井扩容储层改造方法
CN111507024B (zh) * 2020-06-05 2023-10-13 南京大学 基于gpu矩阵的离散元流固耦合数值模拟方法及系统
CN111753414B (zh) * 2020-06-16 2023-03-24 河海大学 基于非达西定律的岩石渐进破坏过程渗流特征模拟方法
CN113657053A (zh) * 2020-08-26 2021-11-16 中国石油大学(北京) 黏土膨胀损害油气层的建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统
CN113033057B (zh) * 2021-04-08 2022-09-20 山东大学 一种基于裂缝多孔介质流体数学模型实现地下流体流动数值模拟的方法、设备及存储介质
CN113109162B (zh) * 2021-04-13 2022-02-01 西南石油大学 一种基于热流固耦合的岩石起裂压力计算方法
CN113324840B (zh) * 2021-05-31 2022-04-22 西南石油大学 一种非均质地层井壁渐进坍塌过程的流-固-热耦合模拟方法
CN113609730B (zh) * 2021-07-30 2023-08-29 中国科学院大学 一种多孔粘弹性介质热渗流数值模拟方法
CN113642217B (zh) * 2021-08-17 2022-03-29 王永亮 一种多孔弹性岩体热-流-固耦合压裂裂缝扩展模拟方法
CN114638137B (zh) * 2022-03-31 2023-03-28 王永亮 一种基于热-流-固-损伤耦合的干热岩产热预测方法
CN115263262A (zh) * 2022-06-30 2022-11-01 中石化石油工程技术服务有限公司 一种水平井分段压裂温度分布预测方法
CN117005841B (zh) * 2023-07-27 2024-03-01 德州学院 微压驱智能化控制方法、系统和可读存储介质

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106844909A (zh) * 2017-01-05 2017-06-13 西南石油大学 一种致密储层压裂改造体积区的计算方法
CN107545113A (zh) * 2017-09-08 2018-01-05 西南石油大学 非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟方法
CN107609258A (zh) * 2017-09-07 2018-01-19 西南石油大学 一种页岩重复压裂转向裂缝起裂压力的计算方法
CN107622165A (zh) * 2017-09-25 2018-01-23 西南石油大学 一种页岩气水平井重复压裂产能计算方法
CN108133086A (zh) * 2017-12-11 2018-06-08 常州大学 一种应力敏感储层中产水压裂气井裂缝半长反演方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2015210607B2 (en) * 2014-02-03 2017-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Optimizing a grid for finite element solutions for subterranean region simulations

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106844909A (zh) * 2017-01-05 2017-06-13 西南石油大学 一种致密储层压裂改造体积区的计算方法
CN107609258A (zh) * 2017-09-07 2018-01-19 西南石油大学 一种页岩重复压裂转向裂缝起裂压力的计算方法
CN107545113A (zh) * 2017-09-08 2018-01-05 西南石油大学 非常规油气藏水力压裂复杂缝网形成过程模拟方法
CN107622165A (zh) * 2017-09-25 2018-01-23 西南石油大学 一种页岩气水平井重复压裂产能计算方法
CN108133086A (zh) * 2017-12-11 2018-06-08 常州大学 一种应力敏感储层中产水压裂气井裂缝半长反演方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
水力压裂裂缝及近缝储层温度场;王强 等;《大庆石油地质与开发》;20180228;第37卷(第1期);第98-102页

Also Published As

Publication number Publication date
CN108830020A (zh) 2018-11-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108830020B (zh) 一种模拟海上油田微压裂增注裂缝扩展的方法
CN108952660B (zh) 一种模拟注水井水压驱动裂缝延伸动态的方法
Perkins et al. The effect of thermoelastic stresses on injection well fracturing
Al-Qattan et al. Low salinity waterflood and low salinity polymer injection in the Wara Reservoir of the Greater Burgan Field
CN107313759B (zh) 低渗稠油油藏直井热采压力分布预测方法及系统
CN110005389A (zh) 一种基于热流固耦合作用的超深层砂岩缝网改造评价方法
Xiong et al. Fluid flow with compaction and sand production in unconsolidated sandstone reservoir
CN109162701A (zh) 一种煤层裸眼井破裂压力预测方法
Yang et al. Experimental studies on hydraulic fracturing in hydrate sediment
Elsharafi et al. Effect of back pressure on the gel pack permeability in mature reservoir
Henley et al. A scale-model study of bottom-water drives
Ran Advanced water injection for low permeability reservoirs: theory and practice
CN106958437B (zh) 一种油井压裂提高采收率新方法
Jin et al. Characterization of sand production for clayey-silt sediments conditioned to hydraulic slotting and gravel packing: Experimental observations, theoretical formulations, and modeling
Yao et al. Effect of CO2 huff-n-puff mode with a horizontal well on shale oil recovery: A three-dimensional experimental study
Li et al. Damage of reservoir rock induced by CO2 injection
Rapoport et al. Laboratory studies of five-spot waterflood performance
Xiang-E Development and application of the water control and profile modification technology in China oil fields
Ce et al. Density cutting volume fracturing technology for horizontal wells in the ultra-low permeability reservoirs: A case study of the Yuan284 area in the Huaqing oilfield Ordos Basin, China
Wang et al. Experimental study of the plugging–matching relationship between elastic particles and formation pore throats
CN107630688B (zh) 一种高凝油油藏地层掺稀冷采新技术评价方法
Jiuquan et al. Steamflood Trial and Research on Mid-deep Heavy-Oil Reservoir QI40 Block in Liaohe Oilfield
Zhang et al. Numerical performances of invariable and moving boundary methods during fluid penetration into anisotropic porous media
Hoffman et al. Modeling hydraulic fractures in finite difference simulators: application to tight gas sands in Montana
Hao et al. Using a well-to-well interplay during the CO2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in an inclined oil reservoir: Experiments, simulations, and pilot tests

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant