CN110306960A - 双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例提供一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法及装置，属于油气开采增产技术领域。本发明通过双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下储层中裂缝的含水饱和度及水相压力，从而获取最优渗吸作用指数，在该最优渗吸作用指数下储层中的裂缝压力最优，采收率最高，因此本发明为进一步研究提高致密砂岩储层的采收率提供了一种可靠的手段。
Description
技术领域
本发明涉及油气开采增产技术领域，具体地涉及一种双孔双渗介质的压裂液渗吸增产模拟方法及装置。
背景技术
含黏土成分适中的储层，研究其渗吸以提高采收率是热门点，尤其对于致密储层，其孔喉为微纳尺度，易形成渗透区域，毛管压力作用大，渗吸置换油气的效果更佳。
通常定义渗透率小于0.1mD的砂岩储层为致密砂岩储层，其储层特点为孔隙致密，渗透率低，常规采收率不高。因此在开发此类储层时需要进行水驱等提高采收率作业。
利用双孔双渗介质模型进行数值模拟，是研究致密砂岩储层水驱的重要方法。双孔双渗介质模型里，流体在裂缝和基质之间的流动过程描述是模型的关键，因此得到了广泛的研究。
毛细管力是水驱油过程中重要的提高驱油效率的重要影响因素。而由毛细管力引起流体在致密孔隙中的流动称为渗吸。
国内外的研究主要集中在水驱油过程中，水置换油的效率，以实验研究居多，受实验设计思路的限制，目前没有较突出的认识，基于实验结果的渗吸模拟模型，也并不多见。致密砂岩储层渗吸作用较强，在压裂液漏失过程中，渗吸的强度与波及面积均很大，对较深层级水置换油的效率有很大的影响，因此需要在多孔介质模型的模拟中考虑渗吸作用的影响，然而目前并没有关于考虑致密砂岩双孔双渗介质储层压裂液渗吸影响的置换模型的研究。
发明内容
本发明实施例的目的是提供一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法及设备，通过双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下双孔双渗介质储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力，从而获取最优渗吸作用指数。
为了实现上述目的，本发明实施例提供一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法，所述方法包括：通过双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下所述储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力；根据所述裂缝的含水饱和度及水相压力获取最优渗吸作用指数。
可选的，所述双重介质模型的表达式为：
裂缝介质：
油相方程
水相方程
基质介质：
油相方程
水相方程
Powf＝Pof-Pwf
Powm＝pom-Pwm
Sof+Swf＝1
Som+Swm＝1
其中，ρo为油相密度，为油相流动速度，qo为产油量，为所述裂缝的孔隙度，Sof为所述裂缝的含油饱和度，ρw为水相密度，为所述裂缝的水相流动速度，qw为注入水量，Twf为所述裂缝的渗吸量，Swf为所述裂缝的含水饱和度，为所述双孔双渗介质储层中的基质的油相流动速度，为所述基质的孔隙度，Som为所述基质的含油饱和度，为所述基质的水相流动速度，Twm为所述基质的渗吸量，Swm为所述基质的含水饱和度，SI为所述渗吸作用指数，Kf为所述裂缝的渗透率，Krw为水相相对渗透率，powf为所述裂缝的油水相压力差，μw为水相粘度，Bw为水相体积系数，Km为所述基质的渗透率，powm为所述基质的油水相压力差，σ为窜流系数，K为所述双孔双渗介质储层的渗透率，Krom为所述基质的油相相对渗透率，pom为所述基质的油相压力，μo为油相粘度，pof为所述裂缝的油相压力，Krwm为所述基质的水相相对渗透率，pwm为所述基质的水相压力，pwf为所述裂缝的水相压力。
可选的，所述不同渗吸作用指数通过以下方法确定：采集所述双孔双渗介质储层的多个岩心；将所述多个岩心浸入油田现场正在使用的所述压裂液中并测量浸入所述压裂液后的所述多个岩心的质量，得到所述多个岩心的质量与时间的变化关系；及根据所述多个岩心的质量与时间的变化关系分别计算所述多个岩心的渗吸作用指数，所述不同渗吸作用指数被限定在计算出的所述多个岩心的渗吸作用指数中的最大值和最小值范围内。
可选的，所述多个岩心的渗吸作用指数的计算表达式为：
可选的，所述水相相对渗透率与所述裂缝的含水饱和度一一对应。
可选的，所述最优渗吸作用指数为在所述不同渗吸作用指数中的所述裂缝的含水饱和度及水相压力最大时的渗吸作用指数。
相应的，本发明实施例还提供一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸模拟装置，所述装置包括：双重介质模型，用于分别计算不同渗吸作用指数下所述储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力；获取模块，用于根据所述裂缝的含水饱和度及水相压力获取最优渗吸作用指数。
可选的，所述装置还包括：采集模块，用于采集所述双孔双渗介质储层的多个岩心；处理模块，用于：在将所述多个岩心浸入油田现场正在使用的所述压裂液中并测量浸入所述压裂液后的所述多个岩心的质量后，得到所述多个岩心的质量与时间的变化关系；及根据所述多个岩心的质量与时间的变化关系分别计算所述多个岩心的渗吸作用指数，所述不同渗吸作用指数被限定在计算出的所述多个岩心的渗吸作用指数中的最大值和最小值范围内。
通过上述技术方案，本发明通过双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下双孔双渗介质储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力，从而获取最优渗吸作用指数，在该最优渗吸作用指数下致密砂岩双孔双渗介质储层中的裂缝压力最优，采收率最高，因此本发明为提高致密砂岩储层的采收率提供了一种可靠的手段。
本发明实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本发明实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明实施例，但并不构成对本发明实施例的限制。在附图中：
图1是本发明一实施例提供的一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法流程图。
图2是本发明另一实施例提供的一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法流程图。
图3是在压裂液中的岩心12与岩心46的质量随时间变化的曲线。
图4是双孔双渗介质储层的物理结构模型示意图。
图5是水相相对渗透率Krw和基质的油相相对渗透率Krom及毛管压力与水相饱和度Sw的关系曲线。
图6是原油粘度为6mPa·s时裂缝的含水饱和度与水相压力的时间变化曲线。
图7是原油粘度为9mPa·s时裂缝的含水饱和度与水相压力的时间变化曲线。
图8是原油粘度为12mPa·s时裂缝的含水饱和度与水相压力的时间变化曲线。
图9是基质渗透率为0.2mD时裂缝的含水饱和度与水相压力的时间变化曲线。
图10是基质渗透率为0.7mD时裂缝的含水饱和度与水相压力的时间变化曲线。
图11是基质渗透率为1.2mD时裂缝的含水饱和度与水相压力的时间变化曲线。
图12为不同渗吸作用指数下近井和远井位置的裂缝水相压力的时间变化曲线。
图13为不同渗吸作用指数下近井和远井位置的裂缝水相饱和度的时间变化曲线。
图14为本发明一实施例提供的一种双孔双渗介质储层压裂液渗吸的双孔双渗介质模拟装置的示意图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。
图1是本发明一实施例提供的一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法流程图，所述方法包括：
步骤S101，通过双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下双孔双渗介质储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力。
致密砂岩储层的孔隙大小为微纳尺度，存在较明显的渗吸作用。致密砂岩储层的模拟，需要考虑注入流体分别与裂缝、基质之间的渗吸作用影响，双重介质模型同时考虑了致密砂岩储层的裂缝和基质的双孔双渗(双孔隙度双渗透率)介质性质，因此是一个新的机制模型。
具体的，双重介质模型是基于以下假设而被建立的：
(1)储层由油、水两相流体渗流；(2)储层为双孔双渗介质；(3)岩石与流体均可压缩；(4)流体为达西流动，忽略分子扩散和弥散过程；(5)考虑毛管压力和重力影响，忽略分子间相互作用；(6)注入流体从裂缝流入，裂缝与基质存在渗吸作用。
步骤S102，根据裂缝的含水饱和度及水相压力获取最优渗吸作用指数。
最优渗吸作用指数可为在不同渗吸作用指数中的裂缝的含水饱和度及水相压力同时最大时的渗吸作用指数。
其中，渗吸作用指数为裂缝与基质的渗吸量对裂缝与基质油水毛管压力驱动量的占比。
本发明实施例通过利用双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下双孔双渗介质储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力，从而获取最优渗吸作用指数，在该最优渗吸作用指数下双孔双渗介质储层中的裂缝压力最优，采收率最高，因此本发明在考虑为进一步提高致密砂岩储层的采收率提供了一种可靠的手段。
图2是本发明另一实施例提供的一种双孔双渗介质储层压裂液渗吸的双孔双渗介质模拟方法流程图。所述方法包括：
步骤S201，采集双孔双渗介质储层的多个岩心。
步骤S202，将多个岩心浸入油田现场正在使用的压裂液中并测量浸入压裂液后的多个岩心的质量，得到多个岩心的质量与时间的变化关系。
步骤S203，根据多个岩心的质量与时间的变化关系分别计算多个岩心的渗吸作用指数。
其中，渗吸作用指数的计算表达式为：
为了确定双孔双渗介质储层的渗吸作用指数，可通过对实验对象进行采样开展渗吸实验。采集双孔双渗介质储层的多个岩心，并将其浸入压裂液中，双孔双渗介质储层的岩心的渗吸作用指数则可通过岩心浸入压裂液后质量的变化来表征。
例如，以中国典型致密砂岩的岩心(鄂尔多斯盆地长7储层，深度2100m)，为对象进行渗吸实验。具体过程为：把取得的长7储层岩心浸入目前广泛应用的工作压裂液中，例如“胍胶”压裂液或“滑溜水”压裂液，胍胶压裂液的主要成分有：胍胶、黏土稳定剂、助排剂、硼砂、过硫酸铵等。滑溜水压裂液的主要成分有：聚丙烯酰胺、黏土稳定剂、助排剂、过硫酸铵等。然后测量岩心质量随时间的变化，最终分析质量曲线变化规律，得到渗吸量大小。
图3为岩心12与岩心46浸入压裂液后质量随时间变化的曲线，从中可得出，浸入压裂液后，岩心质量随时间先增加，然后到达一个峰值后开始下降，最终趋于稳定维持在一稳定值附近。由于岩心受到毛细管压力与渗透力共同作用，因此可以认为：从岩心浸入压裂液质量开始上升至质量上升到峰值阶段为毛细管力与渗透力共同作用，该阶段，毛管压力和渗透力使压裂液吸入，其中毛管压力起主要作用；岩心质量由峰值下降至趋于稳定值阶段为岩心质量降低阶段为渗透力作用，此时，受孔隙水浓度增大影响，水分子通过渗透膜发生逆向运移，从而使岩心质量减小，这时作用力大小即为渗透力大小。
其中，根据各岩心的质量变化曲线可得到各岩心的质量峰值，即毛管吸入量；质量降低阶段峰值与稳定值的差值为岩心的渗透排出量。表1为编号为12、44、46及51的岩心的毛管吸入量与渗透排出量统计表，从中可得到平均毛管吸入量为0.3090g，平均渗透排出量为0.0657g，毛管吸入量是渗透排出量的4.7倍，渗吸作用指数范围为0.17-0.24，平均渗吸作用指数为0.21。
表1：毛管吸入量与渗透排出量统计表
步骤S101，通过双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下双孔双渗介质储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力。
具体的，在计算出多个岩心的渗吸作用指数后，根据各岩心的渗吸作用指数中的最大值和最小值可得到双孔双渗介质储层的渗吸作用指数的范围，由此则可确定多个不同渗吸作用指数，从而计算双孔双渗介质储层在各渗吸作用指数下裂缝的含水饱和度及水相压力。
其中，双重介质模型的表达式为：
裂缝介质：
油相方程
水相方程
基质介质：
油相方程
水相方程
powf＝pof-pwf
powm＝pom-pwm
Sof+Swf＝1
Som+Swm＝1
其中，ρo为油相密度，为油相流动速度，qo为产油量，为裂缝的孔隙度，Sof为裂缝的含油饱和度，ρw为水相密度，为裂缝的水相流动速度，qw为注入流体量，Twf为裂缝的渗吸量，Swf为裂缝的含水饱和度，为双孔双渗介质储层中的基质的油相流动速度，为基质的孔隙度，Som为基质的含油饱和度，为基质的水相流动速度，Twm为基质的渗吸量，Swm为基质的水相饱和度，SI为渗吸作用指数，Kf为裂缝的渗透率，Krw为水相相对渗透率，powf为裂缝的油水相压力差，μw为水相粘度，Bw为水相体积系数，Km为基质的渗透率，powm为基质的油水相压力差，σ为窜流系数，K为双孔双渗介质储层的渗透率，Krom为基质的油相相对渗透率，pom为基质的油相压力，μo为油相粘度，pof为裂缝的油相压力，Krwm为基质的水相相对渗透率，Pwm为基质的水相压力，pwf为裂缝的水相压力。
双重介质模型中双孔双渗介质储层的物理结构模型示意图如图4所示，对储层进行网格划分，X、Y、Z方向网格数为30×6×2，共360个网格。当Z＝1代表裂缝介质，Z＝2代表基质介质。结合数值模拟可直观得到双孔双渗介质储层中裂缝和基质的水相饱和度和水相压力分布图。
为了验证模型的准确性，利用模型对常规致密砂岩储层进行水驱过程的数值模拟，以此检验模拟结果，论证模型的正确性。
具体的，设油层平均渗透率为0.2×10-3μm2，孔隙度6.4％；基质系统平均渗透率1.2×10-3μm2，孔隙度1.6％；裂缝系统平均渗透率10×10-3μm2，孔隙度7.4％；地层水粘度0.86mPa·s，地层原油粘度6.0mPa·s；注入水密度1.1，原油密度0.8；窜流系数σ取0.2，注水量为200m3。
其中，裂缝的水相相对渗透率与含水饱和度一一对应。
可以理解，在进行模型计算时，相对渗透率(包括水相相对渗透率、基质的水相相对渗透率和基质的油相相对渗透率)是未知的，但相对渗透率与基质和裂缝水相饱和度具有对应关系，因此可通过算法拟合得到适于双重介质模型的相对渗透率及对应的基质和裂缝的含水饱和度，进而得到裂缝的水相压力。如图5所示为水相相对渗透率Krw和基质的油相相对渗透率Krom及毛管压力与含水饱和度Sw(基质含水饱和度Bwm或裂缝含水饱和度Swf)的关系曲线，在利用相对渗透率与含水饱和度的关系进行模型求解得到含水饱和度的值后，还可基于该水相饱和度的值利用毛管压力与水相饱和度的关系(如图5中的Pc曲线)得到对应的毛管压力。
取基质渗透率为1.2mD，裂缝与基质渗吸均为0，原油粘度分别取6mPa·s，9mPa·s，12mPa·s，模拟计算出的裂缝中5个位置点的水相饱和度与水相压力的时间变化曲线见图6、图7、图8。
由图6至图8可知，距离注入井越远(设注入井位置坐标为(0，0，0))，裂缝受注入井影响越小。裂缝水相饱和度与压力受注入液粘度影响较大：随着粘度增加，水相饱和度随时间变小；裂缝水相压力与时间变化的包络线呈“喇叭口”形状，随着粘度增大，水相压力越大，说明需要消耗更大的力才能使注入液流动。这些结论与常规的认识相一致，证实本文的双孔双渗模型能有效的模拟压裂液渗吸时的饱和度和压力的变化。而且由方程也可以明显看出：当渗吸作用力为零时，本文双重介质模型方程则为常规的双孔双渗连续性方程。
利用本发明中的双重介质模型还可以研究基质渗透率变化的响应。设原油粘度为6mPa·s，裂缝与基质渗吸均为0，基质渗透率分别取0.2mD，0.7mD，1.2mD。模拟计算出的裂缝中5个位置点的水相饱和度与水相压力的时间变化曲线见如图9至图11所示。
通过图9至图11可知，裂缝水相饱和度与水相压力受基质渗透率影响很小，且计算发现，裂缝中各位置点水相饱和度变化范围为0.0001～0.001，压力变化范围0.001～0.01×107MPa，随着基质渗透率减小，裂缝压力先增大后减小，期间存在一个峰值，由此可知，基质与裂缝的渗透率并不是越小越好，而是分别达到某个值时，才能得到最大水相压力的最优方案。
步骤S102，根据裂缝的含水饱和度及水相压力获取最优渗吸作用指数。
最优渗吸作用指数可为在不同渗吸作用指数中的裂缝的含水饱和度及水相压力同时最大时的渗吸作用指数。
例如，图12和13所示分别为不同渗吸作用指数下近井和远井位置的裂缝水相压力和含水饱和度的时间变化曲线(左图为近井位置，右图为远井位置)。其中，取原油粘度为6mPa·s，基质渗透率为1.2mD，渗吸作用指数分别为0、0.2、0.3、0.4、0.5。
由图12可知：
1)无论是近井区域还是远井区域，裂缝边界点渗吸作用指数为0时的水相压力比渗吸作用指数不为0时的水相压力要大，说明渗吸对岩石孔隙中的流动有较大影响，不存在毛管力、渗透力时压裂液流动阻力小，与基质无置换，这时流动性更好。
2)除了渗吸作用指数为0.3的曲线外，其他曲线中随着渗吸作用指数增大，裂缝压力变小，说明与基质置换流体需要消耗的渗透力越多，置换效果才更明显。
3)选取(1，3，5)为分析点，对渗吸作用指数为0.2、0.3、0.4、0.5的每个时间点的水相压力值与渗吸作用指数为0的对应压力值进行比较计算，其平均压力变化分别为-3.06％、-2.15％、-3.9％、-4.66％。由该数据可以看出，除了渗吸作用指数为0.2和0.3的平均压力变化是相反的对应外，其余数据均有对应的约1倍约数数字关系(忽略小数点及百分号)，如渗吸作用指数0.4对应压力-3.9％，则可认为渗吸作用指数0.4对应的约数数字为4。
4)选取(1，3，25)为分析点，对对渗吸作用指数为0.2、0.3、0.4、0.5的每个时间点的压力值与渗吸为0的对应压力值进行比较计算，其平均压力变化分别为-9.53％、-6.33％、-12.56％、-15.40％。与近井区域相同，除了渗吸作用指数为0.2和0.3的平均压力变化是逆向对应外，其余数据均有对应的约3倍约数数字关系(忽略小数点及百分号)，如渗吸作用指数0.4对应压力-12.56％，压力变化是渗吸作用指数的约3倍。
由图13并通过计算可知，裂缝边界点渗吸作用指数为0时的水相饱和度比渗吸作用指数不为0时的水相饱和度要大。除了渗吸作用指数为0.3的曲线外，其他曲线随着渗吸作用指数增大，裂缝水相饱和度变小。
结合图12和13可知，在考虑渗吸的作用下，渗吸作用指数为0.3时，裂缝的含水饱和度及水相压力均最大，此时，裂缝水相压力及水相饱和度变化较好，因此可认为0.3为实验所采用的储层样本的最优渗吸作用指数。
本发明实施例通过对双孔双渗介质储层开展渗吸实验得到该储层的渗吸作用指数的取值范围，然后分别通过双重介质模型计算不同渗吸作用指数下储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力，从而获取该储层的最优渗吸作用指数，即采收率最高时储层的渗吸作用指数，为进一步研究提高致密砂岩储层的采收率提供了一种可靠的手段。
图14为本发明一实施例提供的一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟装置的示意图。所述装置可包括：双重介质模型，用于分别计算不同渗吸作用指数下双孔双渗介质储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力；获取模块，用于根据裂缝的含水饱和度及水相压力获取最优渗吸作用指数。
其中，双重介质模型的表达式为：
裂缝介质：
油相方程
水相方程
基质介质：
油相方程
水相方程
powf＝Pof-pwf
powm＝Pom-Pwm
Sof+Swf＝1
Som+Swm＝1
其中，ρo为油相密度，为油相流动速度，qo为产油量，为裂缝的孔隙度，Sof为裂缝的含油饱和度，ρw为水相密度，为裂缝的水相流动速度，qw为注入流体量，Twf为裂缝的渗吸量，Swf为裂缝的含水饱和度，为双孔双渗介质储层中的基质的油相流动速度，为基质的孔隙度，Som为基质的含油饱和度，为基质的水相流动速度，Twm为基质的渗吸量，Swm为基质的含水饱和度，SI为渗吸作用指数，Kf为裂缝的渗透率，Krw为水相相对渗透率，powf为裂缝的油水相压力差，μw为水相粘度，Bw为水相体积系数，Km为基质的渗透率，powm为基质的油水相压力差，σ为窜流系数，K为双孔双渗介质储层的渗透率，Krom为基质的油相相对渗透率，pom为基质的油相压力，μo为油相粘度，pof为裂缝的油相压力，Krwm为基质的水相相对渗透率，pwm为基质的水相压力，Pwf为裂缝的水相压力。
所述装置还包括：采集模块，用于采集双孔双渗介质储层的多个岩心；处理模块，用于：在将多个岩心浸入油田现场正在使用的压裂液中并测量浸入压裂液后的多个岩心的质量后，得到多个岩心的质量与时间的变化关系；及根据多个岩心的质量与时间的变化关系分别计算多个岩心的渗吸作用指数，不同渗吸作用指数被限定在计算出的多个岩心的渗吸作用指数中的最大值和最小值范围内。
可以理解，为了确定双孔双渗介质储层的渗吸作用指数，可通过对实验对象进行采样开展渗吸实验。采集双孔双渗介质储层的多个岩心，并将其浸入压裂液中，双孔双渗介质储层的岩心的渗吸作用指数则可通过岩心浸入压裂液后质量的变化来表征。
渗吸作用指数的计算表达式可为：
本发明实施例所述的双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟装置的工作原理及有益效果与上述实施例所述的双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟方法的工作原理及有益效果相似，在此不再赘述。
以上结合附图详细描述了本发明实施例的可选实施方式，但是，本发明实施例并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明实施例的技术构思范围内，可以对本发明实施例的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明实施例的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明实施例对各种可能的组合方式不再另行说明。
本领域技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件来完成，该程序存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得单片机、芯片或处理器(processor)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
此外，本发明实施例的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明实施例的思想，其同样应当视为本发明实施例所公开的内容。
Claims (8)
1.一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产的模拟方法，其特征在于，所述方法包括：
通过双重介质模型分别计算不同渗吸作用指数下所述储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力；
根据所述裂缝的含水饱和度及水相压力获取最优渗吸作用指数。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述双重介质模型的表达式为：
裂缝介质：
油相方程
水相方程
基质介质：
油相方程
水相方程
Powf＝Pof-Pwf
Powm＝pom-pwm
Sof+Swf＝1
Som+Swm＝1
其中，ρo为油相密度，为油相流动速度，qo为产油量，为所述裂缝的孔隙度，Sof为所述裂缝的含油饱和度，ρw为水相密度，为所述裂缝的水相流动速度，qw为注入水量，Twf为所述裂缝的渗吸量，Swf为所述裂缝的含水饱和度，为所述双孔双渗介质储层中的基质的油相流动速度，为所述基质的孔隙度，Som为所述基质的含油饱和度，为所述基质的水相流动速度，Twm为所述基质的渗吸量，Swm为所述基质的含水饱和度，SI为所述渗吸作用指数，Kf为所述裂缝的渗透率，Krw为水相相对渗透率，powf为所述裂缝的油水相压力差，μw为水相粘度，Bw为水相体积系数，Km为所述基质的渗透率，powm为所述基质的油水相压力差，σ为窜流系数，K为所述双孔双渗介质储层的渗透率，Krom为所述基质的油相相对渗透率，pom为所述基质的油相压力，μo为油相粘度，pof为所述裂缝的油相压力，Krwm为所述基质的水相相对渗透率，pwm为所述基质的水相压力，pwf为所述裂缝的水相压力。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述不同渗吸作用指数通过以下方法确定：
采集所述双孔双渗介质储层的多个岩心；
将所述多个岩心浸入油田现场正在使用的所述压裂液中，并测量浸入所述压裂液后的所述多个岩心的质量，得到所述多个岩心的质量与时间的变化关系；以及
根据所述多个岩心的质量与时间的变化关系分别计算所述多个岩心的渗吸作用指数，
所述不同渗吸作用指数被限定在计算出的所述多个岩心的渗吸作用指数中的最大值和最小值范围内。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述多个岩心的渗吸作用指数的计算表达式为：
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述水相相对渗透率与所述裂缝的含水饱和度一一对应。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述最优渗吸作用指数为在所述不同渗吸作用指数中的所述裂缝的含水饱和度及水相压力最大时的渗吸作用指数。
7.一种双孔双渗介质储层的压裂液渗吸增产模拟装置，其特征在于，所述装置包括：
双重介质模型，用于分别计算不同渗吸作用指数下所述双孔双渗介质储层中的裂缝的含水饱和度及水相压力；
获取模块，用于根据所述裂缝的含水饱和度及水相压力获取最优渗吸作用指数。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：
采集模块，用于采集所述双孔双渗介质储层的多个岩心；
处理模块，用于：
在将所述多个岩心浸入所述压裂液中并测量浸入所述压裂液后的所述多个岩心的质量后，得到所述多个岩心的质量与时间的变化关系；及
根据所述多个岩心的质量与时间的变化关系分别计算所述多个岩心的渗吸作用指数，
所述不同渗吸作用指数被限定在计算出的所述多个岩心的渗吸作用指数中的最大值和最小值范围内。
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