CN110685653A - 考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，其包括以下步骤：S1、确定水驱稠油区块的油藏物性参数，形成水驱稠油区块的模拟模型；S2、建立水驱稠油变启动压力梯度数值模拟模型；1)获得油相启动压力梯度和流度的关系模型；2)建立水驱稠油区块的渗流数学模型；3)获得变启动压力梯度数值模拟模型；S3、初始化压力和饱和度场；S4、采用全隐式迭代方法求解水驱稠油区块的压力和饱和度；S5、进行收敛条件与物质平衡检查；S6、检查是否达到模拟结束时刻，是则输出水驱稠油区块的启动压力梯度场、压力场以及饱和度场，否则重复步骤S1～S5。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发工程及油藏数值模拟应用技术领域，为贴近水驱稠油的矿场实际，本发明开发一种针对稠油特征形成的考虑变启动压力梯度的数值模拟方法。
背景技术
稠油粘度异常导致渗流存在启动压力梯度，启动压力梯度的存在会对水驱油过程产生一个附加渗流阻力，从而导致水驱稠油采出程度下降、含水率上升，影响原油驱 替效果。由于稠油评价方法增加了新的认识，渗流场中的压力和饱和度势必要发生很 大的变化，这些变化无疑对稠油油藏调控手段及效果具有重要影响。
油藏数值模拟技术，由于对实际储层非均质性有比较好的刻画，因而是目前描述渗流场分布特征的最好方法。以达西渗流模型为基础的常规数值模拟方法在描述稠油 渗流场的应用中具有局限性；基于拟启动压力梯度模型的数值模拟方法未考虑储层的 非均质性与启动压力梯度的变化，导致模拟结果与实际仍存在一定误差；变渗透率数 值模拟方法未能给出连续光滑的渗透率状态方程，方程的有限差分离散化存在较大的 困难。因此，当前的数值模拟方法难以对稠油的渗流特征进行客观描述，预测潜力区 渗流场宏观分布仍存在较大误差。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种描述合理、可靠性强、操作简单的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，能够为研究稠油渗流场变化规律，准确预 测剩余油分布，制定油田开发方案，指导油田挖潜潜力评价提供理论支持。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案，一种考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，其包括以下步骤：
S1、确定水驱稠油区块的油藏物性参数，形成水驱稠油区块的模拟模型；
S2、建立水驱稠油变启动压力梯度数值模拟模型；
1)获得油相启动压力梯度和流度的关系模型；
2)将步骤1)中的油相启动压力梯度和流度的关系式代入水驱稠油区块的渗流运动方程中，并结合连续方程和状态方程建立水驱稠油区块的渗流数学模型；
其中，渗流运动方程中的油相运动方程为
式中，K为渗透率张量；Kro为油相的相对渗透率，μo为油相的粘度；Φo为油相 的流动势；G为启动压力梯度；
为Hamilton算子；
3)对步骤2)中的水驱稠油区块的渗流数学模型进行有限差分离散化，并采用全隐式方法最终获得变启动压力梯度数值模拟模型；
S3、初始化压力和饱和度场；
S4、采用全隐式迭代方法求解水驱稠油区块的压力和饱和度；
S5、进行收敛条件与物质平衡检查；
若满足收敛性要求和物质平衡则输出当前时间步的启动压力梯度、压力以及饱和度等参数，进入下一个时间步的循环计算，若不满足上述条件，则需要调整迭代步长， 重复步骤S4；
S6、检查是否达到模拟结束时刻，是则输出水驱稠油区块的启动压力梯度场、压力场以及饱和度场，否则重复步骤S1～S5。
进一步地，上述步骤S1中，油藏物性参数包括渗透率、孔隙度、流体的高压物性 以及相渗曲线。
进一步地，在上述步骤S2的1)中，获得油相启动压力梯度和流度的关系模型的 具体内容包括：
根据稠油区块的岩心驱替试验获得油相流度与启动压力梯度数据，对油相流度和启动压力梯度数据进行拟合处理，获得油相启动压力梯度随流度变化的关系曲线图及 拟合方程，
拟合方程为：
进一步地，在上述步骤S2的2)中，建立水驱稠油区块的渗流数学模型如下：
油组分：
水组分：
气组分：
饱和度方程：So+Sw+Sg＝1
毛管力方程：
初始条件：
外边界条件：
内边界条件：生产井给定井底流压或给定产油、产液量、产水量，注水井给定井 底流压或给定注入量；
上述式中，qov，qwv，qgv分别为油、水、气三相单位时间注入或采出体积；So， Sw，Sg分别为油、水、气三相饱和度；Po，Pw，Pg分别为油、水、气三相的压力；Φo， Φw，Φg分别为油、水、气三相的流动势；ρo，ρw，ρg分别为油、水、气三相的密度； Bo，Bw，Bg分别为油、水、气三相的体积系数；μo，μw，μg分别为油、水、气三相 的粘度；Rso，Rsw分别为溶解气在油相和水相的溶解气油比；Kro，Krw，Krg分别为油、 水、气三相的相对渗透率；K为渗透率张量；φ为岩石孔隙度；D为油藏深度；g为 重力加速度；n为油藏外边界法线方向；Γ为油藏外边界；P|i＝0为初始条件下的原始 地层压力分布；Sw|i＝0，So|i＝0为初始条件下地层中的含水、含油饱和度分布；
为 Hamilton算子；g为重力加速度；f为流动修正系数；Pcow为油水两相间毛管力；Pcog为气油两相间毛管力；G为启动压力梯度。
进一步地，在上述步骤S2的3)中，获得变启动压力梯度数值模拟模型的过程如下：
油、气、水3个组分的隐式差分方程分别为
油组分
水组分
气组分：
其中，Qvo＝Vbqvo；Qvw＝Vbqvw；Qvg＝Vbqvg；
Φl＝Pl-ρlgD, (l＝o,w,g)；n表示第n个时间步；l表示迭代次数，Δt时间步长；Vb为网格块体积；
代表n+1时步Po，Sw等参数第l+1次、第l次迭代的差值；
对油、气、水3个组分的隐式差分方程展开，在n+1时步、第l+1迭代步计算过 程中，忽略Δ[(···)δSw]·Δ[(···)δPo]，Δ[(···)δPo]·Δ[(···)δPo]等二阶小量，整理上述方程：
油组分左端项：
水组分左端项：
气组分左端项:
油组分右端项：
其中，
水组分右端项：
其中，
气组分右端项：
其中，
进一步地，在上述步骤S4中，求解水驱稠油区块的压力和饱和度的具体过程如下：
在进行下一迭代步的水驱稠油区块的压力和饱和度求解之前，先由上一迭代步计算的油藏物性参数进行非线性系数计算，具体包括：
①考虑启动压力梯度时，通过各网格油相流度插值求得每个网格块各方向的油相启动压力梯度G，计算界面上的油相势梯度，对比油相启动压力梯度G与油相势梯度 模
最终进行流动修正系数f的计算，其中，若
则
若
则f＝0；
②若不考虑启动压力梯度，则f＝1；
在非线性系数计算的基础上组装计算Jacobi矩阵，然后采用GPU并行高效算法求解Jacobi矩阵，获得压力与饱和度。
进一步地，界面上的油相势梯度计算方法为：
相邻两个网格的油相势相减，再除以两个网格中心点的距离即为油相势梯度。
进一步地，在上述步骤S5中，收敛条件为当前时间步与上一时间步之间的差值要小于0.001；物质平衡检验采用增量物质平衡方法或累积物质平衡方法检验；
其中，增量物质平衡方法的计算公式为：
累积物质平衡方法的计算公式为：
式中，
表示油藏中任意网格块的体积，其中，一个油藏划分很多网格，i，j，k表示网格的空间位置，Vb为网格块体积；φ表示岩石孔隙度；αc为体积转换系数， αc＝5.614583；Bl表示体积系数，其中，l代表油气水三相，l＝o,w,g；n表示第n个时 间步；m表示累积到的时间步；Δt时间步长；
为x,y,z三个方向各相的流量；nx、 ny、nz分别为x,y,z三个方向的网格数；IMB、CMB变化范围均在0.995～1.005之间。
本发明采用以上技术方案，其具有如下优点：本发明所述考虑启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，先建立启动压力梯度随流度的变化关系模型，然后将启动压力 梯度随流度的变化关系模型代入水驱稠油区块的渗流运动方程中，得到水驱稠油区块 的渗流数学模型，水驱稠油区块的渗流数学模型进行有限差分离散化，并采用全隐式 方法最终获得变启动压力梯度数值模拟模型，利用变启动压力梯度数值模拟模型并结 合全隐式迭代法计算得到水驱稠油区块的启动压力梯度场、压力场以及饱和度场；本 发明从稠油的流动机理入手，可以实现对稠油油藏水驱特征精确表征，同时全隐式的 求解方法保证油藏数值模拟结果的稳定性与可靠性，为研究稠油渗流场变化规律，准 确预测剩余油分布，制定油田开发方案，指导油田挖潜潜力评价提供理论支持。
附图说明
图1是本发明的整体流程图；
图2是本发明的非线性系数计算的流程图；
图3是本发明建立的启动压力梯度随流度的变化关系模型示意图；
图4是利用本发明方法所编制的新型模拟器的对称性测试结果，图4a是利用本发明方法所编制的新型模拟器在不考虑启动压力梯度的情况下获得的饱和度分布图，图 4b是利用本发明方法所编制的新型模拟器在不考虑启动压力梯度的情况下获得的压 力场分布图；
图5是利用本发明方法所编制的新模拟器与ECLIPSE的开发指标对比测试结果；
图6为较低渗透层考虑与不考虑变启动压力梯度的饱和度场分布，图6a是本发明具体实例中较低渗透层在不考虑变启动压力梯度的饱和度场分布图，图6b是本发明具 体实例中较低渗透层在考虑变启动压力梯度的饱和度场分布图；
图7为较低渗透层考虑与不考虑变启动压力梯度的压力场分布，图7a是本发明具体实例中较低渗透层在不考虑变启动压力梯度的压力场分布图，图7b是本发明具体实 例中较低渗透层在考虑变启动压力梯度的压力场分布图；
图8为较高渗透层考虑与不考虑变启动压力梯度的饱和度场分布，图8a是本发明具体实例中较高渗透层在不考虑变启动压力梯度的饱和度场分布图，图8b是本发明具 体实例中较高渗透层在考虑变启动压力梯度的饱和度场分布图；
图9为较高渗透层考虑与不考虑变启动压力梯度的压力场分布，图9a是本发明具体实例中较高渗透层在不考虑变启动压力梯度的压力场分布图，图9b是本发明具体实
图10是本发明具体实例中考虑与不考虑变启动压力梯度的含水率与采出程度对比图；
图11是利用本发明方法所编制的变启动压力梯度模拟器与ECLIPSE的含水率曲线拟合对比图。
具体实施方式
以下将结合附图对本发明的较佳实施例进行详细说明，以便更清楚理解本发明的目的、特点和优点。应理解的是，附图所示的实施例并不是对本发明范围的限制，而 只是为了说明本发明技术方案的实质精神。
如图1所示，本发明提供了一种考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其包括以下步骤：
S1、确定水驱稠油区块的油藏物性参数，形成水驱稠油区块的模拟模型；
其中，油藏物性参数具体包括渗透率、孔隙度、流体的高压物性以及相渗曲线等。
S2、建立水驱稠油变启动压力梯度数值模拟模型；具体过程如下：
1)获得油相启动压力梯度和流度的关系模型；具体内容如下：
根据稠油区块的岩心驱替试验获得油相流度与启动压力梯度数据，对油相流度和启动压力梯度数据进行拟合处理，获得油相启动压力梯度随流度变化的关系曲线图及 拟合关系式，即为油相启动压力梯度和流度的关系模型，
油相启动压力梯度和流度的关系模型如下：
2)研究表明拟启动压力梯度模型在考虑启动压力梯度变化时更符合实际情况，故水驱稠油区块的渗流运动方程中的油相运动方程为：
将步骤1)中的油相启动压力梯度和流度的关系式代入水驱稠油区块的渗流运动方程中，并结合状态方程和连续性方程建立水驱稠油区块的渗流数学模型；
渗流数学模型如下：
油组分：
水组分：
气组分：
饱和度方程：So+Sw+Sg＝1
毛管力方程：
初始条件：
外边界条件：
内边界条件：生产井给定井底流压或给定产油、产液量、产水量，注水井给定井 底流压或给定注入量；
上述式中，qov，qwv，qgv分别为油、水、气三相单位时间注入或采出体积；So， Sw，Sg分别为油、水、气三相饱和度；Po，Pw，Pg分别为油、水、气三相的压力；Φo， Φw，Φg分别为油、水、气三相的流动势；ρo，ρw，ρg分别为油、水、气三相的密度； Bo，Bw，Bg分别为油、水、气三相的体积系数；μo，μw，μg分别为油、水、气三相 的粘度；Rso，Rsw分别为溶解气在油相和水相的溶解气油比；Kro，Krw，Krg分别为油、 水、气三相的相对渗透率；K为渗透率张量；φ为岩石孔隙度；D为油藏深度；g为 重力加速度；n为油藏外边界法线方向；Γ为油藏外边界；P|i＝0为初始条件下的原始 地层压力分布；Sw|i＝0，So|i＝0为初始条件下地层中的含水、含油饱和度分布；
为 Hamilton算子；g为重力加速度；f为流动修正系数；Pcow为油水两相间毛管力；Pcog为气油两相间毛管力；G为启动压力梯度。
3)对步骤2)中的水驱稠油区块的渗流数学模型进行有限差分离散化，并采用全隐式方法最终获得变启动压力梯度数值模拟模型；
油、气、水3个组分的隐式差分方程分别为
油组分：
水组分：
气组分：
其中，Qvo＝Vbqvo；Qvw＝Vbqvw；Qvg＝Vbqvg；
Φl＝Pl-ρlgD, (l＝o,w,g)；n表示第n个时间步；l表示迭代次数，Δt时间步长；Vb为网格块体积；
代表n+1时步Po，Sw等参数第l+1次、第l次迭代的差值。
对油、气、水3个组分的隐式差分方程展开，在n+1时步、第l+1迭代步计算过 程中，忽略Δ[(···)δSw]·Δ[(···)δPo]，Δ[(···)δPo]·Δ[(···)δPo]等二阶小量，整理上述方程：
油组分左端项：
水组分左端项：
气组分左端项:
油组分右端项：
其中，
水组分右端项：
其中，
气组分右端项：
其中，
S3、初始化压力和饱和度场；
S4、采用全隐式迭代方法求解水驱稠油区块的压力和饱和度；
在进行下一迭代步的水驱稠油区块的压力和饱和度求解之前，先由上一迭代步计算的油藏物性参数进行非线性系数计算，如图2所示，其具体包括：
①考虑启动压力梯度时，通过各网格油相流度插值求得每个网格块各方向的油相启动压力梯度G，计算界面上的油相势梯度，对比油相启动压力梯度G与油相势梯度 模
最终进行流动修正系数f的计算，其中，若
则
若则f＝0；
界面上的油相势梯度计算方法如下：
油、水、气三相的流动势为Φl＝Pl-ρlgD,(l＝o,w,g)；每个网格都有自己的流动势， 相邻两个网格的油相势相减，再除以两个网格中心点的距离即为油相势梯度。
②若不考虑启动压力梯度，则f＝1；
在非线性系数计算的基础上组装计算Jacobi矩阵，然后采用GPU(GPU就是显卡 或者图形处理器)并行高效算法求解Jacobi矩阵，获得压力与饱和度；
S5、进行收敛条件与物质平衡检查；
若满足收敛性要求和物质平衡则输出当前时间步的启动压力梯度、压力以及饱和度等参数，进入下一个时间步的循环计算，若不满足上述条件，则需要调整迭代步长， 重复步骤S4；
收敛条件大概可以设为当前时间步与上一个时间步之间的差值要小于0.001；
物质平衡检验是指质量流量的累积量与流入、流出油藏边界的净质量流量之比。对某一个时间步进行的物质平衡检验被称为增量物质平衡，用IMB表示，即：
物质平衡检验也可在整个时间段进行，这种检验方法称为累积物质平衡，用CMB,即：
式中，
表示油藏中任意网格块的体积，其中，一个油藏划分很多网格，i，j，k表示网格的空间位置，Vb为网格块体积；φ表示岩石孔隙度；αc为体积转换系数， αc＝5.614583；Bl表示体积系数，其中，l代表油气水三相，l＝o,w,g；n表示第n个时 间步；m表示累积到的时间步；Δt时间步长；
为x,y,z三个方向各相的流量；nx、 ny、nz分别为x,y,z三个方向的网格数；IMB、CMB变化范围均在0.995～1.005之间；
在每个时间步都可进行这两种物质平衡检验，CMB一般是把不同时间步上产生的误差进行平均。为了获得一个可以接受的解，两个方程的物质平衡检验结果必须是一 致的。
S6、检查是否达到模拟结束时刻，是则输出水驱稠油区块的启动压力梯度场、压力场以及饱和度场，否则重复步骤S1～S5。
下面一具体实施例对本发明作以说明：
图3为本发明建立的启动压力梯度随流度的变化关系模型示意图。根据典型稠油区块的岩心驱替试验研究，稠油渗流曲线弯曲段不明显、过渡快，驱替压力梯度大于 启动压力梯度后原油快速进入拟线性渗流。稠油区块的岩心驱替实验表明启动压力梯 度与流度之间存在较好的乘幂关系，可通过实验数据拟合得到模型参数值从而确定启 动压力梯度随流度的变化关系。
为验证利用本发明的方法新开发的模拟器的合理性与准确度，主要从对称性测试及与ECLIPSE的开发指标对比测试两个方面对软件进行退化测试，配合附图作详细说 明。建立五点系统的机理模型进行模拟验证，平面网格步长10m，纵向网格步长5m， 网格数为31×31×5。模型孔隙度取0.30，1～2小层平面方向渗透率为800mD，垂直 方向渗透率为20mD，3～5小层平面方向渗透率为50mD，垂直方向渗透率为10mD。四 口注水井以20m3/d的恒定速率持续注入，生产井的生产速率为80m3/d，保持注采平衡， 模拟时间为18年。
图4为利用本发明的方法所编制的新型模拟器的对称性测试结果，通过分析该模拟器输出的饱和度场(如图4a所示)和压力场(如图4b所示)可发现两者的分布均 有良好的对称性，且四口注水井波及区的形状是相同的，证明了该模拟器的计算结果 是可靠稳定的。
图5为利用本发明的方法所编制的新模拟器与ECLIPSE的开发指标对比测试结果，将该模拟器与ECLIPSE模拟的产油速率与含水率进行对比，结果表明除了3000d-4000d 这个时间段的产油速率有微小的差异外，两种模拟器的模拟结果基本一致，与Eclipse 软件相比，新模拟器的统计误差为0.16％，说明该模拟器的计算结果是精确的。
针对典型稠油区块的实际生产状况，建立反五点机理模型，模型的基本参数和上述机理模型一致，模拟时增加启动压力梯度与流度关系曲线。应用本发明的方法研发 的模拟器进行变启动压力梯度模型研究，探究启动压力梯度对开发效果的影响。
图6为较低渗透层考虑与不考虑变启动压力梯度的饱和度场分布。图7为较低渗透层考虑与不考虑变启动压力梯度的压力场分布。图8为较高渗透层考虑与不考虑变 启动压力梯度的饱和度场分布。图9为较高渗透层考虑与不考虑变启动压力梯度的压 力场分布。图10为考虑与不考虑变启动压力梯度的含水率与采出程度曲线对比图。
饱和度场的模拟结果表明：启动压力梯度会对稠油水驱产生一个附加渗流阻力，加快最小渗流阻力通道的形成，注入水大部分沿优势通道流动，水驱波及面积减小。 压力场的模拟结果表明：启动压力梯度的存在导致注水井附近压力等值线分布密集且 高压波及区面积增大，四口生产井由于优势通道的形成见水时间早，相比线性渗流地 层压力更低且易形成低压区。不同渗透率地层的饱和度和压力场模拟结果表明：较高 渗透率地层的剩余油饱和度分布受启动压力梯度的影响明显，层间与层内矛盾的影响 占次要地位；较低渗透率地层的阻力相对较大，注入水不易流入，启动压力梯度对注 入水波及面积的影响不明显，但在波及区范围内剩余油饱和度相对较高。所以启动压 力梯度会加剧层间渗流阻力差异，加剧层间矛盾。从含水率和采出程度等开发指标曲 线看，稠油的启动压力梯度导致井组的采出程度下降，见水早且含水率上升速度快， 开发效果变差。
截取稠油区块X中的一个反五点井组进行研究，模拟时间段为1998.10.1到2017.11.1，采用油田配产配注的实际数据，模拟采用实验测得的X区块稠油启动压力 梯度与流度关系曲线。
图11为利用本发明方法所编制的变启动压力梯度模拟器与现有的ECLIPSE的含水率曲线拟合对比图。采用传统数值模拟方法进行历史拟合，拟合结果与生产数据在前 中期相差较大，油井见水时间与生产实际相差将近半年，仅调整储层的物性参数模型 难以实现在前中期精确拟合，还需从稠油的渗流特点入手实现高精度拟合。应用由本 发明的方法编制的变启动压力梯度模拟器可实现含水率的高精度拟合。显然，稠油变 启动压力梯度数值模拟物理背景丰富，更加接近现场实际生产，对稠油水驱的合理开 发与调整可提供理论与技术支持。
本发明所述考虑启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，建立启动压力梯度随流度的变化关系模型，由油相流度插值得各网格节点的启动压力梯度值，从而计算每个 网格各方向的流动修正系数并更新传导率数据场；本发明从稠油的流动机理入手，可 以实现对稠油油藏水驱特征精确表征，同时全隐式的求解方法保证油藏数值模拟结果 的稳定性与可靠性，为研究稠油渗流场变化规律，准确预测剩余油分布，制定油田开 发方案，指导油田挖潜潜力评价提供理论支持。
本发明仅以上述实施例进行说明，各部件的结构、设置位置及其连接都是可以有所变化的。在本发明技术方案的基础上，凡根据本发明原理对个别部件进行的改进或 等同变换，均不应排除在本发明的保护范围之外。
Claims (8)
1.一种考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，其包括以下步骤：
S1、确定水驱稠油区块的油藏物性参数，形成水驱稠油区块的模拟模型；
S2、建立水驱稠油变启动压力梯度数值模拟模型；
1)获得油相启动压力梯度和流度的关系模型
2)将步骤1)中的油相启动压力梯度和流度的关系式代入水驱稠油区块的渗流运动方程中，并结合连续方程和状态方程建立水驱稠油区块的渗流数学模型；
其中，渗流运动方程中的油相运动方程为
式中，K为渗透率张量；Kro为油相的相对渗透率，μo为油相的粘度；Φo为油相的流动势；G为启动压力梯度；
为Hamilton算子；
3)对步骤2)中的水驱稠油区块的渗流数学模型进行有限差分离散化，并采用全隐式方法最终获得变启动压力梯度数值模拟模型；
S3、初始化压力和饱和度场；
S4、采用全隐式迭代方法求解水驱稠油区块的压力和饱和度；
S5、进行收敛条件与物质平衡检查；
若满足收敛性要求和物质平衡则输出当前时间步的启动压力梯度、压力以及饱和度等参数，进入下一个时间步的循环计算，若不满足上述条件，则需要调整迭代步长，重复步骤S4；
S6、检查是否达到模拟结束时刻，是则输出水驱稠油区块的启动压力梯度场、压力场以及饱和度场，否则重复步骤S1～S5。
2.如权利要求1所述的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于：上述步骤S1中，油藏物性参数包括渗透率、孔隙度、流体的高压物性以及相渗曲线。
3.如权利要求1所述的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，在上述步骤S2的1)中，获得油相启动压力梯度和流度的关系模型的具体内容包括：
根据稠油区块的岩心驱替试验获得油相流度与启动压力梯度数据，对油相流度和启动压力梯度数据进行拟合处理，获得油相启动压力梯度随流度变化的关系曲线图及拟合方程；
拟合方程为：
4.如权利要求1所述的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，在上述步骤S2的2)中，建立水驱稠油区块的渗流数学模型如下：
油组分：
水组分：
气组分：
饱和度方程：So+Sw+Sg＝1
毛管力方程：
初始条件：
外边界条件：
内边界条件：生产井给定井底流压或给定产油、产液量、产水量，注水井给定井底流压或给定注入量；
上述式中，qov，qwv，qgv分别为油、水、气三相单位时间注入或采出体积；So，Sw，Sg分别为油、水、气三相饱和度；Po，Pw，Pg分别为油、水、气三相的压力；Φo，Φw，Φg分别为油、水、气三相的流动势；ρo，ρw，ρg分别为油、水、气三相的密度；Bo，Bw，Bg分别为油、水、气三相的体积系数；μo，μw，μg分别为油、水、气三相的粘度；Rso，Rsw分别为溶解气在油相和水相的溶解气油比；Kro，Krw，Krg分别为油、水、气三相的相对渗透率；K为渗透率张量；φ为岩石孔隙度；D为油藏深度；g为重力加速度；n为油藏外边界法线方向；Γ为油藏外边界；P|i＝0为初始条件下的原始地层压力分布；Sw|i＝0，So|i＝0为初始条件下地层中的含水、含油饱和度分布；
为Hamilton算子；g为重力加速度；f为流动修正系数；Pcow为油水两相间毛管力；Pcog为气油两相间毛管力；G为启动压力梯度。
5.如权利要求1所述的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，在上述步骤S2的3)中，获得变启动压力梯度数值模拟模型的过程如下：
油、气、水3个组分的隐式差分方程分别为
油组分
水组分
气组分：
其中，Qvo＝Vbqvo；Qvw＝Vbqvw；Qvg＝Vbqvg；
Φl＝Pl-ρlgD,(l＝o,w,g)；n表示第n个时间步；l表示迭代次数，Δt时间步长；Vb为网格块体积；
代表n+1时步Po，Sw等参数第l+1次、第l次迭代的差值；
对油、气、水3个组分的隐式差分方程展开，在n+1时步、第l+1迭代步计算过程中，忽略Δ[(…)δSw]·Δ[(…)δPo]，Δ[(…)δPo]·Δ[(…)δPo]等二阶小量，整理上述方程：
油组分左端项：
水组分左端项：
气组分左端项：
油组分右端项：
其中，
水组分右端项：
其中，
气组分右端项：
其中，
6.如权利要求1所述的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，在上述步骤S4中，求解水驱稠油区块的压力和饱和度的具体过程如下：
在进行下一迭代步的水驱稠油区块的压力和饱和度求解之前，先由上一迭代步计算的油藏物性参数进行非线性系数计算，具体包括：
①考虑启动压力梯度时，通过各网格油相流度插值求得每个网格块各方向的油相启动压力梯度G，计算界面上的油相势梯度，对比油相启动压力梯度G与油相势梯度模
最终进行流动修正系数f的计算，其中，若
则
若
则f＝0；
②若不考虑启动压力梯度，则f＝1；
在非线性系数计算的基础上组装计算Jacobi矩阵，然后采用GPU并行高效算法求解Jacobi矩阵，获得压力与饱和度。
7.如权利要求6所述的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，界面上的油相势梯度计算方法为：
相邻两个网格的油相势相减，再除以两个网格中心点的距离即为油相势梯度。
8.如权利要求1所述的考虑变启动压力梯度的水驱稠油数值模拟方法，其特征在于，在上述步骤S5中，收敛条件为当前时间步与上一时间步之间的差值要小于0.001；物质平衡检验采用增量物质平衡方法或累积物质平衡方法检验；
其中，增量物质平衡方法的计算公式为：
累积物质平衡方法的计算公式为：
式中，
表示油藏中任意网格块的体积，其中，一个油藏划分很多网格，i，j，k表示网格的空间位置，Vb为网格块体积；φ表示岩石孔隙度；αc为体积转换系数，αc＝5.614583；Bl表示体积系数，其中，l代表油气水三相，l＝o,w,g；n表示第n个时间步；m表示累积到的时间步；Δt时间步长；为x,y,z三个方向各相的流量；nx、ny、nz分别为x,y,z三个方向的网格数；IMB、CMB变化范围均在0.995～1.005之间。
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