CN111677486A - 致密油二氧化碳吞吐模拟方法、装置及存储介质 - Google Patents
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Abstract
本说明书实施方案提供了一种致密油二氧化碳吞吐模拟方法、装置及存储介质，该包括：获取油藏地质参数及初始反演参数特征值；基于油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为二氧化碳吞吐数值模拟模型；基于井生产方式，对嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；确定生产动态参数模拟值与实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；根据卡尔曼迭代增益调整初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；在数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为油藏特征参数拟合结果。本说明书实施方案可以提高致密油二氧化碳吞吐模拟的精度和效率。
Description
技术领域
本说明书涉及致密油气藏开发技术领域，尤其是涉及一种致密油二氧化碳吞吐模拟方法、装置及存储介质。
背景技术
油气藏开发过程中，在进行致密油CO2吞吐生产时，可以对生产历史数据进行自动历史拟合，并通过自动参数反演得到致密油的特征参数，以此来建立精确的致密油CO2吞吐模型，以用于指导未来的生产。
致密油藏由于其孔渗值很低，通常提高其采收率的技术为压裂及其相关方法，而在进行压裂后的致密油藏地质状况与裂缝性油藏相似，虽然其基质渗透率很低，但是由于压裂缝的存在，渗流状况良好。因此，在建立致密油CO2吞吐数值模型过程中使用的是压裂裂缝性油藏数值模拟的思路。
目前应用于压裂裂缝性油藏开发的主要物理模型包括单重孔隙介质模型、双重孔隙介质模型以及离散裂缝网络模型。针对不同的油藏，三种方法具有各自的特点与不足，以下具体说明。
单重孔隙介质模型以等效渗透率为基础，将地层中不同渗透率等效为单一渗透率且各向同性，用连续介质方法建立有关渗流问题的模型。当地层的非均质性较弱时使用单重介质模型作为建模方法，该模型利用有效多孔介质近似代替基质和裂缝系统，通过一系列参数将流体在有效多孔介质中的流动计算简化为单孔介质中流体流动的计算过程。这种方法极大的简化了模型并且提高了模拟的计算速度，适用于裂缝网络发育且裂缝均匀分布的多孔介质油藏，但是由于致密油藏强烈的非均质性，使得单重介质模型很难准确描述致密油藏中复杂的裂缝系统，从而使得致密油藏中的渗透状况描述与实际相去甚远。
双重孔隙介质模型在裂缝性油藏数值模拟中的应用最为广泛，特别是用于天然裂缝发育的储层，它是将孔隙和裂缝分别使用两套不同且彼此独立的网格系统进行刻画，模型具有裂缝和基质两套网格系统并且分别赋值。而两套网格系统之间是通过窜流方程来联系的，窜流方程中重要的参数为窜流系数和形状因子，二者综合起来准确的刻画压裂性裂缝的致密油藏特征。但是窜流系数和形状因子对网格尺寸比较敏感，模型准确性的提高必须以计算量的增加为代价，在致密油藏建模过程中，使用双重孔隙介质模型平衡两者时过程繁琐，一般采取局部网格加密的方法来刻画裂缝，用以解决计算量大的问题，但是，由于压裂后致密油藏中存在着许多条控制流体运动方向的大裂缝，因此双重孔隙介质模型在致密油建模上具有很大的局限性。
离散裂缝网络模型是通过一系列指定网格代表裂缝，裂缝离散分布在模型中，利用相邻网格间的传导率控制基质和裂缝系统之间的流体流动。离散裂缝网格模型能够保证模型中裂缝几何形状和性质与实际储层保持一致，进而准确预测流体在裂缝中的流动特征。但现有的离散裂缝数值模型都是基于匹配型网格，即将裂缝作为内边界并以此为约束面来进行网格剖分。由于裂缝几何形态的复杂性，需采用非结构化网格技术，其剖分过程非常复杂和繁琐，对网格剖分和编号要求很高，剖分后的网格数量非常庞大、编号复杂，导致计算量相当大，求解过程复杂。尤其当裂缝间距离或夹角很小时，常常因网格划分质量差导致计算困难。
综上所述，目前的三种介质模型各有其优缺点，在压裂后致密油藏裂缝建模问题上，三种模型均不适用。单重介质模型计算速度快但很难刻画裂缝特征及其分布且精度不高。双重介质模型仅适用于刻画裂缝发育程度高的储层，对压裂后的储层模拟误差很大。现有的离散裂缝数值模型虽然能够准确刻画裂缝，但其计算量过大，受目前计算机硬件和数值模拟技术的制约，其模拟效率较低，无法实际应用于工业性的油藏。
发明内容
本说明书实施方案的目的在于提供一种致密油二氧化碳吞吐模拟方法、装置及存储介质，以提高致密油二氧化碳吞吐模拟的精度和效率。
为达到上述目的，一方面，本说明书实施方案提供了一种致密油二氧化碳吞吐模拟方法，包括：
获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值；
基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型；
基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；
确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；
根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；
在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
在本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟方法中，所述油藏地质参数及初始反演参数特征值均为经数据标准化处理后获得的数据。
在本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟方法中，所述初始反演参数特征值包括：
所述致密油藏的储层改造区域范围的压裂裂缝渗透率初始特征值；
所述致密油藏的储层改造区域范围的等效基质渗透率初始特征值；以及，
所述致密油藏的储层改造区域范围的天然裂缝渗透率初始特征值。
在本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟方法中，所述油藏地质参数包括：
所述致密油藏的储层构造特性参数及储层属性参数。
在本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟方法中，所述嵌入式组分离散裂缝先验模型中碳组分的质量守恒方程为：
其中，
为向量微分算子，xc,g为碳组分在气相的摩尔分数，ρg为气相莫尔密度，kf为裂缝渗透率，
为裂缝中气相的相对渗透率，δ为，μg为气相的粘度，pg为气相的压力，
为裂缝中气相压力，ωf为裂缝开度，pwell为井底流压，r0为所求裂缝网格点位置与井筒中心的距离，rwell为井筒半径，
为裂缝孔隙度，
为裂缝中气相饱和度，t为时间，
为裂缝与基质网格的接触面积，knnc为非相邻连接渗透率调和平均值，分为三种情况，krg为气相的相对渗透率，
为解吸附的碳组分扩展进入嵌入式组分离散裂缝先验模型的第j个基质网格的摩尔速度，
非相邻连接的特征距离，Nnnc为单个基质网格包含的非相邻连接个数。
另一方面，本说明书实施方案还提供了一种致密油二氧化碳吞吐模拟装置，包括：
参数获取模块，用于获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值；
模型构建模块，用于基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型；
参数模拟模块，用于基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；
增益获取模块，用于确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；
参数调整模块，用于根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；
结果确定模块，用于在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
在本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟装置中，所述油藏地质参数及初始反演参数特征值均为经数据标准化处理后获得的数据。
在本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟装置中，所述初始反演参数特征值包括：
所述致密油藏的储层改造区域范围的压裂裂缝渗透率初始特征值；
所述致密油藏的储层改造区域范围的等效基质渗透率初始特征值；以及，
所述致密油藏的储层改造区域范围的天然裂缝渗透率初始特征值。
在本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟装置中，所述嵌入式组分离散裂缝先验模型中碳组分的质量守恒方程为：
其中，
为向量微分算子，xc,g为碳组分在气相的摩尔分数，ρg为气相莫尔密度，kf为裂缝渗透率，
为裂缝中气相的相对渗透率，δ为，μg为气相的粘度，pg为气相的压力，
为裂缝中气相压力，ωf为裂缝开度，pwell为井底流压，r0为所求裂缝网格点位置与井筒中心的距离，rwell为井筒半径，
为裂缝孔隙度，
为裂缝中气相饱和度，t为时间，
为裂缝与基质网格的接触面积，knnc为非相邻连接渗透率调和平均值，分为三种情况，krg为气相的相对渗透率，
为解吸附的碳组分扩展进入嵌入式组分离散裂缝先验模型的第j个基质网格的摩尔速度，
非相邻连接的特征距离，Nnnc为单个基质网格包含的非相邻连接个数。
另一方面，本说明书实施方案还提供了一种计算机存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值；
基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型；
基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；
确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；
根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；
在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
由以上本说明书实施方案提供的技术方案可见，本说明书实施方案通过
由此可见，本说明书的实施方案利用了嵌入式离散裂缝方法建立致密油压裂后的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以此作为致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型，从而大大降低了网格划分的复杂度，提高了模拟效率，同时基于嵌入式组分离散裂缝先验模型还有利于精确模拟水力压裂缝，从而提高了对压裂后致密油藏的拟合程度。不仅如此，在本说明书的实施方案中，还可以根据生产动态参数模拟值与致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵获取卡尔曼迭代增益，并根据卡尔曼迭代增益更新生产动态参数模拟值，从而大幅降低了模拟计算量，进一步提高了模拟效率。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书实施方案或现有技术中的技术方案，下面将对实施方案或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本说明书中记载的一些实施方案，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：
图1为本说明书一些实施方案中致密油二氧化碳吞吐模拟方法的流程图；
图2为本说明书一示例性实施方案中模型内的嵌入式离散裂缝的可视化示意图(显示裂缝渗透率)；
图3为本说明书一示例性实施方案中模型内的嵌入式离散裂缝的可视化示意图(未显示裂缝渗透率)；
图4为本说明书一示例性实施方案中模型在初期衰竭式开采结束时的压力分布场示意图；
图5为本说明书一示例性实施方案中模型在注入二氧化碳结束时的压力分布场示意图；
图6为本说明书一示例性实施方案中模型在焖井结束时的压力分布场示意图；
图7为本说明书一示例性实施方案中模型在生产过程中的地层压力分布场示意图；
图8为本说明书一示例性实施方案中模型在注入二氧化碳生产一年后的气体压力分布场示意图；
图9为本说明书一示例性实施方案中油气田产量变化示意图；
图10为本说明书一示例性实施方案中井底流压变化示意图；
图11为本说明书一示例性实施方案中气态二氧化碳与溶解态二氧化碳的排量曲线示意图；
图12为本说明书一示例性实施方案中模拟过程中二氧化碳组分饱和度分布示意图；
图13为本说明书一些实施方案中计算机存储介质(存储器)的结构框图。
图14为本说明书一些实施方案中致密油二氧化碳吞吐模拟装置的结构框图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本说明书实施方案中的附图，对本说明书实施方案中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方案仅仅是本说明书一部分实施方案，而不是全部的实施方案。基于本说明书中的实施方案，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方案，都应当属于本说明书保护的范围。
参考图1所示，本说明书一些实施方案中的致密油二氧化碳吞吐模拟方法可以包括以下步骤：
S101、获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值。
在本说明书一些实施方案中，致密油藏的油藏地质参数可以包括致密油藏的储层构造特性参数及储层属性参数。在本说明书一示例性实施方案中，储层构造特性参数例如可以包含储层边界与尺度描述、厚度与范围、含油层位、油气界面、断层位置、水体描述等。在本说明书一示例性实施方案中，储层属性参数例如可以包含储层中孔隙度、渗透率、饱和度、温度、压力分布参数、储层有效厚度、断层传导率、岩石流体压缩系数、流体物性参数等。
在本说明书一些实施方案中，致密油藏的油藏地质参数可以根据致密油藏的油藏地质勘探数据以及致密油藏的岩样分析数据等获得。一般地，获取的油藏地质参数可以有很多组。根据需要，这些油藏地质参数可以全部参与后续的数值模拟计算；也可以基于拉丁超立方抽样等方法从中抽取一部分，以参与后续的数值模拟计算。
一般地，在致密油藏的油藏地质参数中，对产量影响最大的参数为基质(即基岩)和裂缝的渗透率，因此，需要进行参数反演。因此，在本说明书一些实施方案中，初始反演参数特征值可以包括致密油藏的储层改造(stimulated reservoir volume，简称SRV)区域范围的压裂裂缝渗透率初始特征值、等效基质渗透率初始特征值和天然裂缝渗透率初始特征值。其中，压裂裂缝包括压裂主裂缝和次级裂缝。压裂主裂缝和次级裂缝(例如次一级裂缝和次二级裂缝)形成的渗透率场可以利用嵌入式离散裂缝方法进行处理。例如，在一示例性实施方案中，压裂主裂缝可以垂直于水平井井段(例如图2中大致呈纵向分布的长线所示)，次级裂缝(例如图2中大致呈横向分布的短线所示)可以垂直于压裂主裂缝。在一示例性实施方案中，可以采用提高渗透率的高渗区表示天然裂缝。在另一示例性实施方案中，在嵌入式组分离散裂缝先验模型中，天然裂缝(一般为天然小裂缝)也可以利用Frac软件等随机生成。
在本说明书一些实施方案中，上述的油藏地质参数及初始反演参数特征值可以均为经数据标准化处理(或归一化处理)后获得的数据，以利于提高模拟精度。
在本说明书一些实施方案中，在步骤S101中，还可以获取数值离散求解格式参数则指数值模型求解过程中的各类控制参数，如收敛控制参数(迭代控制参数)等，以便于在当前的模拟结果达到预期精度要求时终止模拟过程。
S102、基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型。
在本说明书一些实施方案中，嵌入式离散裂缝模型是由Lee研究人员和Moinfar等人提出，前者提出的是利用嵌入式离散裂缝方法求解嵌入式离散裂缝模型，以降低运算量。后者主要是通过总结出嵌入式离散裂缝的三种非相邻连接，即单一基质网格中的单条裂缝嵌入、单条裂缝在多个基质网格中的嵌入和单一网格中多条裂缝的相交的非相邻连接关系，从而量化了基质和嵌入式裂缝之间的窜流关系，为模型计算提供了数值基础。在生成嵌入式离散裂缝模型的过程中，可以基于一些油藏地质参数对基质系统(基质立方体)进行简单的网格剖分，形成结构化网格并进行编号，然后将裂缝网络(即由压裂主裂缝、次级裂缝等构成的裂缝分布)直接嵌入网格化基质系统中，如此，就降低了模型网格划分的复杂度，在提高计算效率的同时，精细模拟了流体在裂缝性油藏中的流动。
在本说明书一些实施方案中，在定义嵌入式组分离散裂缝先验模型中的裂缝时，可以通过给定裂缝的厚度以及计算裂缝四个顶点的坐标来生成所需要的裂缝形态及其位置。
一般地，对编号为i的油藏网格单元(网格i)，碳组分c的物质守恒方程可以写为：
其中，
是累积项，且
mc为物质c的质量，t为时间，
为孔隙度，V是网格单元体积，So和Sg分别是含油饱合度和含气饱合度，ρo和ρg分别是油相摩尔密度和气相摩尔密度，xc和yc分别是碳组分c在油相、气相的摩尔分数，(qo)ij、(qg)ij分别是油相和气相的摩尔流速，下标ij代表从网格i流向网格j，j是与网格i接触的网格，
分别是组分c流向井和边界的摩尔流速，
为解吸附的组分c扩散进入基质网格的摩尔速率，在双孔/多孔模型中，如果网格i是裂缝网格，
总是等于零。
而在本说明书实施方案的嵌入式组分离散裂缝先验模型中，碳组分的质量守恒方程可通过下式表示：
其中，
为向量微分算子，xc,g为碳组分在气相的摩尔分数，ρg为气相莫尔密度，kf为裂缝渗透率，
为裂缝中气相的相对渗透率，δ为，μg为气相的粘度，pg为气相的压力，
为裂缝中气相压力，ωf为裂缝开度，pwell为井底流压，r0为所求裂缝网格点位置与井筒中心的距离，rwell为井筒半径，
为裂缝孔隙度，
为裂缝中气相饱和度，t为时间，
为裂缝与基质网格的接触面积，knnc为非相邻连接渗透率调和平均值，分为三种情况，krg为气相的相对渗透率，
为解吸附的碳组分扩展进入嵌入式组分离散裂缝先验模型的第j个基质网格的摩尔速度，
非相邻连接的特征距离，Nnnc为单个基质网格包含的非相邻连接个数。
S103、基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值。
在本说明书一些实施方案中，致密油藏的井生产方式可以包括CO2多轮次注入(例如周期性注入)及各工作参数(例如焖井、定井井底流压条件等)。
在本说明书的实施方案中，嵌入式组分离散裂缝先验模型中基质和裂缝之间的渗流满足达西定律，基于致密油藏的井生产方式，可以对嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，从而可以获得生产动态参数模拟值。
在本说明书一些实施方案中，可以根据以下计算方法获得生产动态参数模拟值：
yf＝G[y]+εw；
y＝[ms,mp,d]T
式中：ms为Nm维静态参数向量，mp为Np维动态参数向量，d为Nd维需要拟合的生产数据向量，yf为预测模拟的状态向量，G为数值模拟软件对状态向量控制计算的函数，表明此时间步下的状态向量与下一时间步的预测状态向量的相关性，εw为过程噪声，表示将预测的状态向量添加过程扰动的值，y为状态向量，y的维数为Ny＝Nm+Np+Nd，上标T表示矩阵的转置；状态向量y由三种类型的参数组成：静态参数ms、动态参数mp和生产数据d。其中，静态参数是指在传统历史拟合油藏模拟过程中不随时间变化的参数。动态参数可以包括流动模拟的基本变量(比如压力和饱和度等)。生产数据一般可以包括与模拟数据相对应的监测值，可以通过获取相应时间的产量数据并添加扰动。
S104、确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益。
在本说明书一些实施方案中，可以根据集合卡尔曼滤波算法，获取生产动态参数模拟值与实际生产动态参数值的协方差矩阵，进而可以据此获得卡尔曼迭代增益。相对于其他的优化方法，集合迭代平滑(IEnKS)不需要求取目标函数梯度，并可以考虑当前时间观测对以往参数估计的影响。为了提高模拟预测的可信度，还可以通过监测数据来校准油藏模型的储层参数。其中，卡尔曼迭代增益矩阵可以表示为：
式中，
为第i次迭代的卡尔曼增益矩阵，
为第i次迭代的集合状态向量(即生产动态参数模拟值)的误差协方差矩阵；CD为集合观测向量(即实际生产动态参数值)的误差协方差矩阵，H为状态向量与观测数据相关的矩阵算子，上标f可以表示预测状态(即通过模拟预测出的状态)，Ne为一个集合中状态向量的数量，
为第i次迭代的第j个包含不确定油气藏参数及生产数据的集合成员状态预测向量，
为第i次迭代的Ne个集合成员状态预测向量的均值。
S105、根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值。
在本说明书一些实施方案中，可以利用基于集合卡尔曼滤波算法得到的卡尔曼迭代增益，更新集合状态向量(即更新反演参数特征值)，具体计算公式如下：
其中，Yi a为第i次迭代更新后的集合状态向量，Yi f为第i次迭代更新前的预测集合状态向量，D为集合的采样观测数据，且
因此，在致密油藏二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟过程中，可以结合生产数据并利用IEnKS方法连续更新油藏模型的集合。
S106、在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
在本说明书一些实施方案中，当所述数值模拟满足迭代终止条件(例如达到设定的迭代次数)时，则将当前获得的反演参数特征值作为致密油藏的油藏特征参数拟合结果。当然，如果所述数值模拟不满足迭代终止条件(例如未达到设定的迭代次数)，则可以跳转执行S106，以继续进行模拟。
由此可见，本说明书的实施方案利用了嵌入式离散裂缝方法建立致密油压裂后的裂缝模型(即嵌入式组分离散裂缝先验模型)，以此作为致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型，从而大大降低了网格划分的复杂度，提高了模拟效率，同时基于嵌入式组分离散裂缝先验模型还有利于精确模拟水力压裂缝，从而提高了对压裂后致密油藏的拟合程度。不仅如此，在本说明书的实施方案中，还可以根据生产动态参数模拟值与致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵获取卡尔曼迭代增益(即引入了集合迭代平滑(IEnKS)算法)，并根据卡尔曼迭代增益更新生产动态参数模拟值，从而大幅降低了模拟计算量，进一步提高了模拟效率。
下面将通过示例性举例来说明本说明书实施方案的致密油二氧化碳吞吐模拟方法的可行性和有效性。
为了对吉木萨尔油田芦草沟组某区块致密油进行产能自动历史拟合和精确的产能预测，对致密油藏初始特征参数进行反演，降低模型初始特征参数的不确定性。
实验室利用多块芦草沟组某区块岩心进行岩心驱替实验所获得的该油藏的基质渗透率为0.008mD,孔隙度为0.12，油藏厚度为15m以及流体物性和相应的相渗曲线。本次建模建立的模型中，基质渗透率为所测岩心的平均渗透率，且使用随机建立天然裂缝的方法嵌入小裂缝，水力裂缝建立主裂缝、次一级裂缝，压裂改造的SRV区域采用提高渗透率的方法；而反演模型将天然裂缝与基质渗透率结合所得出的等效渗透率进行参数反演，用于表征致密油的油藏特征。
模型主要所用数据：
基质渗透率0.01mD，天然裂缝116条，渗透率500mD，开度为0.00592m。(原始模型)
等效基质渗透率0.012mD。(初始T0时刻反演模型)
其余数据相同：
模型规模为100×100×3，DX＝10m,DY＝15m,DZ＝5m,厚度h＝15m，顶深TOPS＝3600m；
压裂主裂缝的渗透率为10000mD，开度为0.006m，半长为200m，条数为5；
次一级裂缝渗透率为5000mD，开度为0.003m，半长为75m，条数为30；
次二级裂缝渗透率为2000mD，开度为0.001m，半长为20m，条数为60；
根据上述数据，先建立致密油CO2吞吐的嵌入式离散裂缝模型的原始模型和初始T0时刻反演模型，并将反演模型复制到共12个更新时间步的12×100个算例主文件中。
以原始模型拟合生产数据作为油藏实际生产数据，反演模型与原始模型的主要区别是模型中将天然裂缝与基质渗透率合并，从而共同作用在等效基质渗透率这个参数上，并参与反演。
下面将利用致密油二氧化碳吞吐模拟方法来模拟该实际生产油藏。
1)、给定模型的基础数据。设定待反演参数及其参数范围：等效基质渗透率为(0.008,0.018)，主裂缝渗透率为(9500,12000)；次一级裂缝渗透率(4500,7500)，次二级裂缝渗透率为(2500,3500)。生成100组渗透率场文件。
2)、建立模型。根据数据处理装置得到的文件生产100个嵌入式离散裂缝的先验模型。例如，参考图2和图3所示，图2和图3分别示出了原始模型中嵌入式离散裂缝在显示裂缝渗透率下的可视化示意图，以及原始模型中嵌入式离散裂缝在未显示裂缝渗透率下的可视化示意图。其中，图2和图3中的INJ-PRO为生产井的标识符(后续附图中涉及到INJ-PRO可以参照本处解释，不再赘述)。
3)、利用100个嵌入式离散裂缝的先验模型进行生产历史数值模拟，获取先验模型的生产动态参数模拟值。在进行生产历史数值模拟的过程中，模型的渗流场可如图4～图8所示。具体的，图4示出了模型在初期衰竭式开采结束时的压力分布场；图5示出了模型在注入二氧化碳结束时的压力分布场；图6示出了模型在焖井结束时的压力分布场；图7示出了模型在生产过程中的地层压力分布场；图8示出了模型在注入二氧化碳生产一年后的气体压力分布场示意图。
4)、计算得到100组先验模型的生产动态参数模拟值和油藏实际生产动态参数的协方差矩阵，进而获得卡尔曼迭代增益矩阵。
例如，在图9所示的模拟油气产量图中，细实线表示INJ-PRO的产气量(即GasProdRate-INJ-PRO)随时间变化的曲线；粗实线表示INJ-PRO的产油量(即OilProdRate-INJ-PRO)随时间变化的曲线。图9中横坐标date表示日期(即时间)，左侧纵坐标中的GasProdRate表示产气量，右侧纵坐标中的OilProdRate表示产油量(后续附图中涉及date、GasProdRate和OilProdRate的部分，可以参见本处解释，不再赘述)；左侧纵坐标及右侧纵坐标中的SM3/DAY基准立方米/天。
在进行生产历史数值模拟的过程中，INJ-PRO的井底流压(即BHP-INJ-PRO)变化可如图10所示；其中，在图10中纵坐标中的barsa为压力单位。INJ-PRO的气态CO2排量(即Gas_CO2-INJ-PRO)随时间变化的曲线可以如图11中的深色曲线所示；INJ-PRO的溶解态CO2排量(即Oil_CO2-INJ-PRO)随时间变化的曲线可以如图11中的浅色曲线所示；其中，在图11中纵坐标中的K-MOL/ADY表示每天的摩尔流速。INJ-PRO的CO2组分饱和度分布可如图12所示。
5)、对100组先验模型的等效基质渗透率K0、主裂缝渗透率Kf、次一级裂缝渗透率K1、次二级裂缝渗透率K2和SRV区域渗透率K3。得到新的100个嵌入式离散裂缝的先验模型。然后继续原来的流程进行更新迭代，直到完成20次迭代(这里预设的迭代次数为20)，得到最新待反演的特征参数。
6)、选取拟合较好的几个模型组成最佳拟合静态参数特征值，将这些最佳静态参数特征值作为重构模型的参数，建立重构模型进行计算。并以此来预测未来产能预测和相对衰竭式开采的增油效率。
与上述的致密油二氧化碳吞吐模拟方法对应，参考图13所示，本说明书一些实施方案还提供了计算机存储介质(例如图13中的存储器)，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值；
基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型；
基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；
确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；
根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；
在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
虽然上文描述的过程流程包括以特定顺序出现的多个操作，但是，应当清楚了解，这些过程可以包括更多或更少的操作，这些操作可以顺序执行或并行执行(例如使用并行处理器或多线程环境)。
与上述的致密油二氧化碳吞吐模拟方法对应，参考图14所示，本说明书一些实施方案还提供了致密油二氧化碳吞吐模拟装置，其可以包括：
参数获取模块141，可以用于获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值。
模型构建模块142，可以用于基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型。
参数模拟模块143，可以用于基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值。
增益获取模块144，可以用于确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益。
参数调整模块145，可以用于根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值。
结果确定模块146，可以用于在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本说明书时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
本申请是参照根据本说明书实施方案的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
本领域技术人员应明白，本说明书的实施方案可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本说明书实施方案可采用完全硬件实施方案、完全软件实施方案或结合软件和硬件方面的实施方案的形式。而且，本说明书实施方案可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本说明书实施方案可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本说明书实施方案，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
本说明书中的各个实施方案均采用递进的方式描述，各个实施方案之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施方案重点说明的都是与其他实施方案的不同之处。尤其，对于系统实施方案而言，由于其基本相似于方法实施方案，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施方案的部分说明即可。在本说明书的描述中，参考术语“一个实施方案”、“一些实施方案”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施方案或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书实施方案的至少一个实施方案或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施方案或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施方案或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施方案或示例以及不同实施方案或示例的特征进行结合和组合。
以上所述仅为本申请的实施方案而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种致密油二氧化碳吞吐模拟方法，其特征在于，包括：
获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值；
基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型；
基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；
确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；
根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；
在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
2.如权利要求1所述的致密油二氧化碳吞吐模拟方法，其特征在于，所述油藏地质参数及初始反演参数特征值均为经数据标准化处理后获得的数据。
3.如权利要求1所述的致密油二氧化碳吞吐模拟方法，其特征在于，所述初始反演参数特征值包括：
所述致密油藏的储层改造区域范围的压裂裂缝渗透率初始特征值；
所述致密油藏的储层改造区域范围的等效基质渗透率初始特征值；以及，
所述致密油藏的储层改造区域范围的天然裂缝渗透率初始特征值。
4.如权利要求1所述的致密油二氧化碳吞吐模拟方法，其特征在于，所述油藏地质参数包括：
所述致密油藏的储层构造特性参数及储层属性参数。
5.如权利要求1所述的致密油二氧化碳吞吐模拟方法，其特征在于，所述嵌入式组分离散裂缝先验模型中碳组分的质量守恒方程为：
其中，
为向量微分算子，xc,g为碳组分在气相的摩尔分数，ρg为气相莫尔密度，kf为裂缝渗透率，
为裂缝中气相的相对渗透率，δ为，μg为气相的粘度，pg为气相的压力，
为裂缝中气相压力，ωf为裂缝开度，pwell为井底流压，r0为所求裂缝网格点位置与井筒中心的距离，rwell为井筒半径，
为裂缝孔隙度，
为裂缝中气相饱和度，t为时间，
为裂缝与基质网格的接触面积，knnc为非相邻连接渗透率调和平均值，分为三种情况，krg为气相的相对渗透率，
为解吸附的碳组分扩展进入嵌入式组分离散裂缝先验模型的第j个基质网格的摩尔速度，
非相邻连接的特征距离，Nnnc为单个基质网格包含的非相邻连接个数。
6.一种致密油二氧化碳吞吐模拟装置，其特征在于，包括：
参数获取模块，用于获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值；
模型构建模块，用于基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型；
参数模拟模块，用于基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；
增益获取模块，用于确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；
参数调整模块，用于根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；
结果确定模块，用于在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
7.如权利要求6所述的致密油二氧化碳吞吐模拟装置，其特征在于，所述油藏地质参数及初始反演参数特征值均为经数据标准化处理后获得的数据。
8.如权利要求6所述的致密油二氧化碳吞吐模拟装置，其特征在于，所述初始反演参数特征值包括：
所述致密油藏的储层改造区域范围的压裂裂缝渗透率初始特征值；
所述致密油藏的储层改造区域范围的等效基质渗透率初始特征值；以及，
所述致密油藏的储层改造区域范围的天然裂缝渗透率初始特征值。
9.如权利要求6所述的致密油二氧化碳吞吐模拟装置，其特征在于，所述嵌入式组分离散裂缝先验模型中碳组分的质量守恒方程为：
其中，
为向量微分算子，xc,g为碳组分在气相的摩尔分数，ρg为气相莫尔密度，kf为裂缝渗透率，
为裂缝中气相的相对渗透率，δ为，μg为气相的粘度，pg为气相的压力，
为裂缝中气相压力，ωf为裂缝开度，pwell为井底流压，r0为所求裂缝网格点位置与井筒中心的距离，rwell为井筒半径，
为裂缝孔隙度，
为裂缝中气相饱和度，t为时间，
为裂缝与基质网格的接触面积，knnc为非相邻连接渗透率调和平均值，分为三种情况，krg为气相的相对渗透率，
为解吸附的碳组分扩展进入嵌入式组分离散裂缝先验模型的第j个基质网格的摩尔速度，
非相邻连接的特征距离，Nnnc为单个基质网格包含的非相邻连接个数。
10.一种计算机存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现以下步骤：
获取致密油藏的油藏地质参数及初始反演参数特征值；
基于所述油藏地质参数建立网格化的嵌入式组分离散裂缝先验模型，以作为所述致密油藏的二氧化碳吞吐数值模拟模型；
基于所述致密油藏的井生产方式，对所述嵌入式组分离散裂缝先验模型进行二氧化碳吞吐生产历史数据数值模拟，获得生产动态参数模拟值；
确定所述生产动态参数模拟值与所述致密油藏的实际生产动态参数值的协方差矩阵，并据此获得卡尔曼迭代增益；
根据所述卡尔曼迭代增益调整所述初始反演参数特征值，获得新的反演参数特征值；
在所述数值模拟满足迭代终止条件时，将当前获得的反演参数特征值作为所述致密油藏的油藏特征参数拟合结果。
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