CN113111607A - 一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，依次包括以下步骤：（1）建立结构化储层网格和裂缝初始单元；（2）计算压裂过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、基质油相压力分布和基质液相饱和度分布；（3）计算油井返排‑生产过程中储层压力分布和储层含水饱和度分布；（4）计算油井的产能。本发明采用结构化网格和嵌入式离散裂缝模型，使用结构化网格能够有利于油藏边界问题的处理，嵌入式离散裂缝模型具有网格划分简单、计算快速、易于处理复杂裂缝等优点。本发明用于模拟油藏开发的压裂、返排和生产过程，通过一体化结合得到更贴近实际情况的油井生产动态，从而指导压裂施工和生产制度设计。

Description

一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法

技术领域

本发明属于油气田开发领域，具体涉及一种基于嵌入式离散裂缝模型的油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法。

背景技术

随着油气资源的不断开发，数值模拟技术在油气田开发中得到了极大的应用。在水力压裂、压后返排、油井生产等领域，通过数值模拟方法能够对施工效果和油井产能进行预测分析，从而对实际的施工、生产提供可靠的指导依据。

目前油气藏开发过程的数值模拟中，压裂施工的数值模拟与油井返排生产过程的数值模拟相对独立，很少有油藏压裂-返排-生产相互结合的一体化数值模拟方法。在水力压裂施工过程中，由于压裂液的滤失和裂缝扩展，油藏的压力场、含水饱和度场均会发生变化，裂缝周围一定范围内的储层流体压力和含水饱和度会得到提升。因此压裂施工结束时与原始初始状态下的储层压力场、饱和度场有着较大的差异，若想要获得与实际生产情况贴切的油井返排-生产模拟结果，就应当运用压裂模拟结束时的储层状态参数进行返排-生产模拟。由此可知，油藏压采一体化数值模拟方法的提出有着重要的意义，油藏流动全耦合的压采一体化模拟可以获得更符合油气井实际生产情况的模拟结果，为油藏开发提供可靠依据。

目前，油藏压采一体化数值模拟方面的研究还比较少。现有的研究主要基于三角形非结构化网格提出了一种耦合页岩气藏水力压裂返排生产过程的一体化模拟方法(唐慧莹，梁海鹏，张东旭，张烈辉.一种耦合页岩气藏水力压裂返排生产过程一体化模拟方法[P].中国专利：CN110863810A,2020.03.06)。但该方法运用非结构化网格进行模拟降低了网格利用率，对运算设备也有着较高的要求，同时无法实现复杂裂缝的模拟。该方法虽然给出了压裂-生产过程模拟的思路，但模型中未考虑储层流动的全耦合，没有记录水力裂缝扩展过程中的压力变化历史，未能将压裂过程与返排生产过程较好结合，无法模拟超低含水饱和度油藏中的压裂液水相圈闭损害。

因此，本发明采用了结构化网格和嵌入式离散裂缝模型进行模拟，建立一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法。使用结构化网格能够有利于油藏边界问题的处理，提升计算效率；同时嵌入式离散裂缝模型还具有网格划分简单、计算快速、易于处理复杂裂缝等优点。

发明内容

本发明的目的在于提供一种基于嵌入式离散裂缝模型的油藏流动全耦合压采一体化数值模拟方法，用于模拟油藏开发中的压裂、返排和生产过程，通过一体化结合能够模拟得到更贴近实际情况的油井生产动态，从而指导压裂施工和生产制度设计，弥补了现有技术的不足。

一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，依次包括以下步骤：

(1)建立结构化储层网格和裂缝初始单元。

首先，在x-y直角坐标系下建立储层的结构化网格，将储层长度L_x划分成n_i段，储层宽度L_y划分为n_j段，整个储层便被划分成了n_i×n_j的结构化网格。x_i,j和y_i,j分别代表着每个网格的长度和宽度，下标i和j代表着每一个网格在储层中的位置。

随后，在储层网格基础上，建立人工裂缝的初始单元。对压裂延伸位置处一定范围内的储层网格进行细化，并在细化后的网格上添加一段有3个网格长度的较小人工裂缝，裂缝延伸方向为y方向，将其作为人工裂缝的初始单元。在压裂阶段裂缝会沿着裂缝初始单元的方向进行延伸。由于本发明选用嵌入式离散裂缝模型来建立人工裂缝，储层网格中人工裂缝会被基质网格切分为具有一定长度的线段。每一个线段代表一个人工裂缝单元，因此人工裂缝的初始单元数为n_L0，人工裂缝单元总数表示为n_L，任意裂缝单元编号为L，每个人工裂缝单元长度为ξ_L，随着裂缝的延伸扩展，n_L会逐渐增大，直至压裂结束。

(2)计算压裂过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、基质油相压力分布和基质液相饱和度分布。

在已建立的油藏网格的基础上，运用水力压裂模型进行数值计算，获得压裂施工过程中的人工裂缝单元总数、裂缝单元的宽度、裂缝单元内的流体压力、人工裂缝半长、基质网格的油相压力以及基质网格的液相饱和度。

水力压裂模型中人工裂缝内为单相流动。水力压裂模型如下：

a)考虑流体滤失的裂缝宽度模型(王鸿勋,张士诚.水力压裂设计数值计算方法[M].北京：石油工业出版社,1998)：

式中，W(y)——人工裂缝任意位置处宽度，m；

H——人工裂缝高度，m；

v——储层岩样的泊松比，无因次；

E——储层岩样的杨氏模量，MPa；

σ_h——水平最小主应力，MPa；

P_m(y)——人工裂缝任意位置处的基质流体压力，MPa。

μ——压裂液的黏度，mPa·s；

v_l——压裂液滤失速度，m/s；

t——时间，s；

k_mf——人工裂缝与基质的平均渗透率，mD；

——人工裂缝到其所在基质网格中心点间的距离，m。

b)压裂过程中的基质渗流模型

P_mc＝P_mo-P_ml (6)

式中，A_mf——裂缝与基质的接触面积，m；

K_F——人工裂缝的渗透率，D；

V_F——人工裂缝单元的体积，m3；

K_Frl——人工裂缝液相相对渗透率，无量纲；

P_F——人工裂缝流体压力，MPa；

φ_F——人工裂缝的孔隙度，无因次；

φ_m——储层基质孔隙度，无因次；

K_m——基质渗透率，mD；

K_mrl——基质中液相的相对渗透率，无因次；

K_mro——基质中油相的相对渗透率，无因次；

S_ml——基质中的液相饱和度，无因次；

V_b——基质单元体积，m³；

μ_l——基质中的液相黏度，mPa·s；

μ_o——基质中的油相黏度，mPa·s；

B_l——基质中液相的体积系数，无因次；

B_o——基质中油相的体积系数，无因次；

P_ml、P_mo——基质中液相、油相的压力，MPa；

P_mc——基质中的毛管压力，MPa；

δ_m——基质网格是否含有人工裂缝的判断参数，由于有裂缝穿过的储层基质网格会发生基质-裂缝的流体交换，因此当储层基质网格有裂缝穿过时δ_m＝1；当储层基质网格无裂缝穿过时δ_m＝0。

c)油藏渗流初始条件为：

P_mo(i,j,t)|_t＝0＝P_e (7)

式中，P_e——油藏原始地层压力，MPa；

i,j——网格的位置坐标。

d)裂缝延伸边界条件为：

P_FtL＝1,t＝P_Z (9)

式中，G——储层岩样的体积模量，MPa；

P_FL＝1,t——压裂施工中的井底流体压力，即第1段人工裂缝单元内的流体压力，MPa；

P_Z——压裂施工中的井底泵注压力，MPa；

n_L——压裂施工时间t下的人工裂缝单元的总数；

ξ_L——人工裂缝单元的长度，m。

e)油藏基质渗流边界条件为：

式中，L_x,L_y——分别表示储层长度和储层宽度，m；

对上述压裂模型进行数值求解可得到任意时间下的人工裂缝任意位置处的宽度W(y)、人工裂缝任意位置处的流体压力P_F、基质油相压力P_mo、基质液相饱和度S_ml。由此可以得到，压裂施工时间t下的每个裂缝单元的宽度W_L,t、每个裂缝单元的流体压力P_FL,t、每个基质网格的油相压力P_moi,j,t和每个基质网格的液相饱和度S_mli,j,t，以及压裂施工时间t下的尖端裂缝单元内的流体压力

将计算得到的

代入下式，则可以得到压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子K_Ii,t。(Abbas S,Gordeliy E,Peirce A,et al.Limited Height Growth and ReducedOpening of Hydraulic Fractures due to Fracture Offsets:An XFEM Application[C].SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference.Society of PetroleumEngineers,2014)

式中，K_Ii,t——压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子，MPa·m^1/2。

将计算得到的裂缝尖端应力强度因子K_Ii,t与储层岩石的断裂韧性K_IC(取K_IC＝2MPa·m^1/2)进行比较。当K_Ii,t≤K_IC时，压裂施工时间t下的人工裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变，重复步骤(2)进行时间t+1下的计算，时间t+1下的人工裂缝单元总数仍为n_L；当K_Ii,t＞K_IC时，人工裂缝沿y方向发生扩展，裂缝长度增加，重复步骤(2)进行时间t+1下的计算，时间t+1下的人工裂缝单元总数为n_L＝n_L+1。

计算直到压裂施工完成时t＝t_end结束，此时可获得时间t＝t_end时的人工裂缝单元总数n_L、每个裂缝单元的宽度

每个裂缝单元内的流体压力

人工裂缝半长n_L×ξ_L、每个基质网格的油相压力

和每个基质网格的液相饱和度

(3)计算油井返排-生产过程中储层压力分布和储层含水饱和度分布。

将已计算获得的人工裂缝半长、基质网格的油相压力分布、基质网格的液相饱和度分布等参数当作油井返排-生产过程中的初始参数来进行模拟。

本发明中的油井的返排-生产模型运用双重介质模型和嵌入式离散裂缝模型进行建立，考虑了人工裂缝、微裂缝、基质、人工裂缝-微裂缝之间和基质-微裂缝之间的流体渗流。模型中储层网格包含了基质和微裂缝，同时人工裂缝中忽略毛管力作用，液相压力与油相压力相同，且均等于人工裂缝单元内的流体压力P_F。油井返排-生产模型如下(Lee S H,Lough M.F,Jensen C.L.Hierarchical modeling of flow in naturally fracturedformations with multiple length scales[J].Water Resources Research,2001,37(3):443-455)：

a)油藏中油-水两相渗流微分方程：

P_fc＝P_fo-P_fl (20)

式中：K_Fro——人工裂缝液相和油相的相对渗透率，无量纲；

K_frl、K_fro——微裂缝液相和油相的相对渗透率，无量纲；

K_f——微裂缝的渗透率，D；

V_f——微裂缝网格的体积，m³；

q_Fl、q_Fo——人工裂缝中液相和油相的源汇项，m³/s；

S_Fl、S_fl——人工裂缝和微裂缝中液相饱和度，无量纲；

φ_F、φ_f、φ_m——人工裂缝、微裂缝和基质的孔隙度，无量纲；

P_fl、P_fo——微裂缝的液相压力和油相压力，MPa；

Q_fFl、Q_fFo——主裂缝的液相、油相窜流量，m³/s；

δ_f——微裂缝网格是否含有人工裂缝的判断参数，由于有人工裂缝穿过的微裂缝网格会发生微裂缝-人工裂缝的流体交换，因此当微裂缝网格有裂缝穿过时δ＝1；当微裂缝网格无裂缝穿过时δ＝0。

t₂——油井返排-生产的时间，s；

β——单位转换系数，取β＝0.001；

b)初始条件包括初始压力及初始饱和度的分布，即：

式中：

——压裂施工结束时每个裂缝单元的流体压力，即油井返排-生产模拟中的人工裂缝初始压力分布，MPa；

——压裂施工结束时每个基质网格的油相压力，即油井返排-生产模拟中基质和微裂缝的初始油相压力分布，MPa。

式中：

——压裂施工结束时每个基质网格的液相饱和度，即油井返排-生产模拟中基质和微裂缝的初始液相饱和度，无量纲。

c)内边界条件为：

P_F(x_w,y_w,t₂)＝P_wf(t₂) (23)

式中，x_w、y_w——油井所在网格单元的横、纵坐标值，m；

P_wf——井底流压，MPa。

d)外边界条件为：

将步骤(2)中计算得到的参数当作上述油井返排-生产模型的初始条件，可以数值求解得到不同时间下的人工裂缝流体压力P_F、微裂缝油相压力P_fo和基质油相压力P_mo；以及不同时间下的人工裂缝液相饱和度S_Fl、微裂缝液相饱和度S_fl和基质液相饱和度S_ml。由此可以获得时间t₂下基质网格的液相饱和度S_ml(i,j,t₂)、基质网格的油相压力P_mo(i,j,t₂)、微裂缝网格的液相饱和度S_fl(i,j,t₂)、微裂缝网格的油相压力P_fo(i,j,t₂)、人工裂缝单元的液相饱和度S_Fl(L,t₂)、人工裂缝单元的油相压力P_F(L,t₂)。

(4)计算油井的产能。

将时间t₂＝0和时间t₂下基质网格液相饱和度、微裂缝网格液相饱和度、人工裂缝单元液相饱和度代入下式，可计算得到开井生产至时间t₂时的油井累积产量Q。

式中，Q——开井生产至时间t₂时的油井累积产量，m³；

n_i,n_j——基质和微裂缝网格中x方向上和y方向上的网格总数；

n_L——人工裂缝单元的总数；

ξ_L——每个人工裂缝单元的长度，m；

x_i,j、y_i,j——i,j位置处基质和微裂缝网格的长度和宽度，m；

S_ml(i,j,0)——油井返排-生产开始时i,j位置处基质网格的初始液相饱和度；

S_fl(i,j,0)——油井返排-生产开始时i,j位置处微裂缝网格的初始液相饱和度；

S_Fl(L,0)——油井返排-生产开始时第L段人工裂缝单元的初始液相饱和度；

S_ml(i,j,t₂)——开井生产至时间t₂时i,j位置处基质网格的液相饱和度；

S_fl(i,j,t₂)——开井生产至时间t₂时i,j位置处微裂缝网格的液相饱和度；

S_Fl(L,t₂)——开井生产至时间t₂时第L段人工裂缝单元的液相饱和度。

附图说明

图1为G12井压裂施工模拟结束时的裂缝周围油相压力分布图。

图2为G12井生产60天后的储层油相压力分布图。

图3为G12井生产80天后的储层油相压力分布图。

图4为G12井累积产量随时间变化的曲线图。

具体实施方式

下面根据附图和实例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。

实施例

以华北地区某区块的油井(G12井)为例运用本发明的压采一体化数值模拟方法进行压裂、返排、生产过程的模拟，并绘制模拟过程中的裂缝扩展压力云图、返排-生产过程中的储层压力云图用以直观展示模拟效果。对G12井的计算步骤如下。

步骤1，建立结构化储层网格和裂缝初始单元。首先，在x-y直角坐标系下建立储层的结构化网格，模拟的储层长度L_x＝400m，且划分成n_i＝200段；储层宽度L_y＝400m，划分为n_j＝200段，整个储层便被划分成了100×100的结构化网格。随后，在储层网格基础上，建立人工裂缝的初始单元。以裂缝延伸位置为中心，取50m×100m的矩形范围内的储层网格进行细化，细化后的网格长度和宽度均为0.05m。之后在裂缝延伸位置添加一段延伸y方向有3个网格长度的线段作为人工裂缝的初始单元。此时，人工裂缝单元的总数n_L＝3，每个人工裂缝单元长度ξ_L＝0.05m。

步骤2，基于已建立的网格，运用压裂模型公式(1)～(10)数值计算得到第1时间步下的人工裂缝单元的宽度W_L,1、裂缝单元内的流体压力P_FL,1、基质网格的油相压力P_moi,j,1、基质网格的液相饱和度S_mli,j,1，以及第1时间步下的尖端裂缝单元内的流体压力

之后通过公式(11)可计算获得第1时间步下的裂缝尖端应力强度因子K_Ii,1，将其与储层岩石的断裂韧性K_IC进行比较，若K_Ii,1≤K_IC，则在第1时间步下，人工裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变，重复步骤2进行第2时间步的计算，第2时间步的人工裂缝单元总数仍为n_L；若K_Ii,1＞K_IC，则在第1时间步下人工裂缝会沿y方向发生扩展，增加1个人工裂缝单元数，重复步骤2进行第2时间步的计算，此时人工裂缝单元总数为n_L＝n_L+1。

计算直到压裂施工完成时t＝t_end结束，此时可获得时间t＝t_end时的人工裂缝单元总数n_L、每个裂缝单元的宽度

每个裂缝单元内的流体压力

人工裂缝半长n_L×ξ_L、每个基质网格的油相压力

和每个基质网格的液相饱和度

图1为裂缝扩展模拟结束时的裂缝周围压力分布图。

步骤3，将步骤(2)中计算得到压裂施工完成时的参数当作油井返排-生产模型的初始条件。运用公式(12)～(24)可计算得到，不同时间步下的基质网格的液相饱和度S_ml(i,j,t₂)、基质网格的油相压力P_mo(i,j,t₂)、微裂缝网格的液相饱和度S_fl(i,j,t₂)、微裂缝网格的油相压力P_fo(i,j,t₂)、人工裂缝单元的液相饱和度S_Fl(L,t₂)、人工裂缝单元的流体压力P_F(L,t₂)。

图2、图3分别是油井返排-生产模型中不同时间下的压力分布图。

步骤4，将步骤(3)中得到的不同时间下的基质、微裂缝、人工裂缝的液相饱和度代入公式(25)，便可计算得到不同时间下的油井累积产量Q。由此可以绘制累积产量随时间变化的曲线图(见图4)。

Claims (7)

1.一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，依次包括以下步骤：

(1)建立结构化储层网格和裂缝初始单元；

(2)计算压裂过程中的人工裂缝半长、人工裂缝宽度分布、人工裂缝内流体压力分布、基质油相压力分布和基质液相饱和度分布；

(3)计算油井返排-生产过程中储层压力分布和储层含水饱和度分布；

(4)计算油井的产能。

2.如权利要求1所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述步骤(1)过程如下：在x-y直角坐标系下建立储层的结构化网格，将储层长度L_x划分成n_i段，储层宽度L_y划分为n_j段，整个储层便被划分成了n_i×n_j的结构化网格，x_i,j和y_i,j分别代表着每个网格的长度和宽度，下标i和j代表着每一个网格在储层中的位置；在储层网格基础上，建立人工裂缝的初始单元，对压裂延伸位置处一定范围内的储层网格进行细化，并在细化后的网格上添加一段有3个网格长度的人工裂缝，裂缝延伸方向为y方向，将其作为人工裂缝初始单元，储层网格中人工裂缝被基质网格切分为具有一定长度的线段，每一个线段代表一个人工裂缝单元，人工裂缝的初始单元数为n_L0，人工裂缝单元总数表示为n_L，任意裂缝单元编号为L，每个人工裂缝单元长度为ξ_L，随着裂缝的延伸扩展，n_L会逐渐增大，直至压裂结束。

3.如权利要求1所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述步骤(2)过程如下：

水力压裂模型中人工裂缝内为单相流动，水力压裂模型如下：

a)考虑流体滤失的裂缝宽度模型：

式中，W(y)——人工裂缝任意位置处宽度，m；

H——人工裂缝高度，m；

v——储层岩样的泊松比，无因次；

E——储层岩样的杨氏模量，MPa；

σ_h——水平最小主应力，MPa；

P_m(y)——人工裂缝任意位置处的基质流体压力，MPa。

μ——压裂液的黏度，mPa·s；

v_l——压裂液滤失速度，m/s；

t——时间，s；

k_mf——人工裂缝与基质的平均渗透率，mD；

——人工裂缝到其所在基质网格中心点间的距离，m；

b)压裂过程中的基质渗流模型

P_mc＝P_mo-P_ml

式中，A_mf——裂缝与基质的接触面积，m；

K_F——人工裂缝的渗透率，D；

V_F——人工裂缝单元的体积，m3；

K_Frl——人工裂缝液相相对渗透率，无量纲；

P_F——人工裂缝流体压力，MPa；

φ_F——人工裂缝的孔隙度，无因次；

φ_m——储层基质孔隙度，无因次；

K_m——基质渗透率，mD；

K_mrl——基质中液相的相对渗透率，无因次；

K_mro——基质中油相的相对渗透率，无因次；

S_ml——基质中的液相饱和度，无因次；

V_b——基质单元体积，m³；

μ_l——基质中的液相黏度，mPa·s；

μ_o——基质中的油相黏度，mPa·s；

B_l——基质中液相的体积系数，无因次；

B_o——基质中油相的体积系数，无因次；

P_ml、P_mo——基质中液相、油相的压力，MPa；

P_mc——基质中的毛管压力，MPa；

δ_m——基质网格是否含有人工裂缝的判断参数，当储层基质网格有裂缝穿过时δ_m＝1；当储层基质网格无裂缝穿过时δ_m＝0；

c)油藏渗流初始条件为：

P_mo(i,j,t)|_t＝0＝P_e

式中，P_e——油藏原始地层压力，MPa；

i,j——网格的位置坐标；

d)裂缝延伸边界条件为：

P_FtL＝1,t＝P_Z

式中，G——储层岩样的体积模量，MPa；

P_FL＝1,t——压裂施工中的井底流体压力，即第1段人工裂缝单元内的流体压力，MPa；

P_Z——压裂施工中的井底泵注压力，MPa；

n_L——压裂施工时间t下的人工裂缝单元的总数；

ξ_L——人工裂缝单元的长度，m；

e)油藏基质渗流边界条件为：

式中，L_x,L_y——分别表示储层长度和储层宽度，m；

对水力压裂模型进行数值求解，得到任意时间下的人工裂缝任意位置处的宽度W(y)、人工裂缝任意位置处的流体压力P_F、基质油相压力P_mo、基质液相饱和度S_ml，由此得到压裂施工时间t下的每个裂缝单元的宽度W_L,t、每个裂缝单元的流体压力P_FL,t、每个基质网格的油相压力P_moi,j,t和每个基质网格的液相饱和度S_mli,j,t，以及压裂施工时间t下的尖端裂缝单元内的流体压力

将

代入下式，得到压裂施工时间t下的裂缝尖端应力强度因子K_Ii,t：

将裂缝尖端应力强度因子K_Ii,t与储层岩石的断裂韧性K_IC进行比较，当K_Ii,t≤K_IC时，压裂施工时间t下的人工裂缝不发生裂缝扩展，裂缝长度不变，重复步骤(2)进行时间t+1下的计算，时间t+1下的人工裂缝单元总数仍为n_L；当K_Ii,t＞K_IC时，人工裂缝沿y方向发生扩展，裂缝长度增加，重复步骤(2)进行时间t+1下的计算，时间t+1下的人工裂缝单元总数为n_L＝n_L+1；

计算直到压裂施工完成时t＝t_end结束，此时获得时间t＝t_end时的人工裂缝单元总数n_L、每个裂缝单元的宽度

每个裂缝单元内的流体压力

人工裂缝半长n_L×ξ_L、每个基质网格的油相压力

和每个基质网格的液相饱和度

4.如权利要求1所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述步骤(3)过程如下：

油井返排-生产模型如下：

a)油藏中油-水两相渗流微分方程：

P_fc＝P_fo-P_fl

式中：K_Fro——人工裂缝液相和油相的相对渗透率，无量纲；

K_frl、K_fro——微裂缝液相和油相的相对渗透率，无量纲；

K_f——微裂缝的渗透率，D；

V_f——微裂缝网格的体积，m³；

q_Fl、q_Fo——人工裂缝中液相和油相的源汇项，m³/s；

S_Fl、S_fl——人工裂缝和微裂缝中液相饱和度，无量纲；

φ_F、φ_f、φ_m——人工裂缝、微裂缝和基质的孔隙度，无量纲；

P_fl、P_fo——微裂缝的液相压力和油相压力，MPa；

Q_fFl、Q_fFo——主裂缝的液相、油相窜流量，m³/s；

δ_f——微裂缝网格是否含有人工裂缝的判断参数，当微裂缝网格有裂缝穿过时δ＝1；当微裂缝网格无裂缝穿过时δ＝0；

t₂——油井返排-生产的时间，s；

β——单位转换系数，取β＝0.001；

b)初始条件包括初始压力及初始饱和度的分布：

式中：

——压裂施工结束时每个裂缝单元的流体压力，即油井返排-生产模拟中的人工裂缝初始压力分布，MPa；

——压裂施工结束时每个基质网格的油相压力，即油井返排-生产模拟中基质和微裂缝的初始油相压力分布，MPa；

式中：

——压裂施工结束时每个基质网格的液相饱和度，即油井返排-生产模拟中基质和微裂缝的初始液相饱和度，无量纲；

c)内边界条件为：

P_F(x_w,y_w,t₂)＝P_wf(t₂)

式中，x_w、y_w——油井所在网格单元的横、纵坐标值，m；

P_wf——井底流压，MPa；

d)外边界条件为：

将步骤(2)中计算得到的参数当作油井返排-生产模型的初始条件，求解得到不同时间下的人工裂缝流体压力P_F、微裂缝油相压力P_fo和基质油相压力P_mo；以及不同时间下的人工裂缝液相饱和度S_Fl、微裂缝液相饱和度S_fl和基质液相饱和度S_ml，由此获得时间t₂下基质网格的液相饱和度S_ml(i,j,t₂)、基质网格的油相压力P_mo(i,j,t₂)、微裂缝网格的液相饱和度S_fl(i,j,t₂)、微裂缝网格的油相压力P_fo(i,j,t₂)、人工裂缝单元的液相饱和度S_Fl(L,t₂)、人工裂缝单元的油相压力P_F(L,t₂)。

5.如权利要求1所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述步骤(4)过程如下：

将时间t₂＝0和时间t₂下基质网格液相饱和度、微裂缝网格液相饱和度、人工裂缝单元液相饱和度代入下式，计算得到开井生产至时间t₂时的油井累积产量Q：

式中，Q——开井生产至时间t₂时的油井累积产量，m³；

n_i,n_j——基质和微裂缝网格中x方向上和y方向上的网格总数；

n_L——人工裂缝单元的总数；

ξ_L——每个人工裂缝单元的长度，m；

x_i,j、y_i,j——i,j位置处基质和微裂缝网格的长度和宽度，m；

S_ml(i,j,0)——油井返排-生产开始时i,j位置处基质网格的初始液相饱和度；

S_fl(i,j,0)——油井返排-生产开始时i,j位置处微裂缝网格的初始液相饱和度；

S_Fl(L,0)——油井返排-生产开始时第L段人工裂缝单元的初始液相饱和度；

S_ml(i,j,t₂)——开井生产至时间t₂时i,j位置处基质网格的液相饱和度；

S_fl(i,j,t₂)——开井生产至时间t₂时i,j位置处微裂缝网格的液相饱和度；

S_Fl(L,t₂)——开井生产至时间t₂时第L段人工裂缝单元的液相饱和度。

6.如权利要求3所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述储层岩石的断裂韧性K_IC＝2MPa·m^1/2。

7.如权利要求4所述的一种油藏流动全耦合的压采一体化数值模拟方法，其特征在于，所述油井返排-生产模型运用双重介质模型和嵌入式离散裂缝模型进行建立，考虑人工裂缝、微裂缝、基质、人工裂缝-微裂缝之间和基质-微裂缝之间的流体渗流，人工裂缝中忽略毛管力作用，液相压力与油相压力相同，且均等于人工裂缝单元内的流体压力P_F。

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