CN113255247A - 一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法 - Google Patents

一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法，将微观流动模拟与尺度升级相结合，根据高含水期油藏储层的不同性质，将储层分成若干类，获取不同储层具有代表性的岩心，构建不同数字岩心；利用相场模型进行孔隙尺度模拟，分析高含水期油藏中剩余油分布和形成机理；基于均化理论将孔隙尺度上的相场模型升级到宏观达西尺度模型，不同储层得到不同有效参数宏观方程，从而分析相渗曲线以及水驱曲线。本发明建立了表征高含水期油藏渗流规律的渗流力学体系，既能够准确描述高含水期剩余油的分布及流动规律，又能够得到适用于高含水期的宏观指标，为高含水期油藏经济高效的开发提供理论依据。

Description

一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法
技术领域
本发明属于油藏勘探开发技术领域，特别是涉及一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法。
背景技术
全国利用注水方式采油的油藏地质储量为290亿吨，占目前地质储量的73％，包含大庆、大港以及胜利油田在内的东部注水开发油田普遍进入高含水或特高含水期(含水率超过90％)。
目前，特高含水期渗流特征明显不符合传统模式，基于实验和矿场资料，水驱曲线在高含水阶段均表现出偏离直线段的特点，如图1所示，偏离了传统的渗流力学的规律。出现该问题的原因在于传统渗流力学(达西方程)不再适用于高含水期油藏，水驱过程中油相由连续相到部分连续相，在特高含水期变为非连续相，基于连续介质假设的达西方程不能准确表征这种非连续油相的运动规律。
因此，亟需建立一种表征高含水期油藏渗流规律的渗流力学体系的方法来经济有效地开发该类油藏资源成为研究人员的热门话题。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提供一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法，既能够准确描述高含水期剩余油的分布及流动规律，又能够得到适用于高含水期的宏观指标，为高含水期油藏经济高效的开发提供理论依据。
为实现上述目的，本发明提出一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法，具体包括以下步骤：
S1、根据高含水期油藏储层的不同性质，将油藏储层分为若干类储层，并获取每类储层中具有代表性的岩心；
S2、对所述每类储层中具有代表性的岩心进行CT扫描，得到每类储层的三维数字岩心；
S3、基于所述每类储层的三维数字岩心构建相场模型，并对所述相场模型进行孔隙尺度模拟，得到高含水期油藏中剩余油的分布情况和形成机理；
S4、基于均化理论，将孔隙尺度上的相场模型升级到宏观达西尺度模型，得到不同储层的有效参数宏观控制方程、相渗曲线和水驱曲线；
S5、基于微观流动模拟，求解尺度升级得到的所述有效参数宏观控制方程，并分析影响相渗曲线及水驱曲线变化的因素。
优选地，所述高含水期油藏储层的性质不同，则获取的三维数字岩心也不同。
优选地，所述S3还包括：根据所述剩余油的分布情况，分析高含水期油藏储层不同物性条件及驱替方式对提高采收率的影响。
优选地，所述S4具体为：
S4.1、基于均化理论，将孔隙尺度上的相场模型升级到宏观达西尺度模型；
S4.2、对于所述孔隙尺度上的无因次数学模型，依据相态初始分布情况，计算平衡态相分布；
S4.3、对所述平衡态相分布进行变量渐进展开并带入所述无因次数学模型，求解出三类元胞方程；通过设定不同饱和度，获得不同饱和度下的宏观控制方程以及相渗曲线、水驱曲线。
优选地，所述相场模型的表达式为：
Figure BDA0003100996910000031
w＝-Cn 2Δφ+φ3-φ (2)
Figure BDA0003100996910000032
Figure BDA0003100996910000033
式中：Ef表示混合自由能；φ表示相场变量，用来标识不同的区域，
Figure BDA0003100996910000034
Cn表示相界面厚度；Ω表示积分；w表示化学势；Jφ表示界面处两相扩散流量；Pe为松弛系数；t表示流动时间；u表示流体流速。
优选地，对所述相场模型进行孔隙尺度模拟的表达式为：
Figure BDA0003100996910000035
Figure BDA0003100996910000036
Figure BDA0003100996910000037
Figure BDA0003100996910000038
Figure BDA0003100996910000039
其中，ρ表示流体密度；u表示流体流速；Re表示雷诺数；η表示流体粘度；We表示无因数；wφ表示油水界面化学势；un表示壁面外法向方向流体流速；Ca表示毛细数；un表示壁面外法向方向流体流速；n表示壁面外法向；τ表示壁面切向方向；ws表示壁面化学势，控制接触角；Ls表示壁面滑移长度；Pes表示壁面松弛系数。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：
本发明从孔隙尺度到达西尺度多尺度模型来描述高含水期油藏渗流规律，孔隙尺度利用考虑动态接触角以及滑移边界的相场模型来描述油水界面移动，再者利用均化理论将孔隙尺度模型升级到宏观达西尺度，从而实现高含水油藏多尺度精确流动模拟。本发明建立了表征高含水期油藏渗流规律的渗流力学体系，既能够准确描述高含水期剩余油的分布及流动规律，又能够得到适用于高含水期的宏观指标，为高含水期油藏经济高效的开发提供理论依据。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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发明的一些实施例，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。
图1为本发明水驱曲线图；
图2为本发明方法流程图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
实施例1
参照图2所示，本发明提出一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法，具体包括以下步骤：
S1、根据高含水期油藏储层的孔隙度、渗透率等性质的不同，将油藏储层分成I、II、III及IV等不同类储层，然后分别实时获取每类储层中具有代表性的岩心。
S2、对获取的每类储层中具有代表性的岩心进行微米CT扫描，分别得到每类储层的三维数字岩心；其中，对于高含水期油藏，根据储层的不同性质构建不同的数字岩心。
S3、基于步骤S2中得到的每类储层的三维数字岩心构建相场模型，并对所述相场模型进行孔隙尺度模拟，得到高含水期油藏中剩余油的分布情况、类型和形成机理；
S3.1、基于步骤S2中得到的每类储层的三维数字岩心构建相场模型，并对所述相场模型进行孔隙尺度模拟；
其中，相场模型如式(1)-(4)所示：
混合自由能：
Figure BDA0003100996910000061
化学势：w＝-Cn 2Δφ+φ3-φ (2)
界面处两相扩散流量：
Figure BDA0003100996910000062
系统质量守恒：
Figure BDA0003100996910000063
式中：Ef表示混合自由能；φ表示相场变量，用来标识不同的区域，
Figure BDA0003100996910000064
Cn表示相界面厚度；Ω表示积分；w表示化学势；Jφ表示界面处两相扩散流量；Pe为松弛系数；t表示流动时间；u表示流体流速。
对所述相场模型进行孔隙尺度模拟，如式(5)-(9)所示：
Navier-Stokes方程：
Figure BDA0003100996910000065
移动接触线模型：
流体扩散流量：
Figure BDA0003100996910000066
滑移边界条件：
Figure BDA0003100996910000067
动态接触角：
Figure BDA0003100996910000068
其中，ρ表示流体密度；u表示流体流速；Re表示雷诺数；η表示流体粘度；We表示无因次数；wφ表示油水界面化学势；un表示壁面外法向方向流体流速；Ca表示毛细数；un表示壁面外法向方向流体流速；n表示壁面外法向；τ表示壁面切向方向；ws表示壁面化学势，控制接触角；Ls表示壁面滑移长度；Pes表示壁面松弛系数。
因此，相场模型表征不同相界面(即，油水两相界面)的移动，用来标识不同区域；Navier-Stokes方程表征油水两相流体流动；移动接触线模型表征固-液界面的相互作用，从而获得高含水期油藏中剩余油的分布情况、类型和形成机理。
S3.2、根据剩余油的分布情况，分析高含水期油藏储层润湿性等不同物性条件及驱替方式对提高采收率的影响。
S4、基于均化理论进行尺度升级，将高含水期油藏在孔隙尺度上的相场模型升级到宏观尺度模型。对孔隙尺度上的无因次数学模型，依据相态初始分布情况，计算平衡态相分布，进行变量渐进展开并带入无因次数学模型，求解三类元胞方程，设定不同饱和度，获得不同饱和度下的有效参数宏观控制方程以及相渗曲线、水驱曲线。
其中，不同储层将得到不同的有效参数宏观控制方程和有效参数。
Figure BDA0003100996910000071
其中，A项表示饱和度随时间的累积；B项表示毛管力作用；C项表示压力梯度作用；D项表示重力作用；
Figure BDA0003100996910000072
表示单位向量；p表示流体压力；g表示重力加速度；S表示饱和度；kμ表示毛管力作用下的渗透率；kg表示重力作用下的渗透率；kp表示压力梯度作用下的渗透率。
其中：
Figure BDA0003100996910000081
式中：K1表示油相渗透压率；K0表示水相渗透率。
S5、基于微观流动模拟求解尺度升级得到的有效参数宏观控制方程，分析影响相渗曲线及水驱曲线变化的因素，表征高含水期油藏渗流规律。
综上，本发明建立了表征高含水期油藏渗流规律的渗流力学体系，既能够准确描述高含水期剩余油的分布及流动规律，又能够得到适用于高含水期的宏观指标，为高含水期油藏经济高效的开发提供理论依据。
以上所述的实施例仅是对本发明的优选方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案做出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。

Claims (6)

1.一种高含水期油藏多尺度数值模拟方法，其特征在于，具体包括以下步骤：
S1、根据高含水期油藏储层的不同性质，将油藏储层分为若干类储层，并获取每类储层中具有代表性的岩心；
S2、对所述每类储层中具有代表性的岩心进行CT扫描，得到每类储层的三维数字岩心；
S3、基于所述每类储层的三维数字岩心构建相场模型，并对所述相场模型进行孔隙尺度模拟，得到高含水期油藏中剩余油的分布情况和形成机理；
S4、基于均化理论，将孔隙尺度上的相场模型升级到宏观达西尺度模型，得到不同储层的有效参数宏观控制方程、相渗曲线和水驱曲线；
S5、基于微观流动模拟，求解尺度升级得到的所述有效参数宏观控制方程，并分析影响相渗曲线及水驱曲线变化的因素。
2.根据权利要求1所述的高含水期油藏多尺度数值模拟方法，其特征在于，所述高含水期油藏储层的性质不同，则获取的三维数字岩心也不同。
3.根据权利要求1所述的高含水期油藏多尺度数值模拟方法，其特征在于，所述S3还包括：根据所述剩余油的分布情况，分析高含水期油藏储层不同物性条件及驱替方式对提高采收率的影响。
4.根据权利要求1所述的高含水期油藏多尺度数值模拟方法，其特征在于，所述S3具体为：
S3.1、基于均化理论，将孔隙尺度上的相场模型升级到宏观达西尺度模型；
S3.2、对于所述孔隙尺度上的无因次数学模型，依据相态初始分布情况，计算平衡态相分布；
S3.3、对所述平衡态相分布进行变量渐进展开并带入所述无因次数学模型，求解出三类元胞方程；通过设定不同饱和度，获得不同饱和度下的宏观控制方程以及相渗曲线、水驱曲线。
5.根据权利要求1所述的高含水期油藏多尺度数值模拟方法，其特征在于，所述相场模型的表达式为：
Figure FDA0003100996900000021
w＝-Cn 2Δφ+φ3-φ (2)
Figure FDA0003100996900000022
Figure FDA0003100996900000023
式中：Ef表示混合自由能；φ表示相场变量，用来标识不同的区域，
Figure FDA0003100996900000024
Cn表示相界面厚度；Ω表示积分；w表示化学势；Jφ表示界面处两相扩散流量；Pe为松弛系数；t表示流动时间；u表示流体流速。
6.根据权利要求1所述的高含水期油藏多尺度数值模拟方法，其特征在于，对所述相场模型进行孔隙尺度模拟的表达式为：
Figure FDA0003100996900000031
Figure FDA0003100996900000032
Figure FDA0003100996900000033
Figure FDA0003100996900000034
Figure FDA0003100996900000035
其中，ρ表示流体密度；u表示流体流速；Re表示雷诺数；η表示流体粘度；We表示无因数；ωφ表示油水界面化学势；un表示壁面外法向方向流体流速；Ca表示毛细数；un表示壁面外法向方向流体流速；n表示壁面外法向；τ表示壁面切向方向；ws表示壁面化学势，控制接触角；Ls表示壁面滑移长度；Pes表示壁面松弛系数。
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