CN113655546B - 出砂损害油气层建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 - Google Patents

出砂损害油气层建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 Download PDF

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Abstract

本发明涉及油田勘探技术领域，公开了一种出砂损害储层的建模方法，确定储层损害程度的方法及其系统。所述建模方法包括：确定储层中的流体的速度；基于流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程；建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程。本发明可定量模拟由出砂引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演。

Description

出砂损害油气层建模方法、损害程度时空演化4D定量与智能 诊断方法及其系统
技术领域
本发明涉及油田勘探技术领域，具体地涉及一种出砂损害储层的建模方法与系统以及确定储层损害程度的方法与系统。
背景技术
油田勘探开发的各个时期，由于受到多种内外因素影响，会导致储层原有的物理、化学、热力学和水动力学平衡状态变化，不可避免的使储层近井壁区乃至远井壁区的储层内部渗透率降低，堵塞流体流动，造成储层损害和油井产量下降，甚至“枪毙”储层。造成储层损害的原因是多样的、复杂的，特别是在生产过程中，储层岩石储渗空间、表面润湿性、水动力学场、温度场、岩石种类等不断发生变化，使损害机理随时间而变，且损害周期长、范围宽，损害更具复杂性和叠加性。储层损害一旦发生，必须根据储层损害情况采取相应的解堵措施恢复流体流动通道，以便提高油井产量和水井注入能力。因此，厘清待解堵井储层损害究竟由哪些因素造成、各损害因素所占比例如何，以及储层损害的空间分布规律和随时间变化规律对解堵措施优化设计至关重要，并直接影响解堵和增产效果好坏。
目前，诊断储层损害的方法可分为矿场诊断法和室内评价法。其中，所述矿场诊断法包括试井法。虽然所述试井法可以定量给出表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的表皮系数、堵塞比、附加压降等重要参数，但由其表征的表皮系数与其它参数相互联系。也就是说，通过所述试井法得出的表皮系数并不仅仅反映真实储层损害特征，还是各个环节、多因素的综合表现(即其是真实损害表皮系数和由井斜表皮系数、储层形状表皮系数、打开储层不完善表皮系数、非达西流表皮系数、射孔表皮系数等组成的拟表皮系数之和)，必须进行表皮系数分解才能得到真实损害表皮系数。其中，所述室内评价法包括岩心流动实验法。所述岩心流动实验法是通过岩心驱替前后的渗透率变化来了解损害程度大小，虽然比较适合研究单因素储层损害，但难以反映较大尺度上储层损害规律。并且，因室内岩心实验条件比较理想化、评价用岩心都是原始状态岩心、无法考虑储层特性动态变化，使实验结果与井下储层真实损害出入较大。
发明内容
本发明的目的是提供一种出砂损害储层的建模方法与系统以及确定储层损害程度的方法与系统，其可定量模拟由出砂引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种出砂损害储层的建模方法，所述建模方法包括：确定储层中的流体的速度，其中所述储层位于待诊断井的预设区域内；基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程，其中所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系；基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程。
优选地，所述确定储层中的流体的速度包括：建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及根据所述压力传导方程及达西公式，确定所述流体的速度。
优选地，所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间的关联关系包括：在所述储层的原油产量大于临界产量的情况下，所述砂粒的质量变化率大于0。
优选地，所述临界产量通过以下方式获取：根据所述压力传导方程确定所述流体的压力；根据所述储层的有效径向应力与有效周向应力及摩尔库伦准则，确定所述储层开始出砂时所述流体的临界井底流压；以及根据所述流体的临界井底流压、所述流体的压力及裘比公式，确定所述临界产量。
优选地，所述砂粒的质量变化率通过以下方式获取：确定所述沉积砂粒的释放场的强度
Figure GDA0003649033390000031
确定所述释放场的强度的衰减函数Y(t)；以及根据所述释放场的强度
Figure GDA0003649033390000032
与所述释放场的强度的衰减函数Y(t)，确定所述砂粒的质量变化率
Figure GDA0003649033390000033
优选地，所述建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程包括：基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立下式表示的所述质量平衡方程，
Figure GDA0003649033390000034
其中，ρ为所述流体的密度；φ为所述储层的孔隙度；
Figure GDA0003649033390000035
为所述砂粒的质量分数；u为达西表观速度；
Figure GDA0003649033390000036
为扩散流量，
Figure GDA0003649033390000037
其中ρL为所述流体的密度，
Figure GDA0003649033390000038
为扩散系数，
Figure GDA0003649033390000039
α为垂直扩散率，
Figure GDA00036490333900000310
为所述流体的速度；
Figure GDA00036490333900000311
为单位时间内的所述沉积砂粒的累积质量；t为时间；以及qs为所述砂粒的质量变化率。
优选地，所述建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程包括：基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立下式表示的所述连接条件方程，
Figure GDA0003649033390000041
其中，ρp为沉积砂粒的密度；Cd为所述沉积砂粒的体积浓度；
Figure GDA0003649033390000042
其中k0为原始滤失系数，G1(Cd)为与Cd相关的幂律指数函数；以及F1(T)为与温度相关的指数函数。
优选地，所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系为
Figure GDA0003649033390000043
其中，ρp为所述沉积砂粒的密度；ρL为所述流体的密度；
Figure GDA00036490333900000412
为所述砂粒的质量分数；以及
Figure GDA0003649033390000045
为所述砂粒的体积浓度。
优选地，所述确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程包括：根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度及所述质量平衡方程，确定由下式表示的所述出砂损害储层的时空演化模拟方程：
Figure GDA0003649033390000046
以及
Figure GDA0003649033390000047
其中，
Figure GDA0003649033390000048
为所述砂粒的体积浓度；
Figure GDA0003649033390000049
为所述流体的速度；τ为所述储层的迂曲度；ρp为所述沉积砂粒的密度；ρL为所述流体的密度；
Figure GDA00036490333900000410
所述储层的滤失系数的初始值，
Figure GDA00036490333900000411
为所述沉积砂粒的体积浓度，Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度，mk为第一经验值；α为垂直扩散率；φ为所述储层的孔隙度；以及qs为所述砂粒的质量变化率。
通过上述技术方案，本发明创造性地基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程，其中所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系；基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程。由此，通过所确定的时空演化模拟方程可定量模拟由出砂引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
本发明第二方面提供一种确定储层损害程度的方法，所述方法包括：根据所述的出砂损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程，确定所述沉积砂粒的体积浓度；以及基于所述沉积砂粒的体积浓度，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
优选地，所述特征参数为所述储层的渗透率或所述储层的滤失系数，相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000051
及公式
Figure GDA0003649033390000052
确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000053
和/或基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000054
及公式
Figure GDA0003649033390000055
确定所述储层的滤失系数
Figure GDA0003649033390000056
其中，φ0为孔隙度的初始值；Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度；mk与mK分别为第一经验值与第二经验值；
Figure GDA0003649033390000057
为所述储层的渗透率的初始值；以及
Figure GDA0003649033390000058
所述储层的滤失系数的初始值。
优选地，所述特征参数为所述储层的表皮系数，相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000061
及公式
Figure GDA0003649033390000062
确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000063
以及基于所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000064
及公式
Figure GDA0003649033390000065
确定所述储层的表皮系数
Figure GDA0003649033390000066
其中，
Figure GDA0003649033390000067
为所述储层的渗透率的初始值，
Figure GDA0003649033390000068
rw为所述待诊断井的井筒半径，以及rsw为所述储层的损害半径。
通过上述技术方案，通过所确定的时空演化模拟方程可确定所述沉积砂粒的体积浓度，再根据所述沉积砂粒的体积浓度可确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数(例如所述储层的渗透率和/或表皮系数)，由此可定量模拟由出砂引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
相应地，本发明第三方面还提供一种出砂损害储层的建模系统，所述建模系统包括：速度确定装置，用于确定储层中的流体的速度，其中所述储层位于待诊断井的预设区域内；第一建立装置，用于基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程，其中所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系；第二建立装置，用于基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及模拟方程确定装置，用于根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程。
所述出砂损害储层的建模系统与上述出砂损害储层的建模方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
相应地，本发明第四方面还提供一种确定储层损害程度的系统，所述系统包括：浓度确定装置，用于基于所述的出砂损害储层的建模系统建立的时空演化模拟方程，确定所述沉积砂粒的体积浓度；以及特征参数确定装置，用于基于所述沉积砂粒的体积浓度，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
所述确定储层损害程度的系统与上述确定储层损害程度的方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
相应地，本发明第五方面还提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行所述的出砂损害储层的建模方法和/或所述的确定储层损害程度的方法。
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出砂损害储层的建模方法的流程图；
图2是本发明一实施例提供的确定储层损害程度的方法的流程图；
图3是本发明一实施例提供的表皮系数随时间演化的示意图；
图4是本发明一实施例提供的由储层渗透率表征的在第40天储层出砂损害储层的半径的示意图；
图5是本发明一实施例提供的出砂损害储层的建模系统的结构图；以及
图6是本发明一实施例提供的确定储层损害程度的系统的结构图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明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，并不用于限制本发明。
根据出砂机理可知，出砂导致储层损害的关键参数为门限流速和临界流速，那么出砂损害储层时空演化定量模拟的核心就是求解门限流速和临界流速。门限流速为砂粒起动的流速，当流体流速大于门限流速，部分砂粒则开始运动，此时出的砂是附着砂；若流体流速超过临界流速，则岩石骨架剪切破坏，开始大量出砂，此时出的砂包含附着砂和骨架砂。因为在流体流速超过门限流速且低于临界流速时，储层才开始部分出砂，其对储层(例如渗透率)几乎无影响，且适当出砂反而会对渗透率有帮助；而在流体流速大于临界流速时，储层大量出砂时才会对储层(例如渗透率)造成较大的损害，故在本发明各个实施例中仅考虑流体流速大于临界流速对储层产生影响的情况。临界流速与临界生产压差(或临界产量)相关，因此，本文涉及如何确定临界生产压差(或临界产量)的具体过程。在此基础上，基于质量守恒、扩散关系等建立砂粒在待诊断井周围的储层中的浓度分布的时空演化控制唯象模型(该模型包含砂粒的浓度C和沉积砂粒的浓度Cd)，再结合沉积浓度和渗透率等储层损害特征参数间的关系，就可诊断渗透率等储层损害特征参数的时空场分布。
需要说明的是，为了简单描述起见，在本发明的各个实施例中的随时空演化的物理量、化学量可省略变量
Figure GDA0003649033390000081
例如
Figure GDA0003649033390000082
可简写为K。
图1是本发明一实施例提供的出砂损害储层的建模方法的流程图。所述建模方法可包括步骤S101-S104。
步骤S101，确定储层中的流体的速度。
其中，所述储层位于待诊断井(例如注水井)的预设区域内。
对于步骤S101，所述确定储层中的流体的速度可包括：建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及根据所述压力传导方程及达西公式，确定所述流体的速度。
具体地，压力是驱动固-液混合液从注水井的井筒持续侵入周围的储层的动力，由此可建立如公式(1)的所述流体进入储层的压力传导方程：
Figure GDA0003649033390000091
再根据公式(1)及达西公式(如下式(2))可确定所述流体的速度，
Figure GDA0003649033390000092
其中，
Figure GDA0003649033390000095
为所述流体的压力；φ为所述储层的孔隙度；μ为流体粘度；ct为流体-岩石综合压缩系数；
Figure GDA0003649033390000096
为所述储层的渗透率；以及τ为所述储层的迂曲度。
步骤S102，基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程。
其中，所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系。具体地，所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间的关联关系包括：在所述储层的原油产量大于临界产量的情况下，所述砂粒的质量变化率大于0。
在一实施例中，所述临界产量通过以下方式获取：根据所述压力传导方程确定所述流体的压力；根据所述储层的有效径向应力与有效周向应力及摩尔库伦准则，确定所述储层开始出砂时所述流体的临界井底流压；以及根据所述流体的临界井底流压、所述流体的压力及裘比公式，确定所述临界产量。
在建立出砂损害模型时，首先考虑砂粒起动运移时流体的临界速度，然后考虑砂粒如何改变固液流动沉积方程。
地层被钻开后，井周的应力分布会发生变化，且在井壁处产生应力集中。
在井内液柱压力(下式右侧第一项)、地应力(下式右侧第二项与第三)和流体渗流(下式第四项)的联合作用下，所述储层(例如储层岩石是各项同性的均匀弹性体)的径向应力
Figure GDA0003649033390000101
与周向应力
Figure GDA0003649033390000102
分别为：
Figure GDA0003649033390000103
Figure GDA0003649033390000104
其中，rw为所述待诊断井的井筒半径；
Figure GDA0003649033390000105
为所述流体的压力；σH、σh分别为最大水平地应力与最小水平地应力；
Figure GDA0003649033390000106
为所述流体的流速；φ为所述储层的孔隙度；β为孔隙Biot系数(
Figure GDA0003649033390000107
其中，Cr为岩石基岩压缩系数；Cb为岩石体积压缩系数)；θ为储层中
Figure GDA0003649033390000108
处的径向与水平最大地应力方向的夹角；以及当井壁有渗透时δ为1，当井壁无渗透时δ为0。这里考虑井壁有渗透的情况(即δ为1)，
Figure GDA0003649033390000109
Figure GDA0003649033390000111
对于多孔渗透性储层，所述储层的径向应力与有效径向应力σ′r之间的关系满足下式(5)，以及所述储层的周向应力与有效周向应力σ′θ之间的关系满足下式(6)：
Figure GDA0003649033390000112
Figure GDA0003649033390000113
忽略构造应力，由Anderson单轴应变模型(σH＝σh)知，油田地应力为：
Figure GDA0003649033390000114
其中，σv为所述储层的上覆岩层的压力。由密度测井资料可知，上覆岩层压力σv可通过以下等式获取：
Figure GDA0003649033390000115
若采用上覆岩层梯度理论值，σv＝22.7H，其中，H为深度；若假设上覆岩层压力随深度均匀增加，则σv＝[ρS(1-φ)+ρLφ]gH，其中，ρS为岩石骨架的平均密度；ρL为所述流体的密度；以及H为深度。
根据上述公式(3)-(7)可确定所述储层的有效径向应力与有效轴向应力分别满足以下等式：
Figure GDA0003649033390000116
Figure GDA0003649033390000121
当r＝rw且深度为井底所在的深度时，
Figure GDA0003649033390000122
由于井壁处的压差最大，故只有井壁处的储层出砂之后，其他位置才会出砂，在本实施例中，考虑井壁表面的有效径向应力与有效周向应力为：
Figure GDA0003649033390000123
Figure GDA0003649033390000124
地层岩石在地应力、地层中孔隙压力和流体渗流时的摩擦力等综合作用下，当有效径向应力增大σ′θ超出非固结砂岩储层中屈服条件会造成储层岩石的不稳定性和塑形流动，从而引发出砂，储层岩石破坏遵循摩尔库伦准则。具体地，当用最大主应力σmax与最小主应力σmin表示时，考虑储层孔隙中的流体压力，摩尔库伦准则可表示为：
Figure GDA0003649033390000125
其中，C为砂泥岩内聚力；地层内摩擦角
Figure GDA0003649033390000126
νpo为岩石泊松比；vp为纵波速度；vmcl为泥质含量(％)。
对于砂泥岩内聚力C，所述砂泥岩内聚力C与声波传播速度vp满足以下关系：
Figure GDA0003649033390000127
其中，ρb(H)为深度H处的所述储层中的岩石体积密度。对于泥质含量vmcl，可根据自然电位测井资料并利用经验公式计算得到：
Figure GDA0003649033390000128
其中，PSP为含泥质砂岩的自然电位；以及SSP为所述预设区域内的含水纯砂岩的静自然电位。对于地层内摩擦角
Figure GDA0003649033390000129
其可通过以下等式计算得到：
Figure GDA0003649033390000131
其中，M＝58.93-1.785C。
σmax＝σ′θ且σmin＝σ′r，则将等式(10)-(11)代入上式(12)可以得到所述待诊断井开始出砂时的临界井底流压：
Figure GDA0003649033390000132
由此，可根据上式(13)得到临界生产压差ΔPcr为：
Figure GDA0003649033390000133
在得出临界生产压差ΔPcr之后，再结合裘比公式(15)可确定临界产量Qcr为：
Figure GDA0003649033390000134
其中，Bo为油相体积系数；re为油藏半径；rw为所述待诊断井的井筒半径；μo为原油粘度；以及K为所述储层的渗透率。
根据公式(15)可知，临界产量Qcr与流体的速度密切有关。只有当储层中的流体的实际速度超过临界速度(或者原油的实际产量超过临界产量)，在该流体的作用下所述储层才会出砂。
根据质量方程，设砂粒的质量变化率(即释放砂粒量)为qs，则qs具有如下性质：
Figure GDA0003649033390000135
也就是说，只有当原油的产量超过临界产量时，所述储层才会出砂并且因出砂而形成的砂粒加入到流体中参与运移，从而增加流-固混合液的质量。因此，对于步骤S102，所述建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程可包括：基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立下式表示的所述质量平衡方程，
Figure GDA0003649033390000136
其中，ρ为所述流体的密度；φ为所述储层的孔隙度；
Figure GDA0003649033390000141
为所述沉积砂粒的质量分数(也可称为质量浓度)；u为达西表观速度；
Figure GDA0003649033390000142
为扩散流量，
Figure GDA0003649033390000143
其中ρL为所述流体的密度，
Figure GDA0003649033390000144
为砂粒的扩散系数，
Figure GDA0003649033390000145
α为垂直扩散率，
Figure GDA0003649033390000146
为所述流体的速度；
Figure GDA0003649033390000147
Figure GDA0003649033390000148
为单位时间内的所述沉积砂粒的累积质量；t为时间；以及qs为所述砂粒的质量变化率。
其中，所述砂粒的质量变化率qs通过以下方式获取：确定所述沉积砂粒的释放场的强度
Figure GDA0003649033390000149
确定所述释放场的强度的衰减函数Y(t)；以及根据所述释放场的强度
Figure GDA00036490333900001410
与所述释放场的强度的衰减函数Y(t)，确定所述砂粒的质量变化率
Figure GDA00036490333900001411
具体地，所述释放场的强度
Figure GDA00036490333900001412
可为一个常数(q0)，衰减函数Y(t)可为随时间变化的指数衰减函数(例如e-λt，其中λ为衰减常数)。其中，
Figure GDA00036490333900001413
为所述储层中的任意位置；以及t为时间
步骤S103，基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程。
对于步骤S103，所述建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程可包括：基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立下式(17)表示的所述连接条件方程，
Figure GDA00036490333900001414
其中，ρp为沉积砂粒的密度；Cd为所述沉积砂粒的体积浓度；
Figure GDA00036490333900001415
其中k0为原始滤失系数，
Figure GDA00036490333900001416
以及
Figure GDA00036490333900001417
Figure GDA00036490333900001418
由于F1(T)和温度的相关性是由exp(1/T)来度量的，在常见的温度范围(比如300K～400K)内，这个函数的变化其实是很缓慢的，实际上接近等温过程，故
Figure GDA0003649033390000151
其中
Figure GDA0003649033390000152
为所述沉积砂粒的体积浓度，Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度，以及mk为第一经验值。上述所有参数都既可以是常数，也可以是随空间变化的参数，即非均质的情况。
步骤S104，根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程。
其中，所述运移砂粒的质量分数与所述运移砂粒的体积浓度之间的关系可为
Figure GDA0003649033390000153
其中ρp为所述沉积砂粒的密度；ρL为所述流体的密度；
Figure GDA0003649033390000154
为所述砂粒的质量分数；以及
Figure GDA0003649033390000155
为所述砂粒的体积浓度。所述出砂损害储层的时空演化模拟方程可包括：公式(18)所示的出砂损害储层的时空演化模拟方程，以及公式(19)所示的砂粒沉积损害储层的时空演化模拟方程。
对于步骤S104，所述确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程可包括：根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度及公式(16)所示的所述质量平衡方程，确定由下式(18)表示的所述出砂损害储层的时空演化模拟方程：
Figure GDA0003649033390000156
以及根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度及公式(17)所示的连接条件方程，确定由公式(19)所示的砂粒沉积损害储层的时空演化模拟方程：
Figure GDA0003649033390000161
其中，
Figure GDA0003649033390000162
为所述砂粒的体积浓度；
Figure GDA0003649033390000163
为所述流体的速度；τ为所述储层的迂曲度；ρp为所述沉积砂粒的密度；ρL为所述流体的密度；
Figure GDA0003649033390000164
所述储层的滤失系数的初始值，
Figure GDA0003649033390000165
为所述沉积砂粒的体积浓度，Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度，mk为第一经验值；α为垂直扩散率；φ为所述储层的孔隙度；以及qa为所述砂粒的质量变化率。
其中
Figure GDA0003649033390000166
其中NR、NPe、NA、NDL、NE1、NE2、NG、NLo、NvdW、ζp(g)分别位半径数、皮克雷数、吸引数、双电层数、第一电位力数、第二电位力数、重力数、伦敦力数、范德瓦尔斯力数及砂粒和基质颗粒(即沉积在所述岩石上的颗粒)的电势(各个参数的相关表达式详见表1)；
表1包含固相沉积驱动因素的无量纲参数表及其表达式
Figure GDA0003649033390000167
注：D∞为砂粒的自由扩散率。H为Hamaker数。Dp、Dg分别为砂粒的直径与基质颗粒的直径。μ为流体粘度。kB为Boltzmann常数。ζp、ζg分别为砂粒与基质颗粒的电势。
综上所述，本发明创造性地基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程，其中所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系；基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程。由此，通过所确定的时空演化模拟方程可定量模拟由出砂引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
图2是本发明一实施例提供的确定储层损害程度的方法的流程图。如图2所示，所述确定储层损害程度的方法可包括步骤S201-S202。
步骤S201，基于所述的出砂损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程，确定所述沉积砂粒的体积浓度。
对于上述公式(18)所示的出砂损害储层的时空演化模拟方程，在一维情形下，该类方程可以整理为以下的一般形式：
Figure GDA0003649033390000171
其中，aa,bb,cc可为常数(如扩散系数)，也可为函数(如所述流体的速度)；f可为压力、物质浓度、应力等。对时间采用向后差分，空间采用中心差分。则上述方程可以有如下差分格式：
Figure GDA0003649033390000181
其中，i＝1,2,3...Ni，
Figure GDA0003649033390000182
n＝1,2,3...，t＝nΔt，Ni为离散空间点个数。
求解区间为x∈(0,xmax)(xmax为注水井的预设区域的尺寸)，Δx、Δt为空间、时间步长。同时，考虑初始条件
Figure GDA0003649033390000183
和边界条件(
Figure GDA0003649033390000184
(井壁处)以及
Figure GDA0003649033390000185
)(构造了一个虚拟网格i+1，预设范围的边界处或距井壁数米处)。
首先，对于i＝2,3,...,Ni-1整理上述差分格式有：
Figure GDA0003649033390000186
其中，A1i，A2i，A3i分别为，
Figure GDA0003649033390000187
同时，据公式(18)可确定ai、bi与ci。
并将所确定的ai、bi与ci代入公式(23)可得到迭代关系式(22)的具体表现形式，由于该迭代关系式(22)的具体表现形式复杂，故在此不对其进行列出。然后，利用初始条件和边界条件进行迭代计算就可得到场f的值。
接着，对说明边界条件的差分求解过程进行说明。
上述迭代关系式(22)适用于非边界网格。而对于i＝1(井壁处)而言，因为采用的是点中心网格，且其为狄利克雷(Dirichlet)边界条件，故直接可得到以下关系式：
Figure GDA0003649033390000191
对于i＝N(预设范围的边界处距井壁数米处)而言，其为诺伊曼或第二类(Neumann)边界条件，增加一个虚拟网格i＝Ni+1，由
Figure GDA0003649033390000192
知
Figure GDA0003649033390000193
将其代入式(22)可知：
Figure GDA0003649033390000194
根据上述过程可求解出场函数f的时空变化情况。由于上述数值模型是针对待诊断井(注水井)的井筒附近储层建立的，在求解某物理量f在井周的分布时，需要采用柱坐标系。由此，式
Figure GDA0003649033390000195
需要变换为
Figure GDA0003649033390000196
这种形式不利于等距差分，可以引入坐标变换：r＝rwex′，其中，rw为井筒半径，x′为一个无量纲的空间坐标。将这个变换代入一般方程中，可以得到关于x′的方程：
Figure GDA0003649033390000197
如果将
Figure GDA0003649033390000198
和
Figure GDA0003649033390000199
作为新的方程系数，则上式和
Figure GDA00036490333900001910
相比，本质上是一样的。因此，便可以在x′坐标进行等距差分并沿用前述的迭代格式。计算完f的值后，再将空间坐标从x′映射回r即可得到f(r,t)。
在通过上述方法计算得到所述砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000201
之后，再根据上述公式(19)可计算得到所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000202
由此通过上述砂粒损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程综合考虑了出砂时多种物理化学因素对储层损害的影响，由此通过该步骤S201求解得到的沉积砂粒的体积浓度非常精确。
步骤S202，基于所述沉积砂粒的体积浓度，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
其中，所述特征参数可为所述储层的渗透率。
对于步骤S202，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数可包括：基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000203
及公式(27)，确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000204
Figure GDA0003649033390000205
其中，所述特征参数可为所述储层的渗透率。
对于步骤S202，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数可包括：基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000206
及公式(27)，确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000207
以及基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000208
及公式(28)，确定所述储层的滤失系数
Figure GDA0003649033390000209
Figure GDA00036490333900002010
其中，φ0为孔隙度的初始值；Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度；mk与mK分别为第一经验值与第二经验值；
Figure GDA00036490333900002011
为所述储层的渗透率的初始值；以及
Figure GDA00036490333900002012
所述储层的滤失系数的初始值。
其中，所述特征参数可为所述储层的表皮系数。
对于步骤S202，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数可包括：基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000211
及公式
Figure GDA0003649033390000212
确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000213
以及基于所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000214
及公式(29)，确定所述储层的表皮系数
Figure GDA0003649033390000215
Figure GDA0003649033390000216
其中，
Figure GDA0003649033390000217
为所述储层的渗透率的初始值；以及
Figure GDA0003649033390000218
rw为所述待诊断井的井筒半径，以及rsw为所述储层的损害半径。
通过该步骤S202得到的特征参数(例如所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000219
与表皮系数
Figure GDA00036490333900002110
)是时空演化4D定量模拟的结果(如图3所示)。更具体地，图4示出了由储层渗透率损害率(基于所述储层的渗透率
Figure GDA00036490333900002111
及公式
Figure GDA00036490333900002112
确定所述储层的渗透率损害率I(ri,t)，其中
Figure GDA00036490333900002113
为
Figure GDA00036490333900002114
的最大值)表征的在第40天出砂损害储层的半径的示意图(如箭头所指示的半径)，相关工作人员可通过该图4直观地确认储层被损害的程度。因此，可根据渗透率或表皮系数的演化特点进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义。
综上所述，通过所确定的时空演化模拟方程可确定所述沉积砂粒的体积浓度，再根据所述沉积砂粒的体积浓度可确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数(例如所述储层的渗透率和/或表皮系数)，由此可定量模拟由出砂引起的储层损害特征的四维时空演化过程，从而对未发生储层损害的井进行储层损害定量预测和损害规律时空推演，为预防或避免储层损害、制定油藏的开发方案以及之后增产措施具有科学指导意义，以及对已损害井优化设计解堵措施、提高或恢复油井产量和水井注水能力，以及提高油藏数值模拟精度都具有十分重大意义。
图5是本发明一实施例提供的出砂损害储层的建模系统的结构图。如图5所示，所述建模系统包括：速度确定装置10，用于确定储层中的流体的速度，其中所述储层位于待诊断井的预设区域内；第一建立装置20，用于基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程，其中所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系；第二建立装置30，用于基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及模拟方程确定装置40，用于根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程。
优选地，所述速度确定装置10包括：压力确定模块(未示出)，用于建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及速度确定模块(未示出)，用于根据所述压力传导方程及达西公式，确定所述流体的速度。
优选地，所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间的关联关系包括：在所述储层的原油产量大于临界产量的情况下，所述砂粒的质量变化率大于0。
优选地，所述压力确定模块还用于根据所述压力传导方程确定所述流体的压力，相应地，所述建模系统还包括：临界流压确定装置，用于根据所述储层的有效径向应力与有效周向应力及摩尔库伦准则，确定所述储层开始出砂时所述流体的临界井底流压；以及临界产量确定装置，用于根据所述流体的临界井底流压、所述流体的压力及裘比公式，确定所述临界产量。
优选地，所述建模系统还包括：强度确定装置，用于确定所述沉积砂粒的释放场的强度
Figure GDA0003649033390000231
衰减函数确定装置，用于确定所述释放场的强度的衰减函数Y(t)；以及质量变化率确定装置，用于根据所述释放场的强度
Figure GDA0003649033390000232
与所述释放场的强度的衰减函数Y(t)，确定所述砂粒的质量变化率
Figure GDA0003649033390000233
所述出砂损害储层的建模系统与上述出砂损害储层的建模方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
图6是本发明一实施例提供的确定储层损害程度的系统的结构图。如图6所示，所述系统包括：浓度确定装置50，用于基于所述的出砂损害储层的建模系统建立的时空演化模拟方程，确定所述沉积砂粒的体积浓度；以及特征参数确定装置60，用于基于所述沉积砂粒的体积浓度，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
可选的，所述特征参数为所述储层的渗透率或所述储层的滤失系数，相应地，所述特征参数确定装置60包括：渗透率计算模块(未示出)，用于基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000234
及公式
Figure GDA0003649033390000235
确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000236
和/或滤失系数计算模块(未示出)，用于基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA0003649033390000237
及公式
Figure GDA0003649033390000238
确定所述储层的滤失系数
Figure GDA0003649033390000239
其中，φ0为孔隙度的初始值；Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度；mk与mK分别为第一经验值与第二经验值；
Figure GDA00036490333900002310
为所述储层的渗透率的初始值；以及
Figure GDA00036490333900002311
所述储层的滤失系数的初始值。
可选的，所述特征参数为所述储层的表皮系数，相应地，所述特征参数确定装置60包括：渗透率计算模块(未示出)，用于基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure GDA00036490333900002312
及公式
Figure GDA00036490333900002313
确定所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000241
以及表皮系数计算模块(未示出)，用于基于所述储层的渗透率
Figure GDA0003649033390000242
及公式
Figure GDA0003649033390000243
确定所述储层的表皮系数
Figure GDA0003649033390000244
其中，
Figure GDA0003649033390000245
为所述储层的渗透率的初始值，以及
Figure GDA0003649033390000246
所述确定储层损害程度的系统与上述确定储层损害程度的方法相对于现有技术所具有的优势相同，在此不再赘述。
相应地，本发明一实施例还提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行所述的出砂损害储层的建模方法和/或所述的确定储层损害程度的方法。
所述机器可读存储介质包括但不限于相变内存(相变随机存取存储器的简称，Phase Change Random Access Memory，PRAM，亦称为RCM/PCRAM)、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(Flash Memory)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，磁带磁盘存储或其他磁性存储设备等各种可以存储程序代码的介质。
上述步骤S101-S104及步骤S201-S202均可通过计算机来执行，且步骤S101-S104所涉及的各种物理化学量的处理过程实现了对砂粒沉积损害储层的时空演化场的模拟，以及步骤S201-S202所涉及的各种物理化学量的处理过程实现了对砂粒沉积损害储层的时空演化的预测。
以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明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，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明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的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (14)

1.一种出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述建模方法包括：
确定储层中的流体的速度，其中所述储层位于待诊断井的预设区域内；
基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程，其中所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系；
基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及
根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程，
其中，所述确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程包括：
根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度及所述质量平衡方程，确定由下式表示的所述出砂损害储层的时空演化模拟方程：
Figure FDA0003676911340000011
以及
Figure FDA0003676911340000012
其中，
Figure FDA0003676911340000013
为所述砂粒的体积浓度；
Figure FDA0003676911340000014
为所述流体的速度；τ为所述储层的迂曲度；ρp为所述沉积砂粒的密度；ρL为所述流体的密度；
Figure FDA0003676911340000015
Figure FDA0003676911340000016
为所述储层的滤失系数的初始值，
Figure FDA0003676911340000017
为所述沉积砂粒的体积浓度，Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度，mk为第一经验值；α为垂直扩散率；φ为所述储层的孔隙度；qs为所述砂粒的质量变化率；
Figure FDA0003676911340000021
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
2.根据权利要求1所述的出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述确定储层中的流体的速度包括：
建立所述流体进入所述储层的压力传导方程；以及
根据所述压力传导方程及达西公式，确定所述流体的速度。
3.根据权利要求2所述的出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间的关联关系包括：在所述储层的原油产量大于临界产量的情况下，所述砂粒的质量变化率大于0。
4.根据权利要求3所述的出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述临界产量通过以下方式获取：
根据所述压力传导方程确定所述流体的压力；
根据所述储层的有效径向应力与有效周向应力及摩尔库伦准则，确定所述储层开始出砂时所述流体的临界井底流压；以及
根据所述流体的临界井底流压、所述流体的压力及裘比公式，确定所述临界产量。
5.根据权利要求3所述的出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述砂粒的质量变化率通过以下方式获取：
确定所述沉积砂粒的释放场的强度
Figure FDA0003676911340000022
确定所述释放场的强度的衰减函数Y(t)；以及
根据所述释放场的强度
Figure FDA0003676911340000023
与所述释放场的强度的衰减函数Y(t)，确定所述砂粒的质量变化率
Figure FDA0003676911340000024
其中，
Figure FDA0003676911340000031
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
6.根据权利要求1所述的出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程包括：
基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立下式表示的所述质量平衡方程，
Figure FDA0003676911340000032
其中，φ为所述储层的孔隙度；
Figure FDA0003676911340000033
为所述砂粒的质量分数；u为达西表观速度；
Figure FDA0003676911340000034
为扩散流量，
Figure FDA0003676911340000035
其中ρL为所述流体的密度，
Figure FDA0003676911340000036
为扩散系数，
Figure FDA0003676911340000037
α为垂直扩散率，
Figure FDA0003676911340000038
为所述流体的速度；
Figure FDA0003676911340000039
Figure FDA00036769113400000310
为单位时间内的所述沉积砂粒的累积质量；
Figure FDA00036769113400000311
为所述储层中的任意位置；t为时间；以及qs为所述砂粒的质量变化率。
7.根据权利要求1所述的出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程包括：
基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立下式表示的所述连接条件方程，
Figure FDA00036769113400000312
其中，ρp为沉积砂粒的密度；Cd为所述沉积砂粒的体积浓度；
Figure FDA00036769113400000313
其中k0为原始滤失系数，G1(Cd)为与Cd相关的幂律指数函数；F1(T)为与温度相关的指数函数；ρL为所述流体的密度；
Figure FDA0003676911340000041
为所述砂粒的质量分数；u为达西表观速度；
Figure FDA0003676911340000042
为扩散流量；
Figure FDA0003676911340000043
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
8.根据权利要求1所述的出砂损害储层的建模方法，其特征在于，所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系为
Figure FDA0003676911340000044
其中，ρp为所述沉积砂粒的密度；ρL为所述流体的密度；
Figure FDA0003676911340000045
为所述砂粒的质量分数；以及
Figure FDA0003676911340000046
为所述砂粒的体积浓度。
9.一种确定储层损害程度的方法，其特征在于，所述方法包括：
基于根据权利要求1-8中任一项权利要求所述的出砂损害储层的建模方法建立的时空演化模拟方程，确定所述沉积砂粒的体积浓度；以及
基于所述沉积砂粒的体积浓度，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
10.根据权利要求9所述的确定储层损害程度的方法，其特征在于，所述特征参数为所述储层的渗透率或所述储层的滤失系数，
相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：
基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure FDA0003676911340000047
及公式
Figure FDA0003676911340000048
确定所述储层的渗透率
Figure FDA0003676911340000049
和/或
基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure FDA00036769113400000410
及公式
Figure FDA00036769113400000411
确定所述储层的滤失系数
Figure FDA00036769113400000412
其中，φ0为孔隙度的初始值；Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度；mk与mK分别为第一经验值与第二经验值；
Figure FDA0003676911340000051
为所述储层的渗透率的初始值；
Figure FDA0003676911340000052
所述储层的滤失系数的初始值；
Figure FDA0003676911340000053
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
11.根据权利要求9所述的确定储层损害程度的方法，其特征在于，所述特征参数为所述储层的表皮系数，
相应地，所述确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数包括：
基于所述沉积砂粒的体积浓度
Figure FDA0003676911340000054
及公式
Figure FDA0003676911340000055
确定所述储层的渗透率
Figure FDA0003676911340000056
以及
基于所述储层的渗透率
Figure FDA0003676911340000057
及公式
Figure FDA0003676911340000058
确定所述储层的表皮系数
Figure FDA0003676911340000059
其中，
Figure FDA00036769113400000510
为所述储层的渗透率的初始值，
Figure FDA00036769113400000511
rw为所述待诊断井的井筒半径，rsw为所述储层的损害半径；
Figure FDA00036769113400000512
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
12.一种出砂损害储层的建模系统，其特征在于，所述建模系统包括：
速度确定装置，用于确定储层中的流体的速度，其中所述储层位于待诊断井的预设区域内；
第一建立装置，用于基于所述流体的对流参数与扩散参数及所述流体内的砂粒的质量变化率，建立所述流体与所述储层中的岩石上的沉积砂粒之间的质量平衡方程，其中所述砂粒的质量变化率与所述储层的原油产量之间具有关联关系；
第二建立装置，用于基于所述流体的对流参数与扩散参数，建立所述沉积砂粒的体积浓度与所述流体的体积浓度之间的连接条件方程；以及
模拟方程确定装置，用于根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度、所述质量平衡方程及所述连接条件方程，确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程，
其中，所述确定所述出砂损害储层的时空演化模拟方程包括：
根据所述砂粒的质量分数与所述砂粒的体积浓度之间的关系、所述流体的速度及所述质量平衡方程，确定由下式表示的所述出砂损害储层的时空演化模拟方程：
Figure FDA0003676911340000061
以及
Figure FDA0003676911340000062
其中，
Figure FDA0003676911340000063
为所述砂粒的体积浓度；
Figure FDA0003676911340000064
为所述流体的速度；τ为所述储层的迂曲度；ρp为所述沉积砂粒的密度；ρL为所述流体的密度；
Figure FDA0003676911340000065
Figure FDA0003676911340000066
为所述储层的滤失系数的初始值，
Figure FDA0003676911340000067
为所述沉积砂粒的体积浓度，Cdmax为所述沉积砂粒的最大体积浓度，mk为第一经验值；α为垂直扩散率；φ为所述储层的孔隙度；qs为所述砂粒的质量变化率；
Figure FDA0003676911340000068
为所述储层中的任意位置；以及t为时间。
13.一种确定储层损害程度的系统，其特征在于，所述系统包括：
浓度确定装置，用于基于根据权利要求12所述的出砂损害储层的建模系统建立的时空演化模拟方程，确定所述沉积砂粒的体积浓度；以及
特征参数确定装置，用于基于所述沉积砂粒的体积浓度，确定表征待诊断井的预设区域内的储层的损害程度的特征参数。
14.一种机器可读存储介质，其特征在于，所述机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行上述权利要求1-8中任一项所述的出砂损害储层的建模方法和/或上述权利要求9-11中任一项所述的确定储层损害程度的方法。
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