CN113836767A - 一种页岩油储层压后关井时间的优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明实施例涉及一种页岩油储层压后关井时间的优化方法，该优化方法包括步骤S100，获取储层物性参数，对油藏中的裂缝作为油藏内边界进行降维处理，建立油藏几何模型，并采用三角形网格对油藏几何模型进行几何剖分形成离散单元；步骤S200，建立基于离散裂缝模型的页岩储层压裂水平井压裂液渗吸模型；步骤S300，对页岩储层压裂水平井压裂液渗吸数值模拟；步骤S400，基于步骤S300模拟结果，确定最佳关井时间。
Description
技术领域
本发明实施例涉及油气田开发技术领域，特别涉及一种页岩油储层压后关井时间的优化方法。
背景技术
在当今页岩油等非常规油气商业开发的时代背景下，国内外普遍采用“大排量+大液量”的水平井分段压裂开发模式。页岩储层尽管注入大量压裂液，但压后返排率普遍较低，通常只有不到30％。现场压后返排后分析发现，关井时间越长，返排率越低，而初期日产量却显著增加，对于页岩油压裂后最佳关井时间，目前主要依靠工程师经验确定，无定性和定量化认识，关井时间过短，压裂液与页岩渗吸作用不充分，关井时间过长，延长作业时间，导致成本升高。
发明内容
本发明实施方式的目的在于提供一种页岩油储层压后关井时间的优化方法，旨在优化页岩油储层压后关井时间，满足现场压裂返排优化设计要求的准确性。
为解决上述技术问题，本发明的实施方式提供了一种页岩油储层压后关井时间的优化方法，包括：
步骤S100，获取储层物性参数，对油藏中的裂缝作为油藏内边界进行降维处理，建立油藏几何模型，并采用三角形网格对油藏几何模型进行几何剖分形成离散单元；
步骤S200，建立基于离散裂缝模型的页岩储层压裂水平井压裂液渗吸模型；
步骤S300，对页岩储层压裂水平井压裂液渗吸数值模拟；
步骤S400，基于步骤S300模拟结果，确定最佳关井时间。
优选地，所述步骤S100中获取储层物性参数包括：
获取油藏地质参数、储层流体参数、压裂施工参数、水力裂缝和天然裂缝的分布及裂缝的参数。
优选地，所述油藏地质参数包括孔隙度、渗透率、半透膜膜效率；
所述储层流体参数包括黏度、矿化度、相渗曲线、毛管力；
所述压裂井的完井信息包括簇间距；
所述压裂施工参数包括施工排量、压裂液黏度、矿化度；
所述裂缝的参数包括裂缝的缝长、缝宽、孔渗。
优选地，所述毛管力的计算公式为：
其中，pcm表示基质毛细管压力，MPa；
Sw含水饱和度，Swr束缚水饱和度，无量纲；
Sor剩余油饱和度，无量纲；
B表示毛细管力参数，B的表达式为
δ表示界面张力，N/m2，φ为孔隙度，km为基质渗透率。
优选地，所述步骤S200包括分别建立基质和裂缝油水两相控制方程。
优选地，建立基质和裂缝油水两相控制方程，过程如下：
渗流是在压力差和渗透压差两种压力作用下的渗流，考虑渗透压差作用下的流体渗流的运动方程为：
7、建立基质和裂缝油水两相控制方程，过程如下：
渗流是在压力差和渗透压差两种压力作用下的渗流，考虑渗透压差作用下的流体渗流的运动方程为：
其中，渗透压的理论计算公式为:
或者π≈vRTC；(5)
基质水相控制方程为：
基质油相方程为：
裂缝水相方程为：
裂缝油相方程为：
盐离子运移包括对流和扩散两部分，盐离子扩散与浓度梯度相关，描述扩散的本构方程：
由于流动流动引起的离子运移为：
Fadv＝Cu；(11)
基质中盐离子守恒方程：
裂缝中盐离子守恒方程：
其中，下标m表示基质，f表示裂缝，w表示水相，o表示油相；
u为流体渗流速度；
k为流体渗透率，m2；
krw为水相相对渗透率，m2；
km为基质渗透率，m2；
kf为裂缝渗透率，m2；
krw,m基质水相相对渗透率，无量纲；
kro,m基质油相相对渗透率，无量纲；
krw,f裂缝水相相对渗透率，无量纲；
kro,f裂缝油相相对渗透率，无量纲；
Sw,m为基质含水饱和度，无量纲；
Sw,f为裂缝含水饱和度，无量纲；
pw为水相压力，Pa；
po,m为基质油相压力，Pa；
po,f为裂缝油相压力，Pa；
pc,m为基质中的毛管力，Pa；
pc,f为裂缝中的毛管力，Pa；
ρo,m为压力Po下基质中的油相密度，kg/m3；
ρw,m为压力Po下基质中的水相密度，kg/m3；
ρo,f为压力Po下裂缝中的油相密度，kg/m3；
ρw0,m为油藏初始压力下基质中的水相密度，kg/m3；
ρw0,f为油藏初始压力下裂缝中的水相密度，kg/m3；
ρw,f为压力Po下裂缝中的水相密度，kg/m3；
ρo0,f为油藏初始压力下裂缝中的油相密度，kg/m3；
ρo0,m为油藏初始压力下基质中的油相密度，kg/m3；
φm为基质孔隙度，无量纲；
φf为裂缝孔隙度，无量纲；
df为缝宽，mm；
Cw为水相综合压缩系数，可写作Cw＝Cf+ΦCl,w；
Co为油相综合压缩系数，可写作Co＝Cf+ΦCl,o；
Cl,w为储层中的水相压缩系数，1/Pa；
Cl,o为储层中的油相压缩系数，1/Pa
Cf为岩石压缩系数，1/Pa；
μw为水相流体粘度，Pa·s；
μo为油相流体粘度，Pa·s；
π为渗透压，Pa；
C为盐浓度，mol/m3；
Cm为基质中的盐离子浓度，mol/m3；
Cf为裂缝中的盐离子浓度，mol/m3；
V是水的摩尔体积，取1.8×10-5m3/mol；
R是气体常数，取8.31×103Pa·L(mol·K)-1；
T是温度，K；
aⅠ表示低盐度水的活度，无量纲；
aⅡ表示高盐度水的活度，无量纲；
v是组成溶液的离子数量，无量纲；
Fdiff为扩散作用产生的通量，mol/(m2·s)；
Eop为半透膜的效率，无量纲，理想半透膜的效率为1，即不允许任何物质通过；
D为扩散系数，m2/s；
Fadv为对流作用产生的通量，mol/(m2·s)。
优选地，所述步骤S300包括压裂注入阶段和关井阶段，其中，压裂注入阶段和关井阶段的数学方程相同，但是初始条件和边界条件不同，两个阶段数学方程的建立过程如下：
使用COMSOL Multiphysic软件，对以上页岩储层压裂水平井压裂液渗吸模型进行有限元方法求解，使用其数学模块偏微分方程求解油水两相流问题，将裂缝看作为油藏的内边界进行模拟，将裂缝方程写成对应的弱形式，通过弱贡献边界添加。盐离子运移方程也采用数学模块进行方程输入求解；
将压裂注入阶段、关井阶段分为2个研究，分别为研究1、研究2，研究1的初始条件为地层压力、地层初始含水饱和度和盐浓度，研究2的初始条件为研究1的模拟结果；
渗流场边界条件：研究1采用流量边界条件，通过弱贡献边界条件进行添加，研究2无边界条件；浓度场边界条件：研究1采用狄氏边界条件，研究2无边界条件；
最终形成了渗流场和浓度场的双向耦合，得到整个储层与裂缝的含水饱和度，压力，盐浓度分布。
优选地，所述步骤S400包括：
分别模拟不同关井时间后的射孔点处含水饱和度；
绘制射孔点处含水饱和度随关井时间的变化图，若含水饱和度不再变化表明地层流体不在发生置换，在这之前存在一个最佳关井时间，即变化图中的“拐点”。
本发明与现有技术相比，本发明所述的优化方法考虑到了页岩油储层中高矿化度地层水与压裂液之间形成的渗透压，实现了渗流场和化学场的双向耦合，模型考虑到了分段压裂形成的裂缝的复杂形态，提高了结果的准确性。压裂返排优化一般通过对返排率进行优化，本发明以关井结束后储层饱和度为优化目标，简化了操作步骤。
本发明提供的压裂返排优化方法可根据上述模型准确快速得到最佳关井时间，既使地层流体充分置换，又节省了施工成本，从而在储层改造过程中达到降本增效的效果。
附图说明
一个或多个实施例通过与之对应的附图中的图片进行示例性说明，这些示例性说明并不构成对实施例的限定，附图中具有相同参考数字标号的元件表示为类似的元件，除非有特别申明，附图中的图不构成比例限制。
图1为本发明提供的页岩油储层压后关井时间的优化方法的流程图：
图2为水平井多簇密切割分段压裂示意图；
图3为复杂裂缝几何模型图；
图4为数值模拟结果图；
图5为含水饱和度随关井时间变化图；
图6为含水饱和度二阶导随关井时间变化图。
本发明目的的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。
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的一部分实施例，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作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。
需要说明，若本发明实施例中有涉及方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)，则该方向性指示仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等，如果该特定姿态发生改变时，则该方向性指示也相应地随之改变。
另外，若本发明实施例中有涉及“第一”、“第二”等的描述，则该“第一”、“第二”等的描述仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示其相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。另外，各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
具体地，请参阅图1至图3，本发明提供一种页岩油储层压后关井时间的优化方法，,包括：
步骤S100，获取储层物性参数，对油藏中的裂缝作为油藏内边界进行降维处理，建立油藏几何模型，并采用三角形网格对油藏几何模型进行几何剖分形成离散单元；
具体地，所述步骤S100中获取储层物性参数包括：
获取油藏地质参数、储层流体参数、压裂施工参数、水力裂缝和天然裂缝的分布及裂缝的参数。
所述油藏地质参数包括孔隙度、渗透率、半透膜膜效率；
所述储层流体参数包括黏度、矿化度、相渗曲线、毛管力；
所述压裂井的完井信息包括簇间距；
所述压裂施工参数包括施工排量、压裂液黏度、矿化度；
所述裂缝的参数包括裂缝的缝长、缝宽、孔渗。
毛管力可以是通过测得界面张力和岩石的孔隙度、渗透率计算公式得到，所述毛管力的计算公式为：
在其他实施例中，毛管力的获取也可以通过实验直接测得。
其中，pcm表示基质毛细管压力，MPa；
Sw含水饱和度，Swr束缚水饱和度，无量纲；
Sor剩余油饱和度，无量纲；
B表示毛细管力参数，B的表达式为
δ表示界面张力，N/m2，φ为孔隙度，km为基质渗透率。
裂缝具有高导流能力，所以相对渗透率采用的“X”型相渗曲线，裂缝中的毛细管压力可以忽略不计。
以X页岩油井为例，具体油藏地质、工程参数、流体参数如表1所示，该井进行了水平井多簇密切割分段压裂，根据压后微地震识别进行简易裂缝建模，见图3。考虑到运算速度，选取水平井其中1段(5簇)，簇间距15米。储层尺寸长度取3段段间距，储层深2000米，假设缝高50米，注入1500方滑溜水压裂液，模型输入参数见表1。模拟泵注100min，关井30天的过程。
表1模型参数
步骤S200，建立基于离散裂缝模型的页岩储层压裂水平井压裂液渗吸模型；
具体地，步骤S200包括分别建立基质和裂缝油水两相控制方程。
建立基质和裂缝油水两相控制方程，过程如下：
渗流是在压力差和渗透压差两种压力作用下的渗流，考虑渗透压差作用下的流体渗流的运动方程为：
其中，渗透压的理论计算公式为:
或者对于正负离子比例为1:1的电解质(假设储层中只存在Na+和Cl-)，渗透压的公式可以简化为：
π≈vRTC；(5)
基质水相控制方程为：
基质油相方程为：
裂缝水相方程为：
裂缝油相方程为：
盐离子运移包括对流和扩散两部分。盐离子扩散与浓度梯度相关，描述扩散的本构方程：
由于流动流动引起的离子运移为：
Fadv＝Cu；(11)
基质中盐离子守恒方程：
裂缝中盐离子守恒方程：
其中，下标m表示基质，f表示裂缝，w表示水相，o表示油相；
u为流体渗流速度；
k为流体渗透率，m2；
km为基质渗透率，m2；
kf为基质渗透率，m2；
krw,m基质水相相对渗透率，无量纲；
kro,m基质油相相对渗透率，无量纲；
krw,f裂缝水相相对渗透率，无量纲；
kro,f裂缝油相相对渗透率，无量纲；
Sw,m为基质含水饱和度，无量纲；
Sw,f为裂缝含水饱和度，无量纲；
Pw为水相压力，Pa；
Po,m为基质油相压力，Pa；
Po,f为裂缝油相压力，Pa；
Pc,m为基质中的毛管力，Pa；
Pc,f为裂缝中的毛管力，Pa；
ρo0为油藏初始压力下的油相密度，kg/m3；
ρw0为油藏初始压力下的水相密度，kg/m3；
ρo,m为压力Po下基质中的油相密度，kg/m3；
ρw,m为压力Po下基质中的水相密度，kg/m3；
ρf,m为压力Po下裂缝中的水相密度，kg/m3；
ρo,f为压力Po下裂缝中的油相密度，kg/m3；
φm为基质孔隙度，无量纲；
φf为裂缝孔隙度，无量纲；
df为缝宽，mm；
Cw为水相综合压缩系数，可写作Cw＝Cf+ΦCl,w；
Co为油相综合压缩系数，可写作Co＝Cf+ΦCl,o；
Cl,w为储层中的水相压缩系数，1/Pa；
Cl,o为储层中的油相压缩系数，1/Pa
Cf为岩石压缩系数，1/Pa；
Φf为裂缝孔隙度，无量纲；
Φm为基质孔隙度，无量纲；
μw为流体粘度，Pa·s；
μo为流体粘度，Pa·s；
Sw,m为基质含水饱和度，无量纲；
Sw,f为裂缝含水饱和度，无量纲；
π为渗透压，Pa；
C为盐浓度，mol/m3；
Cm为基质中的盐离子浓度，mol/m3；
Cf为裂缝中的盐离子浓度，mol/m3；
V是水的摩尔体积，取1.8×10-5m3/mol；
R是气体常数，取8.31×103Pa·L(mol·K)-1；
T是温度，K；
aⅠ表示低盐度水的活度，无量纲；
aⅡ表示高盐度水的活度，无量纲；
v是组成溶液的离子数量，无量纲；
Fdiff为扩散作用产生的通量，mol/(m2·s)；
Eop为半透膜的效率，无量纲，理想半透膜的效率为1，即不允许任何物质通过；
D为扩散系数，m2/s；
Fadv为对流作用产生的通量，mol/(m2·s)；
步骤S300，对页岩储层压裂水平井压裂液渗吸数值模拟；
所述步骤S300包括压裂注入阶段和关井阶段，其中，压裂注入阶段和关井阶段的数学方程相同，但是初始条件和边界条件不同，两个阶段数学方程的建立过程如下：
使用COMSOL Multiphysic软件，对以上页岩储层压裂水平井压裂液渗吸模型进行有限元方法求解，使用其数学模块偏微分方程求解油水两相流问题，将裂缝看作为油藏的内边界进行模拟，将裂缝方程写成对应的弱形式，通过弱贡献边界添加。盐离子运移方程也采用数学模块进行方程输入求解；
由于压裂注入后需进行关井作业，将压裂注入阶段、关井阶段分为2个研究，分别为研究1、研究2，研究1的初始条件为地层压力、地层初始含水饱和度和盐浓度，研究2的初始条件为研究1的模拟结果；
渗流场边界条件：研究1采用流量边界条件，通过弱贡献边界条件进行添加，研究2无边界条件；浓度场边界条件：研究1采用狄氏边界条件，研究2无边界条件；
最终形成了渗流场和浓度场的双向耦合，得到整个储层与裂缝的含水饱和度，压力，盐浓度分布。
在本实施例中，基于表1中的数据结合步骤200中的数学模型，进行页岩油储层压裂水平井压裂液渗吸数值模拟。
步骤S400，基于步骤S300模拟结果，确定最佳关井时间。
由于没有考虑井筒流动，模拟得到的关井后射孔点处含水饱和度可反映为射孔点处水的体积占裂缝体积的百分数，因此可以认为关井一段时间后，射孔点处含水饱和度越高，表明渗吸作用越差，相反射孔点处含水饱和度越低，表明渗吸作用越好，开井初期产量越高。
为优化页岩油水平井的关井时间，所述步骤S400包括：
分别模拟不同关井时间后的射孔点处含水饱和度；
绘制射孔点处含水饱和度随关井时间的变化图，若含水饱和度不再变化表明地层流体不在发生置换，在这之前存在一个最佳关井时间，即变化图中的“拐点”，既达到了良好的渗吸驱油效果，又降低了施工成本。
在本实施例中，基于步骤S300数值模拟结果，输出不同关井时间情况下所得含水饱和度，并将其绘制成横坐标为关井时间、纵坐标为射孔点含水饱和度的图表，如图4所示。再根据含水饱和度斜率的变化率所得最优关井时间为14天左右，如图5所示。
本发明与现有技术相比，本发明所述的优化方法考虑到了页岩油储层中高矿化度地层水与压裂液之间形成的渗透压，实现了渗流场和化学场的双向耦合，模型考虑到了分段压裂形成的裂缝的复杂形态，提高了结果的准确性。压裂返排优化一般通过对返排率进行优化，本发明以关井结束后储层饱和度为优化目标，，简化了操作步骤。
本发明提供的压裂返排优化方法可根据上述模型准确快速得到最佳关井时间，既使地层流体充分置换，又节省了施工成本，从而在储层改造过程中达到降本增效的效果。
以上仅为本发明的优选实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是在本发明的发明构思下，利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构变换，或直接/间接运用在其他相关的技术领域均包括在本发明的专利保护范围内。
Claims (8)
1.一种页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，包括：
步骤S100，获取储层物性参数，对油藏中的裂缝作为油藏内边界进行降维处理，建立油藏几何模型，并采用三角形网格对油藏几何模型进行几何剖分形成离散单元；
步骤S200，建立基于离散裂缝模型的页岩储层压裂水平井压裂液渗吸模型；
步骤S300，对页岩储层压裂水平井压裂液渗吸数值模拟；
步骤S400，基于步骤S300模拟结果，确定最佳关井时间。
2.如权利要求1所述的页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，所述步骤S100中获取储层物性参数包括：
获取油藏地质参数、储层流体参数、压裂施工参数、水力裂缝和天然裂缝的分布及裂缝的参数。
3.如权利要求1所述的页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，所述油藏地质参数包括孔隙度、渗透率、半透膜膜效率；
所述储层流体参数包括黏度、矿化度、相渗曲线、毛管力；
所述压裂井的完井信息包括簇间距；
所述压裂施工参数包括施工排量、压裂液黏度、矿化度；
所述裂缝的参数包括裂缝的缝长、缝宽、孔渗。
4.如权利要求3所述的页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，所述毛管力的计算公式为：
其中，pcm表示基质毛细管压力，MPa；
Sw含水饱和度，Swr束缚水饱和度，无量纲；
Sor剩余油饱和度，无量纲；
B表示毛细管力参数，B的表达式为
δ表示界面张力，N/m2，φ为孔隙度，km为基质渗透率。
5.如权利要求1所述的页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，所述步骤S200包括分别建立基质和裂缝油水两相控制方程。
6.如权利要求5所述的页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，建立基质和裂缝油水两相控制方程，过程如下：
渗流是在压力差和渗透压差两种压力作用下的渗流，考虑渗透压差作用下的流体渗流的运动方程为：
其中，渗透压的理论计算公式为:
或者π≈vRTC； (5)
基质水相控制方程为：
基质油相方程为：
裂缝水相方程为：
裂缝油相方程为：
盐离子运移包括对流和扩散两部分，盐离子扩散与浓度梯度相关，描述扩散的本构方程：
Fdiff＝-(1-Eop)D▽C； (10)
由于流动流动引起的离子运移为：
Fadv＝Cu； (11)
基质中盐离子守恒方程：
裂缝中盐离子守恒方程：
其中，下标m表示基质，f表示裂缝，w表示水相，o表示油相；
u为流体渗流速度；
k为流体渗透率，m2；
krw为水相相对渗透率，m2；
km为基质渗透率，m2；
kf为裂缝渗透率，m2；
krw,m基质水相相对渗透率，无量纲；
kro,m基质油相相对渗透率，无量纲；
krw,f裂缝水相相对渗透率，无量纲；
kro,f裂缝油相相对渗透率，无量纲；
Sw,m为基质含水饱和度，无量纲；
Sw,f为裂缝含水饱和度，无量纲；
pw为水相压力，Pa；
po,m为基质油相压力，Pa；
po,f为裂缝油相压力，Pa；
pc,m为基质中的毛管力，Pa；
pc,f为裂缝中的毛管力，Pa；
ρo,m为压力Po下基质中的油相密度，kg/m3；
ρw,m为压力Po下基质中的水相密度，kg/m3；
ρo,f为压力Po下裂缝中的油相密度，kg/m3；
ρw0,m为油藏初始压力下基质中的水相密度，kg/m3；
ρw0,f为油藏初始压力下裂缝中的水相密度，kg/m3；
ρw,f为压力Po下裂缝中的水相密度，kg/m3；
ρo0,f为油藏初始压力下裂缝中的油相密度，kg/m3；
ρo0,m为油藏初始压力下基质中的油相密度，kg/m3；
φm为基质孔隙度，无量纲；
φf为裂缝孔隙度，无量纲；
df为缝宽，mm；
Cw为水相综合压缩系数，可写作Cw＝Cf+ΦCl,w；
Co为油相综合压缩系数，可写作Co＝Cf+ΦCl,o；
Cl,w为储层中的水相压缩系数，1/Pa；
Cl,o为储层中的油相压缩系数，1/Pa
Cf为岩石压缩系数，1/Pa；
μw为水相流体粘度，Pa·s；
μo为油相流体粘度，Pa·s；
π为渗透压，Pa；
C为盐浓度，mol/m3；
Cm为基质中的盐离子浓度，mol/m3；
Cf为裂缝中的盐离子浓度，mol/m3；
V是水的摩尔体积，取1.8×10-5m3/mol；
R是气体常数，取8.31×103Pa·L(mol·K)-1；
T是温度，K；
aⅠ表示低盐度水的活度，无量纲；
aⅡ表示高盐度水的活度，无量纲；
v是组成溶液的离子数量，无量纲；
Fdiff为扩散作用产生的通量，mol/(m2·s)；
Eop为半透膜的效率，无量纲，理想半透膜的效率为1，即不允许任何物质通过；
D为扩散系数，m2/s；
Fadv为对流作用产生的通量，mol/(m2·s)。
7.如权利要求1所述的页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，所述步骤S300包括压裂注入阶段和关井阶段，其中，压裂注入阶段和关井阶段的数学方程相同，但是初始条件和边界条件不同，两个阶段数学方程的建立过程如下：
使用COMSOL Multiphysic软件，对以上页岩储层压裂水平井压裂液渗吸模型进行有限元方法求解，使用其数学模块偏微分方程求解油水两相流问题，将裂缝看作为油藏的内边界进行模拟，将裂缝方程写成对应的弱形式，通过弱贡献边界添加。盐离子运移方程也采用数学模块进行方程输入求解；
将压裂注入阶段、关井阶段分为2个研究，分别为研究1、研究2，研究1的初始条件为地层压力、地层初始含水饱和度和盐浓度，研究2的初始条件为研究1的模拟结果；
渗流场边界条件：研究1采用流量边界条件，通过弱贡献边界条件进行添加，研究2无边界条件；浓度场边界条件：研究1采用狄氏边界条件，研究2无边界条件；
最终形成了渗流场和浓度场的双向耦合，得到整个储层与裂缝的含水饱和度，压力，盐浓度分布。
8.如权利要求1所述的页岩油储层压后关井时间的优化方法，其特征在于，所述步骤S400包括：
分别模拟不同关井时间后的射孔点处含水饱和度；
绘制射孔点处含水饱和度随关井时间的变化图，若含水饱和度不再变化表明地层流体不在发生置换，在这之前存在一个最佳关井时间，即变化图中的“拐点”。
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