CN116306385B - 一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法、系统、设备及介质 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法、系统、设备及介质，涉及油气田开发领域，该方法，包括：构建适用于全阶段的物性参数动态模型；根据物性参数动态模型构建考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程；根据物性参数动态模型、滤失方程、裂缝传导率修正方程、基质内渗流方程和裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型；基于初始物性参数，对数值离散求解模型进行求解，得到全阶段中各个时刻的裂缝内流体压力、基质内流体压力和流体饱和度。本发明综合考虑压裂液“注入‑焖井‑返排”不同阶段的渗吸增能机理，能实现油藏压裂渗吸增能数值模拟。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，特别是涉及一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法、系统、设备及介质。
背景技术
致密油和页岩油是当前非常规油气开发的热点。但由于储层孔隙连通性差、渗透率低（覆压基质渗透率小于0.1×10-3μm2），油井通常无自然产能或低于工业石油产量下限，因此需要采用特殊技术才能获得工业原油产量。体积压裂是致密页岩油藏高效开发的必备技术，通过压裂能够在致密储层中形成油气渗流的“高速公路”，从而提高原油产量。
压裂过程中，大量高压液体被注入地层，一方面在储层内诱导产生复杂压裂缝网以有效补充地层能量（“增能机理”）；另一方面，压裂液在渗吸作用下逐渐进入基质，通过油水置换效应将原油置换到裂缝中（“渗吸机理”），并在后续开采过程中产出。因此，致密页岩油藏压裂开采机理非常复杂，而且压裂液的注入、焖井和返排过程造成储层内压力不断变化，进而引起储层物性参数（如孔隙度和渗透率等）的变化。油藏数值模拟是预测油藏压裂后开发动态的重要手段，但当前的数值模拟方法不能综合考虑压裂液“注入-焖井-返排”不同阶段的渗吸增能机理，无法准确描述储层基质和裂缝物性参数变化对压裂增能产量的影响，从而无法准确预测致密页岩油藏压裂后的开发动态。
发明内容
基于此，本发明实施例提供一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法、系统、设备及介质，综合考虑压裂液“注入-焖井-返排”不同阶段的渗吸增能机理，以实现油藏压裂渗吸增能数值模拟，准确描述储层基质和裂缝物性参数变化对压裂增能产量的影响。
为实现上述目的，本发明实施例提供了一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，包括：获取地层在全阶段的初始物性参数；所述全阶段，包括：依次进行的压裂液注入阶段、焖井阶段和返排阶段；所述初始物性参数，包括：裂缝初始渗透率、基质初始渗透率、裂缝内初始流体压力和基质内初始流体压力。
构建适用于全阶段的物性参数动态模型；所述物性参数动态模型，包括裂缝基质渗透率计算模型、动态毛管力计算模型和油水两相流体相对渗透率计算模型。
确定压裂液由裂缝向基质的滤失方程和裂缝传导率修正方程。
根据所述物性参数动态模型构建考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程；所述基质内渗流方程表征油水两相流体在基质内压差与流速之间的关系；所述裂缝内渗流方程表征油水两相流体在裂缝内压差与流速之间的关系。
根据所述物性参数动态模型、所述滤失方程、所述裂缝传导率修正方程、所述基质内渗流方程和所述裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对所述质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型；所述数值离散求解模型用于根据当前时刻的压裂渗吸增能数值计算下一时刻的压裂渗吸增能数值；所述压裂渗吸增能数值，包括裂缝内流体压力、基质内流体压力和流体饱和度。
基于初始物性参数，对所述数值离散求解模型进行求解，得到全阶段中各个时刻的压裂渗吸增能数值；全阶段中所有时刻的压裂渗吸增能数值用于确定地层的压力场变化和饱和场变化；所述压力场变化和饱和场变化用于确定地层的原油产量。
本发明还提供了一种油藏压裂渗吸增能数值模拟系统，包括：参数获取模块，用于获取地层在全阶段的初始物性参数；所述全阶段，包括：依次进行的压裂液注入阶段、焖井阶段和返排阶段；所述初始物性参数，包括：裂缝初始渗透率、基质初始渗透率、裂缝内初始流体压力和基质内初始流体压力。
物性参数动态模型构建模块，用于构建适用于全阶段的物性参数动态模型；所述物性参数动态模型，包括裂缝基质渗透率计算模型、动态毛管力计算模型和油水两相流体相对渗透率计算模型。
第一方程确定模块，用于确定压裂液由裂缝向基质的滤失方程和裂缝传导率修正方程。
第二方程确定模块，用于根据所述物性参数动态模型构建考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程；所述基质内渗流方程表征油水两相流体在基质内压差与流速之间的关系；所述裂缝内渗流方程表征油水两相流体在裂缝内压差与流速之间的关系。
数值离散求解模型确定模块，用于根据所述物性参数动态模型、所述滤失方程、所述裂缝传导率修正方程、所述基质内渗流方程和所述裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对所述质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型；所述数值离散求解模型用于根据当前时刻的压裂渗吸增能数值计算下一时刻的压裂渗吸增能数值；所述压裂渗吸增能数值，包括裂缝内流体压力、基质内流体压力和流体饱和度。
求解模块，用于基于初始物性参数，对所述数值离散求解模型进行求解，得到全阶段中各个时刻的压裂渗吸增能数值；全阶段中所有时刻的压裂渗吸增能数值用于确定地层的压力场变化和饱和场变化；所述压力场变化和饱和场变化用于确定地层的原油产量。
本发明还提供了一种电子设备，包括存储器及处理器，所述存储器用于存储计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序以使所述电子设备执行上述的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法。
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
本发明实施例提出了一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法、系统、设备及介质，综合考虑压裂液“注入-焖井-返排”不同阶段的渗吸增能机理，构建适用于全阶段的物性参数动态模型，根据物性参数动态模型、滤失方程、裂缝传导率修正方程、基质内渗流方程以及裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型，数值离散求解模型能实现全阶段中各个时刻的压裂渗吸增能数值的准确模拟，进而准确描述储层基质和裂缝物性参数变化对压裂增能产量的影响。
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为本发明实施例提供的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法的流程图。
图2为本发明的相渗曲线滞后示意图。
图3为本发明实施例的毛管力曲线示意图。
图4为复杂裂缝条件下的单段水平井压裂增能地质模型。
图5为本发明实施例的相渗滞后影响下的产量及含水率示意图。
图6为本发明实施例的相渗滞后影响下的压力场示意图。
图7为本发明实施例的应力敏感系数影响下的产量示意图。
图8为本发明实施例的毛管力影响下的产量示意图。
图9为本发明实施例提供的油藏压裂渗吸增能数值模拟系统的结构图。
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。
实施例一
参见图1，本实施例的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，包括如下几个步骤。
步骤101：获取地层在全阶段的初始物性参数。
所述全阶段，包括：依次进行的压裂液注入阶段、焖井阶段和返排阶段；所述初始物性参数，包括：裂缝初始渗透率、基质初始渗透率、裂缝内初始流体压力和基质内初始流体压力。
步骤102：构建适用于全阶段的物性参数动态模型；所述物性参数动态模型，包括裂缝基质渗透率计算模型、动态毛管力计算模型和油水两相流体相对渗透率计算模型。
所述裂缝基质渗透率计算模型为。
其中，k f表示t时刻的裂缝渗透率，单位为mD；表示t时刻的上一时刻的裂缝渗透率，单位为mD；α表示裂缝应力敏感系数；p f表示裂缝内t时刻的流体压力，单位为MPa；/>表示裂缝内t时刻的上一时刻的流体压力，单位为MPa；k m表示t时刻的基质渗透率，单位为mD；/>表示t时刻的上一时刻的基质渗透率，单位为mD；β表示基质应力敏感系数；p m表示基质内t时刻的流体压力，单位为MPa；/>表示基质内t时刻的上一时刻的流体压力，单位为MPa；tinj表示压裂液注入阶段的结束时刻；tprod表示焖井阶段的结束时刻。
所述动态毛管力计算模型为。
其中，pw表示两相界面处的水相压力，单位为MPa；po表示两相界面处的油相压力，单位为MPa；pc表示初始静态毛管力，单位为MPa；α1表示第一无因次参数，可以取0.1；表示孔隙度；/>表示润湿相流体粘度，单位为mPa/>s；pd表示第二无因次参数；λ表示第三无因次参数；ρw表示润湿相流体密度，单位mPa/>s；g表示重力加速度常数，单位为m/s2；/>表示n时刻的润湿相饱和度；/>表示n+1时刻的润湿相饱和度。
所述油水两相流体相对渗透率计算模型为。
其中，表示/>相流体的相对渗透率；/>表示/>相流体不考虑相渗滞后的相对渗透率；/>表示/>相流体考虑相渗滞后的相对渗透率；/>相为水相或油相。
步骤103：确定压裂液由裂缝向基质的滤失方程和裂缝传导率修正方程。
所述滤失方程为：。
其中，qm, f表示压裂液由裂缝向基质的滤失项；表示基质与裂缝间的窜流系数；/>为/>相流体密度，单位为kg/m3；/>为/>相流体粘度，单位为mPa/>s。
所述裂缝传导率修正方程为：。
其中，表示n+1时刻的裂缝传导率；/>表示n时刻的裂缝传导率；f表示动态开启系数。
步骤104：根据所述物性参数动态模型构建考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程。
所述基质内渗流方程表征油水两相流体在基质内压差与流速之间的关系；所述裂缝内渗流方程表征油水两相流体在裂缝内压差与流速之间的关系。
所述基质内渗流方程为：。
所述裂缝内渗流方程为：。
其中，表示/>相流体在基质内的流速，单位为m/s，/>代表油相或水相；/>表示相流体在裂缝内的流速，单位为m/s；/>表示梯度算子；Pm表示基质内流体压力，单位为MPa；/>表示无因次非线性渗流系数。
步骤105：根据所述物性参数动态模型、所述滤失方程、所述裂缝传导率修正方程、所述基质内渗流方程和所述裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对所述质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型。
所述数值离散求解模型用于根据当前时刻的压裂渗吸增能数值计算下一时刻的压裂渗吸增能数值；所述压裂渗吸增能数值，包括裂缝内流体压力、基质内流体压力和流体饱和度。
基质内相流体的质量守恒方程为：/>。
其中为井在基质内的源汇项；/>表示基质内的孔隙度；/>表示基质内的/>相流体饱和度。
裂缝内相流体的质量守恒方程为：/>。
其中，为井在裂缝内的源汇项；/>表示裂缝内的孔隙度；/>表示裂缝内/>相流体饱和度。
所述数值离散求解模型为。
其中，表示n+1时刻/>相流体传导率变化量；/>表示n+1时刻无因次非线性渗流系数；/>表示n+1时刻/>相流体压力变化量，单位为MPa；VB表示油藏单个网格体积，单位为m3；/>表示流体压缩系数；/>表示n+1时刻井的源汇项，单位为m3/s；/>表示n+1时刻裂缝向基质内的滤失项，单位为m3/s；/>表示流体饱和度；Δt表示时间步长。
步骤106：基于初始物性参数，对所述数值离散求解模型进行求解，得到全阶段中各个时刻的压裂渗吸增能数值；全阶段中所有时刻的压裂渗吸增能数值用于确定地层的压力场变化和饱和场变化；所述压力场变化和饱和场变化用于确定地层的原油产量。
下面介绍在实际应用中，上述油藏压裂渗吸增能数值模拟方法的一个更为具体的实现过程。
为解决上述问题，本实施例基于嵌入式离散裂缝模型，考虑压裂液“注入-焖井-返排”不同阶段的渗吸增能机理以及致密页岩储层的特殊流动规律，构建了致密页岩油藏压裂渗吸增能数值模拟方法与系统，为致密页岩油藏生产动态的准确预测和开发方案优化设计提供技术工具。
该方法能够准确考虑压裂液“注入-焖井-返排”不同阶段的渗吸增能机理、基质和裂缝物性参数的动态变化、压裂缝网的影响等，能实现致密页岩油藏压裂增能机理的准确表征。
本发明具体示例的整体思路为：考虑裂缝和基质的应力敏感以及裂缝的动态开启，构建压裂液注入阶段数学模型；考虑毛管力曲线等效处理压裂液向基质内的渗吸过程，构建焖井阶段数学模型；通过相渗滞后影响和应力敏感考虑注入焖井所造成基质参数和裂缝参数变化，同时考虑裂缝的动态闭合，构建返排生产阶段数学模型；构建注入阶段数学模型与焖井阶段数学模型的耦合条件；构建焖井阶段数学模型与返排生产阶段数学模型的耦合条件；将压裂液注入阶段数学模型、焖井阶段数学模型、返排生产阶段数学模型用注入阶段数学模型与焖井阶段数学模型的耦合条件、焖井阶段数学模型与返排生产阶段数学模型的耦合条件相耦合，形成致密页岩油藏压裂渗吸增能数值离散求解模型；基于嵌入式离散裂缝模型，对致密页岩油藏压裂渗吸增能数值离散求解模型进行求解，形成致密页岩油藏压裂渗吸增能数值模拟方法。
优选地，注入阶段，对于基质和裂缝的应力敏感采用经验公式描述，其中，对于致密储层，基质应力敏感系数大于裂缝应力敏感系数；为描述裂缝开度的变化，采用裂缝开启系数修正裂缝网格间的传导率。
优选地，考虑应力敏感变化的主要步骤为：1.初始化基质和裂缝的网格压力，存储初始网格压力；2.通过数值离散求解模型计算下一时间步的网格压力，采用存储的初始网格压力，通过经验公式更新基质和裂缝的渗透率；3.采用更新后的网格渗透率分布，进行下一时间步的数值模拟。
优选地，焖井阶段，采用动态毛管力描述润湿相驱替非润湿相和非润湿相驱替润湿相的过程，其中，基于当前时间步的饱和度、渗透率等参数，通过动态毛管力公式更新毛管力，代入下一时间步进行计算。
优选地，返排阶段，相渗滞后主要特征为：相对于焖井阶段的相对渗透率曲线，返排阶段的相渗曲线的油相相渗相对升高，水相相渗有所下降，两相共渗区增大，等渗点右移；通过裂缝闭合系数修正裂缝网格间的传导率，描述裂缝的动态闭合。
优选地，构建的数值模型，考虑三个阶段的机理，分别建立三个阶段的油水两相在基质和裂缝内的质量守恒方程；其中基质内的流动采用非线性渗流方程描述，裂缝内的流动采用达西渗流描述。
优选地，采用自动微分法对非线性方程组求解，在不同相渗滞后、应力敏感以及毛管力条件下进行数值模拟，分析不同压裂增能机理对产量的影响。
具体的，对于致密油藏压裂增能返排的数值模拟方程，本实施例考虑不同阶段的机理，建立不同阶段的压裂增能质量守恒方程。
（1）注入阶段，压裂液在高压条件下注入地层，产生压裂裂缝并提高储层压力，此时基质和裂缝渗透率增大，考虑裂缝和基质应力敏感的经验公式为：。
裂缝开度随渗透率的变化关系为：。
其中，w为裂缝开度，单位为m。
压裂液由裂缝向基质的滤失方程在此不再赘述。
裂缝动态开启过程中，裂缝单元间的传导率采用动态开启系数修正，裂缝传导率修正方程参见上述步骤103，在此不再赘述。
（2）焖井阶段，储层压力变化较小，因此忽略应力敏感影响，此时压裂液由裂缝逐渐扩散至基质中，致密油藏动态毛管力采用如下公式计算：。
其中，Pd为动态毛管力，MPa；ΔSw为润湿相饱和度变化量。
（3）返排阶段，由于压裂液内活性物质的影响，储层的润湿性和油水界面张力改变，相对渗透率曲线发生变化，此时考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程参见上述步骤104，具体不再赘述。
压裂增能注入焖井阶段和返排阶段输入的相对渗透率曲线如图2所示。当焖井阶段结束后，储层物性参数发生改变，通过输入图2中返排阶段的相对渗透率曲线体现基质参数的变化。
（4）综合考虑上述注入-焖井-返排阶段的压裂增能机理，基于嵌入式离散裂缝方法进行差分离散，得到的数值离散求解模型参见上述步骤105，在此不再赘述。
最终考虑压裂-焖井-返排的物性参数动态模型参见上述步骤102，在此不再赘述。
下面提供一个验证案例。
选取某页岩油水平井的现场数据建立数值离散求解模型，裂缝应力敏感系数α为0.05，基质应力敏感系数β为0.1。相渗滞后曲线如图2所示，初始采用注入焖井阶段相渗，当开井生产时，输入返排阶段的相渗曲线。采用的毛管力曲线如图3所示。致密储层非线性渗流模型中的系数c1和c2分别为0.15和-0.1。其余参数：启动压力梯度为0.1 MPa/m，单段簇间距为20 m，裂缝半长120 m，水力裂缝渗透率为1 mD，裂缝开度为0.04 m，基质渗透率为0.04mD，基质孔隙度为0.1。所建立的单段水平井模型如图4所示，图4示出了二维模型的平面范围，其中长为100m，宽为500m，因此，模型大小为100m×500m，模拟一水平压裂段的开发过程。
基于上述数值模拟方法，进行致密油压裂增能数值模拟，求解压裂增能产量。图5为本实施案例相渗滞后影响下累产油和含水率的变化曲线，图6为实施例不同相渗滞后程度下压力场对比。图6的（a）部分示出了无相渗滞后的压力分布，其中，左侧部分示出了62.7天无相渗滞后的压力分布，右侧部分示出了122.7天无相渗滞后的压力分布；图6的（b）部分示出了考虑相渗滞后的压力分布，其中，左侧部分示出了62.7天考虑相渗滞后的压力分布，右侧部分示出了122.7天考虑相渗滞后的压力分布。图5与图6体现本实施例油藏压裂渗吸增能数值模拟方法对相渗滞后现象的精确表征。图7为本实施案例不同应力敏感系数下累产油变化曲线，体现本实施例油藏压裂渗吸增能数值模拟方法对应力敏感效应的精确表征。图8为不同毛管力条件下累产油的变化曲线，体现本实施例油藏压裂渗吸增能数值模拟方法对渗吸作用的精确表征。
本实施例的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法具有如下优点：（1）本发明提出了致密油压裂增能不同阶段的主要机理，并在压裂-焖井-返排的不同阶段分别考虑相应机理，能够准确描述储层基质和裂缝物性参数变化对压裂增能产量的影响。
（2）本发明结合嵌入式离散裂缝模型，能够准确考虑复杂裂缝条件下的致密油压裂增能返排特征，该压裂增能数值模拟方法能够更为精确地描述实际油藏生产动态，便于实现致密油藏的参数优化及产量预测。
实施例二
为了执行上述实施例一对应的方法，以实现相应的功能和技术效果，下面提供一种油藏压裂渗吸增能数值模拟系统。
参见图9，所述系统，包括：参数获取模块901，用于获取地层在全阶段的初始物性参数；所述全阶段，包括：依次进行的压裂液注入阶段、焖井阶段和返排阶段；所述初始物性参数，包括：裂缝初始渗透率、基质初始渗透率、裂缝内初始流体压力和基质内初始流体压力。
物性参数动态模型构建模块902，用于构建适用于全阶段的物性参数动态模型；所述物性参数动态模型，包括裂缝基质渗透率计算模型、动态毛管力计算模型和油水两相流体相对渗透率计算模型。
第一方程确定模块903，用于确定压裂液由裂缝向基质的滤失方程和裂缝传导率修正方程。
第二方程确定模块904，用于根据所述物性参数动态模型构建考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程；所述基质内渗流方程表征油水两相流体在基质内压差与流速之间的关系；所述裂缝内渗流方程表征油水两相流体在裂缝内压差与流速之间的关系。
数值离散求解模型确定模块905，用于根据所述物性参数动态模型、所述滤失方程、所述裂缝传导率修正方程、所述基质内渗流方程和所述裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对所述质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型；所述数值离散求解模型用于根据当前时刻的压裂渗吸增能数值计算下一时刻的压裂渗吸增能数值；所述压裂渗吸增能数值，包括裂缝内流体压力、基质内流体压力和流体饱和度。
求解模块906，用于基于初始物性参数，对所述数值离散求解模型进行求解，得到全阶段中各个时刻的压裂渗吸增能数值；全阶段中所有时刻的压裂渗吸增能数值用于确定地层的压力场变化和饱和场变化；所述压力场变化和饱和场变化用于确定地层的原油产量。
实施例三
本实施例提供一种电子设备，包括存储器及处理器，存储器用于存储计算机程序，处理器运行计算机程序以使电子设备执行实施例一的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法。
可选地，上述电子设备可以是服务器。
另外，本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，其存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现实施例一的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (9)
1.一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，其特征在于，包括：
获取地层在全阶段的初始物性参数；所述全阶段，包括：依次进行的压裂液注入阶段、焖井阶段和返排阶段；所述初始物性参数，包括：裂缝初始渗透率、基质初始渗透率、裂缝内初始流体压力和基质内初始流体压力；
构建适用于全阶段的物性参数动态模型；所述物性参数动态模型，包括裂缝基质渗透率计算模型、动态毛管力计算模型和油水两相流体相对渗透率计算模型；
确定压裂液由裂缝向基质的滤失方程和裂缝传导率修正方程；
根据所述物性参数动态模型构建考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程；所述基质内渗流方程表征油水两相流体在基质内压差与流速之间的关系；所述裂缝内渗流方程表征油水两相流体在裂缝内压差与流速之间的关系；
根据所述物性参数动态模型、所述滤失方程、所述裂缝传导率修正方程、所述基质内渗流方程和所述裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对所述质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型；所述数值离散求解模型用于根据当前时刻的压裂渗吸增能数值计算下一时刻的压裂渗吸增能数值；所述压裂渗吸增能数值，包括裂缝内流体压力、基质内流体压力和流体饱和度；
基于初始物性参数，对所述数值离散求解模型进行求解，得到全阶段中各个时刻的压裂渗吸增能数值；全阶段中所有时刻的压裂渗吸增能数值用于确定地层的压力场变化和饱和场变化；所述压力场变化和饱和场变化用于确定地层的原油产量。
2.根据权利要求1所述的一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，其特征在于，所述裂缝基质渗透率计算模型为：
；
其中，k f表示t时刻的裂缝渗透率；表示t时刻的上一时刻的裂缝渗透率；α表示裂缝应力敏感系数；p f表示裂缝内t时刻的流体压力；/>表示裂缝内t时刻的上一时刻的流体压力；k m表示t时刻的基质渗透率；/>表示t时刻的上一时刻的基质渗透率；β表示基质应力敏感系数；p m表示基质内t时刻的流体压力；/>表示基质内t时刻的上一时刻的流体压力；tinj表示压裂液注入阶段的结束时刻；tprod表示焖井阶段的结束时刻；
所述动态毛管力计算模型为：
；
其中，pw表示两相界面处的水相压力；po表示两相界面处的油相压力；pc表示初始静态毛管力；α1表示第一无因次参数；表示孔隙度；/>表示润湿相流体粘度；pd表示第二无因次参数；λ表示第三无因次参数；ρw表示润湿相流体密度；g表示重力加速度常数；/>表示n时刻的润湿相饱和度；/>表示n+1时刻的润湿相饱和度；
所述油水两相流体相对渗透率计算模型为：
；
其中，表示/>相流体的相对渗透率；/>表示/>相流体不考虑相渗滞后的相对渗透率；表示/>相流体考虑相渗滞后的相对渗透率；/>相为水相或油相。
3.根据权利要求2所述的一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，其特征在于，所述滤失方程为：
；
其中，qm, f表示压裂液由裂缝向基质的滤失项；表示基质与裂缝间的窜流系数；为/>相流体密度；/>为/>相流体粘度；
所述裂缝传导率修正方程为：
；
其中，表示n+1时刻的裂缝传导率；/>表示n时刻的裂缝传导率；f表示动态开启系数。
4.根据权利要求3所述的一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，其特征在于，所述基质内渗流方程为：
；
所述裂缝内渗流方程为：
；
其中，表示/>相流体在基质内的流速；/>表示/>相流体在裂缝内的流速；/>表示梯度算子；Pm表示基质内流体压力；/>表示无因次非线性渗流系数。
5.根据权利要求4所述的一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，其特征在于，基质内相流体的质量守恒方程为：
；
其中，为井在基质内的源汇项；/>表示基质内的孔隙度；/>表示基质内的/>相流体饱和度；
裂缝内相流体的质量守恒方程为：
；
其中，为井在裂缝内的源汇项；/>表示裂缝内的孔隙度；/>表示裂缝内/>相流体饱和度。
6.根据权利要求4所述的一种油藏压裂渗吸增能数值模拟方法，其特征在于，所述数值离散求解模型为：
；
其中，表示n+1时刻/>相流体传导率变化量；/>表示n+1时刻无因次非线性渗流系数；/>表示n+1时刻/>相流体压力变化量；VB表示油藏单个网格体积；/>表示流体压缩系数；/>表示n+1时刻井的源汇项；/>表示n+1时刻裂缝向基质内的滤失项；/>表示流体饱和度；Δt表示时间步长。
7.一种油藏压裂渗吸增能数值模拟系统，其特征在于，包括：
参数获取模块，用于获取地层在全阶段的初始物性参数；所述全阶段，包括：依次进行的压裂液注入阶段、焖井阶段和返排阶段；所述初始物性参数，包括：裂缝初始渗透率、基质初始渗透率、裂缝内初始流体压力和基质内初始流体压力；
物性参数动态模型构建模块，用于构建适用于全阶段的物性参数动态模型；所述物性参数动态模型，包括裂缝基质渗透率计算模型、动态毛管力计算模型和油水两相流体相对渗透率计算模型；
第一方程确定模块，用于确定压裂液由裂缝向基质的滤失方程和裂缝传导率修正方程；
第二方程确定模块，用于根据所述物性参数动态模型构建考虑相渗滞后条件下的基质内渗流方程和裂缝内渗流方程；所述基质内渗流方程表征油水两相流体在基质内压差与流速之间的关系；所述裂缝内渗流方程表征油水两相流体在裂缝内压差与流速之间的关系；
数值离散求解模型确定模块，用于根据所述物性参数动态模型、所述滤失方程、所述裂缝传导率修正方程、所述基质内渗流方程和所述裂缝内渗流方程构建基质和裂缝内油水两相流体的质量守恒方程，并对所述质量守恒方程进行差分离散，得到数值离散求解模型；所述数值离散求解模型用于根据当前时刻的压裂渗吸增能数值计算下一时刻的压裂渗吸增能数值；所述压裂渗吸增能数值，包括裂缝内流体压力、基质内流体压力和流体饱和度；
求解模块，用于基于初始物性参数，对所述数值离散求解模型进行求解，得到全阶段中各个时刻的压裂渗吸增能数值；全阶段中所有时刻的压裂渗吸增能数值用于确定地层的压力场变化和饱和场变化；所述压力场变化和饱和场变化用于确定地层的原油产量。
8.一种电子设备，其特征在于，包括存储器及处理器，所述存储器用于存储计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序以使所述电子设备执行权利要求1至6中任一项所述的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法。
9.一种计算机可读存储介质，其特征在于，其存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至6中任一项所述的油藏压裂渗吸增能数值模拟方法。
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| Effect of CO2 soaking time on replacement efficiency and reservoir properties of tight oil and gas reservoirs;Hualei Xu 等;《Journal of Natural Gas Science and Engineering》;第1-11页 * |
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