一种考虑渗吸机理的注水诱导动态裂缝渗流数值模拟方法与流程

1.本发明涉及一种考虑渗吸机理的注水诱导动态裂缝渗流数值模拟方法。


背景技术：

2.目前的研究普遍聚焦在静态裂缝与基质的渗吸作用，带压动态裂缝与基质渗吸双重作用(毛管力与相对渗透率渗吸驱替)下的渗流机理的研究较少。同时对动态裂缝的表征目前只是通过改变近井地带导流能力来等效裂缝，而没有考虑在注水过程中动态裂缝的几何尺度开启及延伸特征。在渗流尺度上，基于有效应力与地层压力，简单地考虑裂缝渗透率随压力的变化。目前鲜有考虑动态裂缝与渗吸耦合作用的渗流模型，导致注水诱导裂缝扩展过程中渗吸置换的渗流规律尚不明确，无法进一步指导现场开发实践。针对目前相关数值模型存在的问题，有必要研究一种同时考虑动态扩展裂缝及其与基质渗吸作用、嵌入双重毛管力曲线建立渗流数学模型来精准表征诱导裂缝发生时流体的渗流规律及其对开发效果的影响规律。


技术实现要素：

3.本发明旨在针对现有技术存在问题，提出一种同时考虑渗吸驱替双重作用的注水诱导动态裂缝油水两相的渗流数学模型。
4.本发明的技术方案在于：一种考虑渗吸机理的注水诱导动态裂缝渗流数值模拟方法，步骤如下：步骤1：建立模型；在油水两相渗流的基本方程基础上，考虑渗吸驱替对油水渗流的双重作用及注水诱导动态裂缝，分别将驱替和渗吸过程的毛管力模型、相对渗透率模型及基质裂缝窜流量带入到渗流控制方程，建立渗吸驱替双重作用下注水诱导动态裂缝油水两相渗流数学模型；步骤2：模型求解，采用全隐式有限差分方法获得考虑渗吸驱替双重作用的动态裂缝油水两相渗流场数据。
5.其中，建立模型的具体过程如下：(1)建立油水两相渗流的基本微分方程；在考虑产量项的情况下，油水两相渗流的基本微分方程组为在考虑产量项的情况下，油水两相渗流的基本微分方程组为(2)建立带压渗吸双重毛管力模型考虑驱替过程的毛管力计算模型为
式中：p
cq
为考虑驱替过程的毛管压力，mpa；pd为驱替入口压力，mpa；sw为含水饱和度，无量纲；s
wr
为水相对渗透率趋近于0时的含水饱和度，无量纲；λ为孔隙大小分布指数，无量纲；考虑渗吸过程的毛管力计算模型为式中：p
cs
为考虑渗吸过程的毛管压力，mpa；p
neg
为渗吸曲线上，水饱和度达到最大值时的最大毛管压力，mpa；m、n、α为模型拟合参数；s
iw
为束缚水饱和度，无量纲；s
or
为残余油饱和度，无量纲；考虑驱替过程的相渗模型为考虑驱替过程的相渗模型为式中：k
rwq
为考虑驱替过程的水相相对渗透率，无量纲；
roq
为考虑驱替过程的油相相对渗透率，无量纲；考虑渗吸过程的相渗模型为:考虑渗吸过程的相渗模型为:式中：
ros
为考虑渗吸过程的水相相对渗透率，无量纲；k
rws
为考虑渗吸过程的油相相对渗透率，无量纲；在渗流基本模型基础上，考虑渗吸驱替对油水渗流的双重作用，分别将驱替和渗吸过程的毛管力模型和相对渗透率模型，代入到渗流控制方程即可；(3)建立油水井人工压裂裂缝数值刻画模型edfm嵌入式离散裂缝数值模型的控制方程为：嵌入式离散裂缝数值模型的控制方程为：式中：为基质孔隙度，无量纲；为裂缝孔隙度，无量纲；s
l,m
为基质中l相饱和度，无量纲；
l,f
为裂缝中l相饱和度，无量纲；m为基质渗透率，md；f为裂缝渗透率，md；k
rl,
为基质中l相的相对渗透率，无量纲；k
rl,f
为裂缝中l相的相对渗透率，无量纲；l为油相或者水相，o、w；μ
l
为l相的粘度，mpa.s；ρ
l
g为l相的重度，mpa/m；为深度，m；
p
l,m
为基质中l相的目前地层压力，mpa；p
l,f
为裂缝中l相的目前地层压力，mpa；qm为油藏基质与嵌入裂缝间的窜流量的窜流量，m3/d；qf为嵌入裂缝与油藏基质间的窜流量的窜流量，m3/d；qm＝-qf；其中，qf的计算过程包括四种情况；四种情况分别为三个类型非相邻连接nnc及裂缝与井眼之间的传导率系数；三个类型非相邻连接nnc定义如下所示：
①
nnc类型ⅰ：裂缝段与其穿过的基质网格间的连接；
②
nnc类型ⅱ：某一裂缝内相邻裂缝段间的连接；
③
nnc类型ⅲ：相交的不同裂缝段之间的连接；对某一类nnc所连接的两个网格间的裂缝窜流量表示为：qf＝λ
lnnnc
δp
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(15)式中：λ
l
为l相流度，md
·
mpa-1
·
s-1
；t
nnc
为nnc对传导率系数，md
·
m；δp为相邻网格压力差值，mpa；式中：k
nnc
为nnc对渗透率，md；a
nnc
为nnc对接触面积，m2；d
nnc
为与nnc连接对特征距离，m；
①
nnc类型ⅰnnc类型ⅰ的基质与嵌入网格裂缝传导率系数为：式中：t
mf
为基质与嵌入网格裂缝传导率系数，md
·
m；a
mf
为基质与嵌入网格裂缝的接触面积，m2；k
mf
为基质渗透率和裂缝渗透率的调和平均，md；d
mf
为基质到裂缝平面的平均法向距离，m；基质到裂缝平面的平均法向距离d
mf
为：式中：dv为网格块内体积微元，m3；xn为该体积微元到裂缝法向距离，m；v为网格块体积，m3；
②
nnc类型ⅱnnc类型ⅱ相邻裂缝段间传导率系数为：
式中：为相邻裂缝段间传导率系数，md
·
m；k
f1
为相邻裂缝段1的渗透率，md；w
f1
为相邻裂缝段1的开度，m；k
f2
为相邻裂缝段2的渗透率，md；w
f2
为相邻裂缝段2的开度，m；l
int
为裂缝段交线的长度，m；d
f1
为相邻裂缝段1中心到交线的平均距离，m；d
f2
为相邻裂缝段2中心到交线的平均距离，m；相交裂缝计算式为：相交裂缝计算式为：式中：dsi为面积微元；si为裂缝段i面积，m2；xn为面积微元到交线距离，m；
③
nnc类型ⅲnnc类型ⅲ的相交裂缝段间传导率系数为：的相交裂缝段间传导率系数为：的相交裂缝段间传导率系数为：式中：为相交裂缝段间传导率系数，md
·
m；ac为两个相交裂缝段的公共面，m2；k
f1
′
为相交裂缝段1的渗透率，md；k
f2
′
为相交裂缝段1的渗透率，md；d
seg1
为相交裂缝段1形心到公共面的距离，m；d
seg2
为相交裂缝段2形心到公共面的距离，m；
④
裂缝与井眼之间的传导率系数基于peaceman数学模型推导出裂缝与井眼之间的传导率系数及裂缝网格的等效井系数分别为：井系数分别为：
式中：wif为裂缝与井眼之间的传导率系数，md
·
m；re为裂缝网格的等效井系数，m；rw为井眼的半径，m；δθ为径向井包含在裂缝内的圆心角角度，即δθ＝2π；lf、hf分别为裂缝的长度及高度，m；考虑注水诱发动态裂缝的问题，引入动态的裂缝参数及kf′
：其中，动态裂缝渗透率kf′
为式中：
fi
为初始裂缝渗透率，md；γf裂缝渗透率应力敏感模量，mpa-1
；p
fi
初始裂缝内压力，mpa；pf裂缝内压力，mpa；k
mi
为基质渗透率，md；其中，动态裂缝孔隙度为式中：为裂缝孔隙度，无量纲；为初始裂缝孔隙度，无量纲；cf为裂缝压缩系数，mpa-1
；pf为裂缝内压力，mpa；另外，模型的边界条件和初始条件为1)边界条件
①
外边界条件定压力梯度外边界条件：式中：为边界方向上的法向压力梯度，mpa/m；const为常数；
②
内边界条件定井底压力：p|
rw
＝p
wf
(x,y,z)＝const(35)式中：p|
rw
为定井底压力，mpa；p
wf
为井底流压，mpa；const为常数；2)初始条件假设数值模拟初始时刻油藏的压力为某一已知函数p0(x,y,z)，油藏数值模拟压力的初始条件为p(x,y,z,0)＝p0(x,y,z)(36)在开发过程中，油藏中油水两相发生流动时，需要确定开发初始时刻的某一相的饱和度场，含水饱和度的初始条件为：
sw＝s
w0
(x,y,z)(37)式中：sw为油藏各介质系统中任意一点含水饱和度的参数，无量纲；p为油藏各介质系统中任意一点压力的参数，mpa。
6.其中，所述模型求解的具体过程为：在对渗流控制方程进行差分后，对离散模型进行数值求解计算，计算流程如下：(1)网格划分和初始化：对基质进行网格划分并对基质和裂缝物性进行初始化，并计算传导率；(2)裂缝网格划分、嵌入：根据裂缝网格坐标，将裂缝嵌入至基质网格中；(3)计算裂缝宏观渗流参数：根据裂缝不同状态分别计算裂缝的渗透率、孔隙度、相对渗透率等参数；(4)计算窜流量：分别计算裂缝-基质，裂缝-裂缝的传导率和窜流量，构建线性方程组系数矩阵；(5)求解渗流微分方程：将计算得到的窜流量带入渗流微分方程中，全隐式进行求解计算；(6)输出结果：计算至最终时刻，输出压力和饱和度场。
7.本发明的技术效果在于：本发明在通过考虑动态诱导裂缝扩展及其与基质的渗吸作用，同时利用嵌入吸吮、驱替的两条毛管力曲线，建立了低渗透油藏诱导动态裂缝渗流数学模型。模型在几何尺度上将裂缝的动态开启与闭合过程等效成裂缝网格随时间的激活和湮灭过程，进而在渗流尺度上通过引入裂缝动态孔隙度和动态渗透率，并对建立渗流模型进行离散以及数值求解，揭示了产生诱导裂缝时渗吸作用规律及其对开发效果的影响特征，从而在油藏尺度上实现了注水诱导缝与渗吸耦合作用机制的数值表征，更能精确表征储层实际渗流环境，开发指标预测精度更高。
附图说明
8.图1为基质-裂缝的窜流量计算示意图。
9.图2为嵌入式离散裂缝动态表征过程。
10.图3为动态裂缝计算流程图。
11.图4为注水诱导形成动态裂缝过程图。
12.图5为岩心有效压力与渗透率关系示意图。
13.图6为岩心有效压力与渗透率关系示意图。
14.图7为不同裂缝尺寸岩心采出程度随注入量的变化关系曲线。
15.图8为考虑诱导裂缝及双重毛管力作用的渗流规律模拟计算生产制度。
16.图9为基质压力场云图。
17.图10为基质含水饱和度场云图。
18.图11为是否考虑渗吸作用的井底压力随时间变化图。
19.图12为是否考虑渗吸作用的产水速率和累计产水量随时间变化图。
20.图13为是否考虑带压渗吸双重作用的产油速率和累计产油量随时间变化图。
具体实施方式
21.实施例1—模型验证(注水诱导裂缝起裂实验结果对比)(1)数值模型构建为了验证上述构建的注水诱导裂缝模型准确性，基于低渗油藏注水诱导裂缝起裂实验，构建实验尺度下的岩心数值模型，分别对岩心的注水诱导裂缝实验过程进行模拟。构建的数值模型，模型网格为22
×
22
×
33。模型孔隙度为7.9％，渗透率为0.845md，原油粘度为1mpa
·
s，压力根据实验所得突破压力设置为4mpa；水的总矿化度为30000mg/l，模型温度设置为25℃，其他参数设置参考黑油模型默认值，因此在其他属性设置时考虑该因素，对模型参数设置做出相应的小幅度调整。在进行岩样设置时，将岩样设置为方岩心，岩样尺寸为2.5cm
×
2.5cm
×
5cm，为后续对注入及产出乘以相应的系数以匹配实验室的数据条件。岩样前端设置一口注水井，进行裂缝模拟；(2)注水诱导裂缝起裂实验数值模拟验证数值模型形成动态裂缝的过程如图4所示，裂缝随着注水的进行而不断扩展，最终形成贯穿缝；根据数值模型的模拟结果，可得到注入压力与渗透率的关系如图5所示；分别与岩心的注水诱导裂缝实验进行拟合对比，可以发现上述数值模型在注水时压力曲线同实验压力曲线一样表现出频繁的波动，出现多个突破特征，前者突破压力在2.8mpa～5mpa之间，岩心第一次突破；对于模型，注水憋压后注入压力急剧上升，在有效压力为3.0mpa～3.3mpa时接近峰值，压力达到裂缝开启压力值但还未开启，随着注水的进行，当模拟到2.3min时，注入压力增大到4.5mpa，达到模型突破压力，产生微裂缝。在达到突破压力后，压力有个释放降低的过程，后续随着水注入量与注入时长增加，压力波动上升，裂缝继续扩展，渗透率随之上升，最终在10min裂缝延伸至岩心表面，此时注入压力保持平稳状态。即上述数注水诱导裂缝起裂实验数值模拟结果与实验所得结论能够精准拟合，再一次证明了压力与诱导裂缝开启的关系；(3)商业软件与数值模性精确度验证为了验证本文建立的注水诱导裂缝模型较现有商业数值模拟软件在动态裂缝模拟方面的优越性，本节利用商业软件(tnavigator)建立裂缝岩心数值模型。进行注水诱导裂缝起裂实验模拟，可得到如图6所示的压力图版。通过拟合对比，对于tnavigator所建模型，在进行注水诱导裂缝模拟时，只能产生静态裂缝，因此无法精确描述裂缝开启，产生微裂缝的时机状态等。静态裂缝同上述模型所建动态裂缝相比，准确度不够高，只能简单模拟注水生产裂缝的过程，无法刻画裂缝的动态扩展，因此上文所建数值模型可作为验证实验准确性的模型。
22.实施例2—模型验证(带压动态渗吸实验结果对比)(1)数值模型构建为验证上述构建考虑渗吸机理的注水诱导裂缝模型准确性，基于低渗储层带压动态渗吸与裂缝耦合作用影响因素实验，在上述所建的数值模型的基础上，构建岩心数值模拟，将实验结果与数值模拟结果进行对比从而验证数值模型在带压动态渗吸的准确性。数值模型保留原有的网格属性，设置模型1孔隙度为11.9％，渗透率为0.421
×
10-3
μm2；设置模
型2地层孔隙度为10.9％，渗透率为0.381
×
10-3
μm2；设置模型3孔隙度为11.3％，渗透率为0.357
×
10-3
μm2；设置岩样4孔隙度为11.6％，渗透率为0.244
×
10-3
μm2。统一设置地层温度为50℃，岩样前端注水介质选择盐水，地层水总矿化度为78000mg/l。设置模型1为基质，对模型2、3、4分别进行裂缝模拟，设置裂缝大小为1/3裂缝、2/3裂缝和贯通缝，其他参数不变，4种数值模型。模型构建完成后进行生产模拟，前端为注水井，后端为生产井。当生产井含水率达到98％停止注水。随后焖井12h，继续开始注水，记录不同时刻的采出程度与注水量的关系。(2)裂缝岩心动态渗析实验数值模拟验证不同裂缝尺寸岩心采出程度随注入量的变化关系的数值模型结果与实验结果如图7所示。与裂缝岩心动态渗析实验结果进行拟合对比后可以看出，动态渗析的数值模型的结果与实验结果拟合度非常高。从数模结果来看，基质模型1在焖井前采出程度为48.68％，焖井后最终采出程度为50.65％，焖井渗吸采出程度提高了1.97％。设置1/3裂缝的模型2在焖井前采出程度为56.4％，焖井后最终采出程度为59.93％，焖井渗吸采出程度提高了3.53％。设置2/3裂缝的模型3在焖井前采出程度为61.58％，焖井后最终采出程度为67.15％，焖井渗吸采出程度提高了5.57％。设置贯通缝的模型4在焖井前采出程度为40％，焖井后最终采出程度为45.89％，焖井渗吸采出程度提高了5.89％。该模型验证了实验所得到的结论，即裂缝可以提高驱替采出程度，且采出程度随着裂缝的增加而增加，但裂缝贯穿后，形成了高渗通道，驱替的采出程度会降低，焖井渗吸对采出程度的贡献随着裂缝的增长而增加，这是由于模型越长，其与注入水接触面积远大，增加了渗吸作用。
23.具体实例在考虑渗吸、驱替两条毛管力曲线基础上，探究是否考虑渗吸作用对渗流场和生产动态的影响，建立了考虑渗吸作用和不考虑渗吸作用的数值模型算例，裂缝设置为动态裂缝；生产制度以及油藏数值模拟相关参数与前面一致，工作制度为注水吞吐，即定压生产-注水-闷井这三个工作制度不断循环，生产制度如下图8所示。通过对比基质压力场(图9)可以发现，考虑和不考虑渗吸作用对压力的影响较大，考虑渗吸作用以后，水更多的进入基质中，使基质维持较高的压力，因此考虑渗吸作用注水后，对储层有补充能量的作用。通过对比基质饱和度场的云图可以发现(图10)，考虑和不考虑渗吸作用对含水饱和度的影响。这是因为考虑渗吸作用以后，由于毛管力的原因，注入的水可以进入基质的更深处，因此含水饱和度较高。图11为是否考虑带压渗吸双重作用的井底压力随时间变化图，通过分析井底压力曲线可以发现，注水时井底压力逐渐上升，闷井后由于注入的水逐渐进入基质，因此井底压力下降。对于是否考虑渗吸作用二者的井底压力差距不明显，是因为注入压力远大于渗吸的毛管力，因此渗吸对井底压力的作用不明显；图12为是否考虑渗吸作用的产水速率和累计产水量随时间变化，第一次定压生产时，未考虑渗吸作用的产水速率高于考虑渗吸作用，这是由于在第一次开采时，考虑渗吸作用的毛管力为开采时的阻力，因此产水量小。对于整个生产过程的累计产水量而言，未考虑渗吸的累计产水量是高于考虑渗吸作用的累计产水量。
图13为是否考虑渗吸作用的产油速率和累计产油量随时间变化，通过对比是否考虑渗吸作用的产油速度和累计产油量可以发现：随着生产的持续，无论是否考虑渗吸作用，二者的产油速度下降，但通过注水蓄能作用，使产油速度下降速度降低。

技术特征：
1.一种考虑渗吸机理的注水诱导动态裂缝渗流数值模拟方法，其特征在于：步骤如下：步骤1：建立模型；在油水两相渗流的基本方程基础上，考虑渗吸驱替对油水渗流的双重作用及注水诱导动态裂缝，分别将驱替和渗吸过程的毛管力模型、相对渗透率模型及基质裂缝窜流量带入到渗流控制方程，建立渗吸驱替双重作用下注水诱导动态裂缝油水两相渗流数学模型；步骤2：模型求解，采用全隐式有限差分方法获得考虑渗吸驱替双重作用的动态裂缝油水两相渗流场数据。2.根据权利要求1所述考虑渗吸机理的注水诱导动态裂缝渗流数值模拟方法，其特征在于：所述建立模型的具体过程如下：(1)建立油水两相渗流的基本微分方程；在考虑产量项的情况下，油水两相渗流的基本微分方程组为在考虑产量项的情况下，油水两相渗流的基本微分方程组为(2)建立带压渗吸双重毛管力模型考虑驱替过程的毛管力计算模型为式中：p
cq
为考虑驱替过程的毛管压力，mpa；p
d
为驱替入口压力，mpa；s
w
为含水饱和度，无量纲；s
wr
为水相对渗透率趋近于0时的含水饱和度，无量纲；λ为孔隙大小分布指数，无量纲；考虑渗吸过程的毛管力计算模型为式中：p
cs
为考虑渗吸过程的毛管压力，mpa；p
neg
为渗吸曲线上，水饱和度达到最大值时的最大毛管压力，mpa；m、n、α为模型拟合参数；s
iw
为束缚水饱和度，无量纲；s
or
为残余油饱和度，无量纲；考虑驱替过程的相渗模型为考虑驱替过程的相渗模型为式中：k
rwq
为考虑驱替过程的水相相对渗透率，无量纲；
roq
为考虑驱替过程的油相相对渗透率，无量纲；考虑渗吸过程的相渗模型为：
式中：
ros
为考虑渗吸过程的水相相对渗透率，无量纲；k
rws
为考虑渗吸过程的油相相对渗透率，无量纲；在渗流基本模型基础上，考虑渗吸驱替对油水渗流的双重作用，分别将驱替和渗吸过程的毛管力模型和相对渗透率模型，代入到渗流控制方程即可；(3)建立油水井人工压裂裂缝数值刻画模型edfm嵌入式离散裂缝数值模型的控制方程为：嵌入式离散裂缝数值模型的控制方程为：式中：为基质孔隙度，无量纲；为裂缝孔隙度，无量纲；s
l,m
为基质中l相饱和度，无量纲；
l,f
为裂缝中l相饱和度，无量纲；
m
为基质渗透率，md；
f
为裂缝渗透率，md；k
rl,
为基质中l相的相对渗透率，无量纲；k
rl,
为裂缝中l相的相对渗透率，无量纲；l为油相或者水相，o、w；μ
l
为l相的粘度，mpa.s；ρ
l
g为l相的重度，mpa/m；为深度，m；p
l,m
为基质中l相的目前地层压力，mpa；p
l,f
为裂缝中l相的目前地层压力，mpa；q
m
为油藏基质与嵌入裂缝间的窜流量的窜流量，m3/d；q
f
为嵌入裂缝与油藏基质间的窜流量的窜流量，m3/d；q
m
＝-q
f
；其中，q
f
的计算过程包括四种情况；四种情况分别为三个类型非相邻连接nnc及裂缝与井眼之间的传导率系数；三个类型非相邻连接nnc定义如下所示：
①
nnc类型ⅰ：裂缝段与其穿过的基质网格间的连接；
②
nnc类型ⅱ：某一裂缝内相邻裂缝段间的连接；
③
nnc类型ⅲ：相交的不同裂缝段之间的连接；对某一类nnc所连接的两个网格间的裂缝窜流量表示为：q
f
＝λ
l
t
nnc
ap
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(15式中：λ
l
为l相流度，md
·
mpa-1
·
s-1
；t
nnc
为nnc对传导率系数，md
·
m；δp为相邻网格压力差值，mpa；式中：k
nnc
为nnc对渗透率，md；
nnc类型ⅲ的相交裂缝段间传导率系数为：的相交裂缝段间传导率系数为：的相交裂缝段间传导率系数为：式中：为相交裂缝段间传导率系数，md
·
m；a
c
为两个相交裂缝段的公共面，m2；k
f1
′
为相交裂缝段1的渗透率，md；k
f2
′
为相交裂缝段1的渗透率，md；d
seg1
为相交裂缝段1形心到公共面的距离，m；d
seg2
为相交裂缝段2形心到公共面的距离，m；
④
裂缝与井眼之间的传导率系数基于peaceman数学模型推导出裂缝与井眼之间的传导率系数及裂缝网格的等效井系数分别为：数分别为：式中：wi
f
为裂缝与井眼之间的传导率系数，md
·
m；r
e
为裂缝网格的等效井系数，m；
w
为井眼的半径，m；δθ为径向井包含在裂缝内的圆心角角度，即δθ＝2π；l
f
、h
f
分别为裂缝的长度及高度，m；考虑注水诱发动态裂缝的问题，引入动态的裂缝参数及k
f
′
：其中，动态裂缝渗透率k
f
′
为式中：
fi
为初始裂缝渗透率，md；γ
f
裂缝渗透率应力敏感模量，mpa-1
；p
fi
初始裂缝内压力，mpa；p
f
裂缝内压力，mpa；k
mi
为基质渗透率，md；其中，动态裂缝孔隙度为式中：为裂缝孔隙度，无量纲；为初始裂缝孔隙度，无量纲；c
f
为裂缝压缩系数，mpa-1
；p
f
为裂缝内压力，mpa；
另外，模型的边界条件和初始条件为1)边界条件
①
外边界条件定压力梯度外边界条件：式中：为边界方向上的法向压力梯度，mpa/m；const为常数；
②
内边界条件定井底压力：p|
rw
＝p
wf
(x，y，z)＝const
ꢀꢀꢀꢀ
(35式中：p|
rw
为定井底压力，mpa；p
wf
为井底流压，mpa；const为常数；2)初始条件假设数值模拟初始时刻油藏的压力为某一已知函数p0(x，y，z)，油藏数值模拟压力的初始条件为p(x，y，z，0)＝p0(x，y，z)
ꢀꢀꢀꢀ
(36)在开发过程中，油藏中油水两相发生流动时，需要确定开发初始时刻的某一相的饱和度场，含水饱和度的初始条件为：s
w
＝s
w0
(x，y，z)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(37)式中：s
w
为油藏各介质系统中任意一点含水饱和度的参数，无量纲；p为油藏各介质系统中任意一点压力的参数，mpa。3.根据权利要求2所述考虑渗吸机理的注水诱导动态裂缝渗流数值模拟方法，其特征在于：所述模型求解的具体过程为：在对渗流控制方程进行差分后，对离散模型进行数值求解计算，计算流程如下：(1)网格划分和初始化：对基质进行网格划分并对基质和裂缝物性进行初始化，并计算传导率；(2)裂缝网格划分、嵌入：根据裂缝网格坐标，将裂缝嵌入至基质网格中；(3)计算裂缝宏观渗流参数：根据裂缝不同状态分别计算裂缝的渗透率、孔隙度、相对渗透率等参数；(4)计算窜流量：分别计算裂缝-基质，裂缝-裂缝的传导率和窜流量，构建线性方程组系数矩阵；(5)求解渗流微分方程：将计算得到的窜流量带入渗流微分方程中，全隐式进行求解计算；(6)输出结果：计算至最终时刻，输出压力和饱和度场。

技术总结
本发明涉及一种考虑渗吸机理的注水诱导动态裂缝渗流数值模拟方法，步骤如下：步骤1：建立模型；在油水两相渗流的基本方程基础上，考虑渗吸驱替对油水渗流的双重作用及注水诱导动态裂缝，分别将驱替和渗吸过程的毛管力模型、相对渗透率模型及基质裂缝窜流量带入到渗流控制方程，建立渗吸驱替双重作用下注水诱导动态裂缝油水两相渗流数学模型；步骤2：模型求解，采用全隐式有限差分方法获得考虑渗吸驱替双重作用的动态裂缝油水两相渗流场数据。本发明更能精确表征储层实际渗流环境，开发指标预测精度更高。测精度更高。测精度更高。


技术研发人员：王小锋 党海龙 梁卫卫 刘滨 朱争 崔鹏兴 侯玢池 王谦
受保护的技术使用者：陕西延长石油（集团）有限责任公司
技术研发日：2023.04.07
技术公布日：2023/8/14