低渗透油藏压驱注水流固耦合数值模拟方法、装置及介质.pdf

(19)国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号CN115510777A(43)申请公布日2022.12.23(21)申请号202211189021.3(22)申请日2022.09.28(71)申请人山东科技大学地址266590山东省青岛市黄岛区前湾港路579号(72)发明人曾青冬薄龙姚军黄朝琴刘丕养孙海于海洋(74)专利代理机构北京卓胜佰达知识产权代理有限公司16026专利代理师杨洋(51)Int.Cl.G06F30/28(2020.01)G06F111/10(2020.01)G06F113/08(2020.01)权利要求书5页说明书10页附图4页(54)发明名称低渗透油藏压驱注水流固耦合数值模拟方法、装置及介质(57)摘要本发明公开一种低渗透油藏压驱注水流固耦合数值模拟方法、装置及介质，所述方法包括：获取低渗透油藏渗流物理参数和岩石力学参数；建立低渗透油藏几何模型，采用结构化方法对几何模型进行网格划分；针对注入井压驱剂高压注入采出井关井阶段，采用相场法对裂缝缓慢扩展过程进行精确描述，建立压裂裂缝扩展流固耦合模型；针对注入井注水采出井生产阶段，建立水驱油两相流动模型，计算低渗透油藏累积产油量和采收率；该方法填补了压驱注水模拟的空缺，具备易实现且计算精度高的优势。CN115510777ACN115510777A权利要求书1/5页1.一种低渗透油藏压驱注水流固耦合数值模拟方法，其特征在于，所述方法包括：获取低渗透油藏渗流物理参数和岩石力学参数，所述渗流物理参数包括孔隙度、绝对渗透率和油水相渗曲线，所述岩石力学参数包括弹性模量、泊松比和断裂韧度；建立低渗透油藏几何模型，采用结构化方法对所述低渗透油藏几何模型进行网格划分；针对注入井压驱剂高压注入采出井关井阶段，建立压裂裂缝扩展流固耦合模型，利用相场法描述裂缝起裂延伸，根据相场值实时更新网格节点渗透率，采用有限差分和有限元相结合的混合数值离散方法对应力场和压力场进行求解，模拟实现裂缝扩展和油水饱和度分布预测；针对注入井常规注水采出井开井生产阶段，建立水驱油两相流动模型，以压驱剂高压注入阶段模拟获得的含油饱和度为初始条件，采用有限差分方法进行求解，实现最终采收率的预测。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述低渗透油藏几何模型包括二维模型和三维模型的一种及其组合，所述采用结构化方法对所述低渗透油藏几何模型进行网格划分，包括：利用四边形网格对二维模型进行划分，利用六面体网格对三维模型进行划分。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，建立的压裂裂缝扩展流固耦合模型表示为：应力场方程为：式中，为梯度算子；σ为总应力张量；α为比奥系数；p为流体压力；I为单位张量；b为体积力张量；应力场边界条件为：式中，n为边界外法向单位向量；为施加的应力；为施加应力条件的边界；u为位移；为固定的位移量；为固定位移条件的边界；相场方程为：式中，Gc为岩石断裂能；d为相场值；l0为相场特征长度；ψ(εe)为弹性应变能；εe为应变张量；相场边界条件为：式中，为模型的外边界；油水两相流动方程为，2CN115510777A权利要求书2/5页So+Sw＝1式中，ρo和ρw分别是油相密度和水相密度；K为绝对渗透率；kro和krw分别代表油相相对渗透率和水相相对渗透率；Bo和Bw分别是油相和水相体积系数；μo和μw分别是油相黏度和水相黏度；ps为低渗透油藏启动压力梯度；为孔隙度；So和Sw分别是油相和水相饱和度；εvol为体积应变；φ为孔隙度；油水两相流动初始条件为：p|t＝0＝pi式中，t表示时间；pi为初始油藏压力；油水两相流动边界条件为：注入井筒：式中，rw为井径；h为完井层有效厚度；QWI为注水量；r为半径；采油井筒：4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述采用有限差分和有限元相结合的混合数值离散方法对应力场和压力场进行求解，模拟实现裂缝扩展和油水饱和度分布预测，包括：采用有限差分方法对油水两相压力场进行数值离散，时间项采用一阶差分离散，空间项采用二阶中心差分离散，求解方程组获得压力和含油饱和度分布：式中，ρo和ρw分别是油相密度和水相密度；K为绝对渗透率；kro和krw分别代表油相相对渗透率和水相相对渗透率；Bo和Bw分别是油相和水相体积系数；μo和μw分别是油相黏度和水3CN115510777A权利要求书3/5页相黏度；Δx，Δy和Δz分别表示x，y和z方向网格步长；n表示时间步；i,j,k表示沿着x，y和z方向网格编号；表示网格节点(i,j,k)在n+1时间步的压力值；表示在n+1时间步的含油饱和度值；表示在n+1时间步的体积应变值；Δt为时间步长；φ为孔隙度；采用有限元方法对应力场进行数值离散，求解线性方程组得到位移解：式中，δu为虚位移；w为保证方程组非奇异的常数；α为比奥系数；I