CN114282451A - 一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法及*** - Google Patents

一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法及*** Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法及***，包括：构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型；所述离散缝洞网络模型包括缝洞区域和外部区域；所述缝洞区域的网格划分粒度小于所述外部区域的网格划分粒度；运行所述离散缝洞网络模型，进而获取所述缝洞型油藏的基本参数信息；所述基本参数信息包括压强、流体速度和流体粘度；基于Brinkman方程和所述基本参数信息，计算所述缝洞型油藏的渗透率和孔隙度。本发明能够达到更加准确确定缝洞型油藏连通性参数的目的。

Description

一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法及***
技术领域
本发明涉及缝洞型油藏参数确定技术领域，特别是涉及一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法及***。
背景技术
尽管计算技术得到了发展，模拟缝洞型油藏储层非均质性的能力也得到了提高，但是缝洞型油藏具有强烈的非均质性，溶蚀孔洞和裂缝充填现象极为严重，此外缝洞型油藏的储集空间尺寸相差悬殊，空间形式也多种多样，自由流动可能在更大的尺度上发生，若缝洞型油藏在流动特性上具有小到微米的不均一性，这也有可能会导致注入水的影响，进而与基于均匀地层模型的预测结果不同。因此，离散缝洞网络模型连通性计算存在一定缺陷。
如何较好的模拟该类缝洞型油藏的流体连通性规律，以适用于现场实际，对预测油气田开发动态和缝洞型油藏的开发具有重要意义。
发明内容
本发明的目的是提供一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法及***，以达到更加准确确定缝洞型油藏连通性参数的目的。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法，包括：
构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型；所述离散缝洞网络模型包括缝洞区域和外部区域；所述缝洞区域的网格划分粒度小于所述外部区域的网格划分粒度；
运行所述离散缝洞网络模型，进而获取所述缝洞型油藏的基本参数信息；所述基本参数信息包括压强、流体速度和流体粘度；
基于Brinkman方程和所述基本参数信息，计算所述缝洞型油藏的渗透率和孔隙度。
可选的，所述构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型，具体包括：
构建缝洞型油藏的物理模型；
采用网格剖分方法，对所述物理模型进行处理，得到缝洞型油藏的网络模型；
对所述网络模型进行区域划分，得到初步缝洞区域和以及外部区域；
采用网格剖分方法，对所述初步缝洞区域进行处理，得到缝洞区域。
可选的，所述渗透率的计算公式为：
Figure BDA0003426281500000021
其中，
Figure BDA0003426281500000022
为散度；μ为流体粘度；k为岩石的渗透率，μm2；μ'为流体内摩擦阻力；
Figure BDA0003426281500000023
为梯度的散度；u为流体速度；P为压强。
可选的，所述孔隙度的计算公式为：
Figure BDA0003426281500000024
式中，φ为岩石孔隙度，Vp为岩石的孔隙体积，Vf为岩石的外表体积。
一种离散缝洞网络模型连通性参数确定***，包括：
离散缝洞网络模型构建模块，用于构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型；所述离散缝洞网络模型包括缝洞区域和外部区域；所述缝洞区域的网格划分粒度小于所述外部区域的网格划分粒度；
基本参数信息确定模块，用于运行所述离散缝洞网络模型，进而获取所述缝洞型油藏的基本参数信息；所述基本参数信息包括压强、流体速度和流体粘度；
渗透率和孔隙度计算模块，用于基于Brinkman方程和所述基本参数信息，计算所述缝洞型油藏的渗透率和孔隙度。
可选的，所述离散缝洞网络模型构建模块，具体包括：
物理模型构建单元，用于构建缝洞型油藏的物理模型；
网络模型构建单元，用于采用网格剖分方法，对所述物理模型进行处理，得到缝洞型油藏的网络模型；
区域划分单元，用于对所述网络模型进行区域划分，得到初步缝洞区域和以及外部区域；
缝洞区域确定单元，用于采用网格剖分方法，对所述初步缝洞区域进行处理，得到缝洞区域。
可选的，所述渗透率和孔隙度计算模块中渗透率的计算公式为：
Figure BDA0003426281500000031
其中，
Figure BDA0003426281500000032
为散度；μ为流体粘度；k为岩石的渗透率，μm2；μ'为流体内摩擦阻力；
Figure BDA0003426281500000033
为梯度的散度；u为流体速度；P为压强。
可选的，所述所述渗透率和孔隙度计算模块中孔隙度的计算公式为：
Figure BDA0003426281500000034
式中，φ为岩石孔隙度，Vp为岩石的孔隙体积，Vf为岩石的外表体积。
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：
1.本发明将离散缝洞网络模型体系进行优化，将缝洞型区域内的空间进行二次网格化处理，缝洞型区域外的区域仍进行常规网格模型计算，即对可能会影响计算结果的区域进行更精细的计算，提高了计算精度，优化了计算效率，减少了计算时间，降低了预测成本，适应范围更广。
2.针对达西公式未考虑流体内摩擦阻力的影响进行修正，采用Brinkman方程对孔隙度、渗透率等连通性参数进行计算。
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为本发明离散缝洞网络模型连通性参数确定方法的流程示意图；
图2为本发明物理模型示意图；
图3为本发明模型网格剖分图；
图4为本发明离散缝洞网络模型连通性参数确定***的结构示意图。
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。
缝洞型油藏连通性参数研究不完善，常用的离散方法效果不理想，主要是开发模式缺乏与地质方面的结合。目前基于现场数据的连通性参数计算技术和体系缺少理论支撑和数学模型，缺乏***性研究。
缝洞型油藏中的流体流动是一个复杂的耦合流动。多孔介质渗流和溶洞中的自由流动在该流动中占主要位置。由于没有考虑流体的粘滞应力，达西渗流方程在模拟缝洞型油藏中流动的有效性是不一定完全准确的。因为连续性假设与一般油藏不同，与实际存在差异，不能被现有油藏渗流理论准确描述，连通性参数计算存在一定问题，需要进行一定改进。
为了克服目前不能准确高效描述离散缝洞网络模型连通性参数的缺陷，本发明提出一种新的混合模型。首先在常规网络区域进行网格剖分，再根据缝洞网络结构特征划分合适的正交网格，进行加密细化，接着对计算体系进行修正，即可更加准确的进行离散缝洞网络模型连通性参数，且模型较为简单，精确度得到提高。
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
如图1所示，本实施例提供的一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法，包括以下步骤
步骤101：构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型；所述离散缝洞网络模型包括缝洞区域和外部区域；所述缝洞区域的网格划分粒度小于所述外部区域的网格划分粒度。
步骤102：运行所述离散缝洞网络模型，进而获取所述缝洞型油藏的基本参数信息；所述基本参数信息包括压强、流体速度和流体粘度。
步骤103：基于Brinkman方程和所述基本参数信息，计算所述缝洞型油藏的渗透率和孔隙度。
作为一种优选的实施方式，本实施例所述的步骤102具体包括：
步骤1021：构建如图2所示的缝洞型油藏的物理模型；
步骤1022：采用网格剖分方法，对所述物理模型进行处理，得到缝洞型油藏的网络模型；
步骤1023：对所述网络模型进行区域划分，得到初步缝洞区域和以及外部区域；所述外部区域为缝洞模型结构以外的区域
步骤1024：采用网格剖分方法，对所述初步缝洞区域进行处理，得到如图3所示的缝洞区域。
作为一种优选的实施方式，本实施例所述的步骤103具体如下：
(1)多孔介质宏观流动的控制方程
多孔介质宏观流动的连续性方程一般采用如下方程：
Figure BDA0003426281500000051
式中，ρ为流体密度，kg/m3；t为时间；
Figure BDA0003426281500000052
为散度；
Figure BDA0003426281500000053
为流体速度。
达西定律方程是多孔介质宏观流动的动量方程，方程如下：
Figure BDA0003426281500000054
式中，k为岩石的渗透率，μm2；μ为流体粘度；V为速度；p为压强；x为渗透率模型流动方向的长度。
Navier-Stokes方程可在微观孔隙尺度下作为动量方程表述模型，但求解计算量大，只能计算小尺度物理模型，不能进行油藏尺度计算。其方程如下：
Figure BDA0003426281500000061
式中，ρ为流体粘度；u为流体速度；t为时间；v为运动粘度；
Figure BDA0003426281500000062
为散度；
Figure BDA0003426281500000063
为梯度的散度。
Brinkman方程对达西方程进行修正，增加μ′项，即考虑流体内摩擦阻力，可以满足多孔介质和流体的无滑移条件。当孔隙度较高时，尤其是缝洞型油藏，具有较高的孔隙度，可以得到更好的实验结果。Brinkman方程如下：
Figure BDA0003426281500000064
其中，
Figure BDA0003426281500000065
为散度；μ为流体粘度；k为岩石的渗透率，μm2；μ'为流体内摩擦阻力；
Figure BDA0003426281500000066
为梯度的散度；u为流体速度；P为压强。
根据地层参数求解孔隙度：
Figure BDA0003426281500000067
式中，φ为岩石孔隙度，Vp为岩石的孔隙体积，Vf为岩石的外表体积。
此外，还可以将本发明的连通性参数计算结果与实验数据和已有渗透率计算经验模型比较，即可验证所提出的离散缝洞网络模型连通性参数计算的准确性。
为实现上述目的，本发明还提供了一种离散缝洞网络模型连通性参数确定***，如图4所示，包括：
离散缝洞网络模型构建模块401，用于构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型；所述离散缝洞网络模型包括缝洞区域和外部区域；所述缝洞区域的网格划分粒度小于所述外部区域的网格划分粒度。
基本参数信息确定模块402，用于运行所述离散缝洞网络模型，进而获取所述缝洞型油藏的基本参数信息；所述基本参数信息包括压强、流体速度和流体粘度。
渗透率和孔隙度计算模块403，用于基于Brinkman方程和所述基本参数信息，计算所述缝洞型油藏的渗透率和孔隙度。
其中，所述离散缝洞网络模型构建模块402，具体包括：
物理模型构建单元，用于构建缝洞型油藏的物理模型；网络模型构建单元，用于采用网格剖分方法，对所述物理模型进行处理，得到缝洞型油藏的网络模型；区域划分单元，用于对所述网络模型进行区域划分，得到初步缝洞区域和以及外部区域；缝洞区域确定单元，用于采用网格剖分方法，对所述初步缝洞区域进行处理，得到缝洞区域。
所述渗透率和孔隙度计算模块403中渗透率的计算公式为：
Figure BDA0003426281500000071
其中，
Figure BDA0003426281500000072
为散度；μ为流体粘度；k为岩石的渗透率，μm2；μ'为流体内摩擦阻力；
Figure BDA0003426281500000073
为梯度的散度；u为流体速度；P为压强。
所述所述渗透率和孔隙度计算模块403中孔隙度的计算公式为：
Figure BDA0003426281500000074
式中，φ为岩石孔隙度，Vp为岩石的孔隙体积，Vf为岩石的外表体积。
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***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 (8)

1.一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法，其特征在于，包括：
构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型；所述离散缝洞网络模型包括缝洞区域和外部区域；所述缝洞区域的网格划分粒度小于所述外部区域的网格划分粒度；
运行所述离散缝洞网络模型，进而获取所述缝洞型油藏的基本参数信息；所述基本参数信息包括压强、流体速度和流体粘度；
基于Brinkman方程和所述基本参数信息，计算所述缝洞型油藏的渗透率和孔隙度。
2.根据权利要求1所述的一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法，其特征在于，所述构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型，具体包括：
构建缝洞型油藏的物理模型；
采用网格剖分方法，对所述物理模型进行处理，得到缝洞型油藏的网络模型；
对所述网络模型进行区域划分，得到初步缝洞区域和以及外部区域；
采用网格剖分方法，对所述初步缝洞区域进行处理，得到缝洞区域。
3.根据权利要求1所述的一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法，其特征在于，所述渗透率的计算公式为：
Figure FDA0003426281490000011
其中，
Figure FDA0003426281490000012
为散度；μ为流体粘度；k为岩石的渗透率，μm2；μ'为流体内摩擦阻力；
Figure FDA0003426281490000013
为梯度的散度；u为流体速度；P为压强。
4.根据权利要求1所述的一种离散缝洞网络模型连通性参数确定方法，其特征在于，所述孔隙度的计算公式为：
Figure FDA0003426281490000014
式中，φ为岩石孔隙度，Vp为岩石的孔隙体积，Vf为岩石的外表体积。
5.一种离散缝洞网络模型连通性参数确定***，其特征在于，包括：
离散缝洞网络模型构建模块，用于构建缝洞型油藏的离散缝洞网络模型；所述离散缝洞网络模型包括缝洞区域和外部区域；所述缝洞区域的网格划分粒度小于所述外部区域的网格划分粒度；
基本参数信息确定模块，用于运行所述离散缝洞网络模型，进而获取所述缝洞型油藏的基本参数信息；所述基本参数信息包括压强、流体速度和流体粘度；
渗透率和孔隙度计算模块，用于基于Brinkman方程和所述基本参数信息，计算所述缝洞型油藏的渗透率和孔隙度。
6.根据权利要求5所述的一种离散缝洞网络模型连通性参数确定***，其特征在于，所述离散缝洞网络模型构建模块，具体包括：
物理模型构建单元，用于构建缝洞型油藏的物理模型；
网络模型构建单元，用于采用网格剖分方法，对所述物理模型进行处理，得到缝洞型油藏的网络模型；
区域划分单元，用于对所述网络模型进行区域划分，得到初步缝洞区域和以及外部区域；
缝洞区域确定单元，用于采用网格剖分方法，对所述初步缝洞区域进行处理，得到缝洞区域。
7.根据权利要求5所述的一种离散缝洞网络模型连通性参数确定***，其特征在于，所述渗透率和孔隙度计算模块中渗透率的计算公式为：
Figure FDA0003426281490000021
其中，
Figure FDA0003426281490000022
为散度；μ为流体粘度；k为岩石的渗透率，μm2；μ'为流体内摩擦阻力；
Figure FDA0003426281490000023
为梯度的散度；u为流体速度；P为压强。
8.根据权利要求5所述的一种离散缝洞网络模型连通性参数确定***，其特征在于，所述所述渗透率和孔隙度计算模块中孔隙度的计算公式为：
Figure FDA0003426281490000031
式中，φ为岩石孔隙度，Vp为岩石的孔隙体积，Vf为岩石的外表体积。
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