CN116663370B - 一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法 - Google Patents
一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，包括以下步骤：S1：根据油田现场提供的缝洞型碳酸盐岩油藏地质模型，结合离散缝洞模型，计算基质、裂缝和溶洞的网格几何信息和连接信息；S2：建立深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数学模型和数值求解格式；S3：根据油藏网格几何信息及油藏和流体属性参数，进行缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟。本发明的有益效果是：通过考虑基质和裂缝中的多相多组分渗流、溶洞内的多相自由流、基质的弹塑性变形、裂缝的非线性变形及溶洞的变形等因素，通过本方法可以准确模拟和预测深层缝洞型碳酸盐岩油藏的开发过程与生产动态。
Description
技术领域
本发明涉及碳酸盐岩油气开发技术领域，特别是一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法。
背景技术
我国西部碳酸盐岩油藏油气资源丰富，其中缝洞型约占2/3，是目前增储上产的现实领域。与常规油藏不同，缝洞型油藏从储集空间到流动规律都与常规油藏存在着巨大的差异，第一：缝洞型油藏储层普遍埋藏极深，多大于5000m，为深层或超深层，储层处于高温、高压、高应力的“三高”环境；第二：在“三高”环境下的油气相态复杂，且岩石变形由弹性向弹塑性转化；第三：缝洞型油藏储层储集空间类型多样，不仅包含裂缝和溶蚀孔隙，还存在不同空间尺度的溶洞，流动上为复杂的渗流-自由流耦合流动模式。
目前常规油气藏流动数值模拟技术已相对成熟，形成了众多商业软件，但对于缝洞型油藏尚还未形成全面***的数值模拟理论及方法。首先，针对缝洞型油藏中存在的复杂裂缝-溶洞结构和渗流-自由流耦合流动模式，常规模拟技术基本采用局部网格加密和高速非达西模型进行描述，但高速非达西模型并不能准确表征溶洞内多相流体的自由流特征，局部网格加密会导致计算网格量极大，无法高效处理复杂的裂缝形态；此外，常规油藏数值模拟技术通常采用压缩系数表征油藏开发过程中的变形效应，认为油藏变形仅与流体压力变化有关，忽略了地应力的影响，但对于深层高应力条件下强应力敏感性的缝洞型油藏，基质储层的弹塑性变形及裂缝-溶洞的力学变形效应影响显著，忽略或者弱化上述效应将严重影响数值模拟的准确性。因此，为开发深层缝洞型碳酸盐岩油藏，经过发明人长期研究，发明了一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的缺点，提供一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法。
本发明的目的通过以下技术方案来实现：一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，包括以下步骤：
S1：根据油田现场提供的缝洞型碳酸盐岩油藏地质模型，结合离散缝洞模型，计算基质、裂缝和溶洞的网格几何信息和连接信息；
S2：建立深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数学模型和数值求解格式；
S3：根据油藏网格几何信息及油藏和流体属性参数，进行缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟。
优选的，步骤S1中，还包括以下步骤：
S1.1：根据油田现场提供的缝洞型油藏的角点网格地质模型，计算每个网格的中心坐标、网格体积，并基于网格属性编号识别基质和溶洞网格；
S1.2：根据油田现场提供的三维复杂裂缝结构，采用非结构网格进行网格剖分，并计算每个裂缝网格的中心坐标、单元体积；
S1.3：将每个溶洞区域内的网格进行合并，形成新的溶洞网格；
S1.4：根据基质和溶洞网格的节点信息，识别并建立出基质网格间及基质-溶洞网格间的连接关系；根据裂缝网格的节点信息，识别并建立裂缝网格间的连接关系；基于裂缝网格的中心坐标，识别出裂缝网格所在的基质网格，并结合基质-溶洞网格连接关系，建立裂缝-基质网格和裂缝-溶洞网格间的连接关系。
优选的，步骤1.3中，新溶洞网格的坐标由溶洞区域内网格坐标经过体积加权得到，体积通过将溶洞区域内网格体积求和得到。
优选的，步骤S2中，还包括以下步骤：
S2.1：建立深层缝洞型碳酸盐岩油藏多相多组分渗流数学模型；
S2.2：建立深层缝洞型油藏弹塑性力学模型；
S2.3：建立流固耦合本构关系；
S2.4：通过有限体积法对渗流数学模型进行数值离散，并采用牛顿迭代法进行全隐式求解；
S2.5：通过有限单元法对力学模型进行数值离散，塑性变形采用回退映射法进行求解更新，力学模型采用牛顿迭代法进行求解；
S2.6：通过定应力***迭代法求解流固耦合。
优选的，步骤S2.1中，通过基质、裂缝和溶洞中烃类和水组分的质量守恒方程、基质和裂缝中油、气、水三相的运动方程、溶洞中多相流体瞬间重力分异模型、辅助方程和渗流边界条件建立模型，其中，基质、裂缝和溶洞中烃类和水组分的质量守恒方程为：
；
；
其中，下标o、g、w分别表示油、气、水三相，表示烃类i组分在油相中的摩尔分数，表示烃类i组分在气相中的摩尔分数，/>为摩尔密度，/>为饱和度，/>表示油藏孔隙度，/>表示烃类i组分的源汇项，/>表示水组分的源汇项，
基质和裂缝中油、气、水三相的运动方程为：
；
；
其中，为渗流速度，/>为粘度；/>为相对渗透率，/>表示油藏深度，
辅助方程为：
；
；
；
；
；
其中，为组分数，/>为相压力，/>表示水气的毛管力，/>表示油气的毛管力，
渗流边界条件为：
；
其中，为定压边界上的压力值；/>为封闭边界的单位法向向量；/>为Dirichlet边界；/>为Neumann边界。
优选的，步骤2.2中，通过力学平衡方程、增量型应力-应变本构方程、塑性屈服准则、流动准则和力学边界条件建立深层缝洞型油藏弹塑性力学模型，力学平衡方程为：
；
其中，为总应力张量；/>为体积力，
增量型应力-应变本构方程为：
；
其中，为弹性刚度矩阵，/>表示弹性应变张量，/>为Biot系数；/>为总流体压力；/>为单位张量；
塑性屈服准则为：
；
其中，为应力偏量的第二不变量；/>为应力张量的第一不变量；/>和/>为强度参数，
塑性流动准则为：
；
其中，表示塑性应变张量，/>为塑性乘子，
力学边界条件为：
；
；
；
；
其中，为定位移边界上的位移值，/>为定载荷边界上的载荷值，/>为定载荷边界上的单位法向向量，/>为裂缝面上的单位法向向量，/>为裂缝的Biot系数，/>为裂缝的Biot压力，/>为裂缝边界，/>为溶洞边界上的单位法向向量；/>为溶洞边界。
优选的，步骤S2.3中，通过基质孔隙度和渗透率本构关系、裂缝孔隙度和渗透率本构关系和溶洞体积更新公式建立流固耦合本构关系，基质孔隙度和渗透率本构关系为：
；
；
其中，下标为基质，下标0表示初始状态，/>为真实孔隙度，真实孔隙度与油藏孔隙度关系为：
；
其中，、/>分别表示体积应变和平均应力，K为体积模量，
裂缝孔隙度和渗透率本构关系为：
；
；
；
；
其中，f表示裂缝，为裂缝闭合量；/> 为裂缝最大允许闭合量；/>为作用于裂缝面上的法向应力；/>为裂缝初始刚度；d为裂缝开度，
通过将溶洞网格切割成多个子网格，计算变形后的子网格体积并求和，更新溶洞体积，其更新公式如下：
；
其中，为溶洞体积；/>为溶洞单元切割后形成的子单元数；/>为切割后第i个子单元的体积。
优选的，步骤S2.4中，当流体由溶洞流向其他介质时，溶洞的相渗定义如下：
；
其中，和/>分别表示与溶洞相连接的其他介质网格上下边界所对应的饱和度。
优选的，步骤S3中，还包括以下步骤：
S3.1：通过基质、裂缝的孔隙度、渗透率、相对渗透率曲线、毛管力曲线，基质的杨氏模量、泊松比、硬化曲线，裂缝的初始刚度、最大允许闭合量以及油藏流体的相态参数，结合所述网格几何信息和连接信息，生成油藏数值模拟所需的输入信息；
S3.2：通过所述步骤S2的数值离散格式和求解流程，进行油藏数值模拟；
S3.3：输出油藏压力、饱和度分布以及产油、产水量曲线的模拟结果。
本发明具有以下优点：本发明通过考虑基质和裂缝中的多相多组分渗流、溶洞内的多相自由流、基质的弹塑性变形、裂缝的非线性变形及溶洞的变形等因素，通过本方法可以准确模拟和预测深层缝洞型碳酸盐岩油藏的开发过程与生产动态。
附图说明
图1 为三维复杂裂缝结构的非结构网格剖分示意图；
图2 为溶洞网格合并示意图；
图3 为更新溶洞网格体积时溶洞网格切割示意图；
图4 为溶洞多相流体重力分异模型示意图；
图5 为定应力***迭代耦合求解流程图。
具体实施方式
为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施方式的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。基于本发明中的实施方式，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方式，都属于本发明保护的范围。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施方式及实施方式中的特征可以相互组合。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。
在本实施例中，一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，包括以下步骤：
S1：根据油田现场提供的缝洞型碳酸盐岩油藏地质模型，结合离散缝洞模型，计算基质、裂缝和溶洞的网格几何信息和连接信息；
S2：建立深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数学模型和数值求解格式；
S3：根据油藏网格几何信息及油藏和流体属性参数，进行缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟。通过考虑基质和裂缝中的多相多组分渗流、溶洞内的多相自由流、基质的弹塑性变形、裂缝的非线性变形及溶洞的变形等因素，通过本方法可以准确模拟和预测深层缝洞型碳酸盐岩油藏的开发过程与生产动态。
进一步的，步骤S1中，还包括以下步骤：
S1.1：根据油田现场提供的缝洞型油藏的角点网格地质模型，计算每个网格的中心坐标、网格体积，并基于网格属性编号识别基质和溶洞网格；
S1.2：根据油田现场提供的三维复杂裂缝结构，采用非结构网格进行网格剖分，如图1所示，并计算每个裂缝网格的中心坐标、单元体积；
如图2所示，S1.3：将每个溶洞区域内的网格进行合并，形成新的溶洞网格；优选的，步骤1.3中，新溶洞网格的坐标由溶洞区域内网格坐标经过体积加权得到，体积通过将溶洞区域内网格体积求和得到。
S1.4：根据基质和溶洞网格的节点信息，识别并建立出基质网格间及基质-溶洞网格间的连接关系；根据裂缝网格的节点信息，识别并建立裂缝网格间的连接关系；基于裂缝网格的中心坐标，识别出裂缝网格所在的基质网格，并结合基质-溶洞网格连接关系，建立裂缝-基质网格和裂缝-溶洞网格间的连接关系。
在本实施例中，步骤S2中，还包括以下步骤：
S2.1：建立深层缝洞型碳酸盐岩油藏多相多组分渗流数学模型；进一步的，步骤S2.1中，通过基质、裂缝和溶洞中烃类和水组分的质量守恒方程、基质和裂缝中油、气、水三相的运动方程、溶洞中多相流体瞬间重力分异模型、辅助方程和渗流边界条件建立模型，其中，基质、裂缝和溶洞中烃类和水组分的质量守恒方程为：
；
；
其中，下标o、g、w分别表示油、气、水三相，表示烃类i组分在油相中的摩尔分数，表示烃类i组分在气相中的摩尔分数，/>为摩尔密度，/>为饱和度，/>表示油藏孔隙度，/>表示烃类i组分的源汇项，/>表示水组分的源汇项，
基质和裂缝中油、气、水三相的运动方程为：
；
；
其中，为渗流速度，/>为粘度；/>为相对渗透率，/>表示油藏深度，
辅助方程为：
；
；
；
；
；
其中，为组分数，/>为相压力，/>表示水气的毛管力，/>表示油气的毛管力，
渗流边界条件为：
；
其中，为定压边界上的压力值；/>为封闭边界的单位法向向量；/>为Dirichlet边界；/>为Neumann边界。
S2.2：建立深层缝洞型油藏弹塑性力学模型；再进一步的，步骤2.2中，通过力学平衡方程、增量型应力-应变本构方程、塑性屈服准则、流动准则和力学边界条件建立深层缝洞型油藏弹塑性力学模型，力学平衡方程为：
；
其中，为总应力张量；/>为体积力，
增量型应力-应变本构方程为：
；
其中，为弹性刚度矩阵，/>表示弹性应变张量，/>为Biot系数；/>为总流体压力；/>为单位张量；
塑性屈服准则为：
；
其中，为应力偏量的第二不变量；/>为应力张量的第一不变量；/>和/>为强度参数，
塑性流动准则为：
；
其中，表示塑性应变张量，/>为塑性乘子，
力学边界条件为：
；
；
；
；
其中，为定位移边界上的位移值，/>为定载荷边界上的载荷值，/>为定载荷边界上的单位法向向量，/>为裂缝面上的单位法向向量，/>为裂缝的Biot系数，/>为裂缝的Biot压力，/>为裂缝边界，/>为溶洞边界上的单位法向向量；/>为溶洞边界。
S2.3：建立流固耦合本构关系；在本实施例中，步骤S2.3中，通过基质孔隙度和渗透率本构关系、裂缝孔隙度和渗透率本构关系和溶洞体积更新公式建立流固耦合本构关系，基质孔隙度和渗透率本构关系为：
；
；
其中，下标为基质，下标0表示初始状态，/>为真实孔隙度，真实孔隙度与油藏孔隙度关系为：
；
其中，、/>分别表示体积应变和平均应力，K为体积模量，
裂缝孔隙度和渗透率本构关系为：
；
；
；
；
其中，f表示裂缝，为裂缝闭合量；/> 为裂缝最大允许闭合量；/>为作用于裂缝面上的法向应力；/>为裂缝初始刚度；d为裂缝开度，
如图3所示，通过将溶洞网格切割成多个子网格，计算变形后的子网格体积并求和，更新溶洞体积，其更新公式如下：
；
其中，为溶洞体积；/>为溶洞单元切割后形成的子单元数；/>为切割后第i个子单元的体积。
S2.4：通过有限体积法对渗流数学模型进行数值离散，并采用牛顿迭代法进行全隐式求解；进一步的，如图4所示，步骤S2.4中，溶洞内的流动采用多相流体瞬间重力分异模型描述，当流体由溶洞流向其他介质时，其流动情况与溶洞中相界面位置有关，溶洞的相渗定义如下：
；
其中，和/>分别表示与溶洞相连接的其他介质网格上下边界所对应的饱和度。
S2.5：通过有限单元法对力学模型进行数值离散，塑性变形采用回退映射法进行求解更新，力学模型采用牛顿迭代法进行求解；
如图5所示，S2.6：通过定应力***迭代法求解流固耦合。具体地说，首先平均应力不变条件下，求解渗流数学模型；基于渗流求解得到的压力、饱和度结果，求解力学模型；根据流固耦合本构关系，更新基质、裂缝的孔隙度和渗透率以及溶洞的体积；检查流场或者位移场是否稳定，若稳定，则迭代耦合收敛，进入下一个时间步，否则继续迭代。
在本实施例中，步骤S3中，还包括以下步骤：
S3.1：通过基质、裂缝的孔隙度、渗透率、相对渗透率曲线、毛管力曲线，基质的杨氏模量、泊松比、硬化曲线，裂缝的初始刚度、最大允许闭合量以及油藏流体的相态参数，结合所述网格几何信息和连接信息，生成油藏数值模拟所需的输入信息；
S3.2：通过所述步骤S2的数值离散格式和求解流程，进行油藏数值模拟；
S3.3：输出油藏压力、饱和度分布以及产油、产水量曲线的模拟结果。
尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换,凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1：根据油田现场提供的缝洞型碳酸盐岩油藏地质模型，结合离散缝洞模型，计算基质、裂缝和溶洞的网格几何信息和连接信息；
S2：建立深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数学模型和数值求解格式；
S3：根据油藏网格几何信息及油藏和流体属性参数，进行缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟；
所述步骤S2中，还包括以下步骤：
S2.1：建立深层缝洞型碳酸盐岩油藏多相多组分渗流数学模型；
S2.2：建立深层缝洞型油藏弹塑性力学模型；
S2.3：建立流固耦合本构关系；
S2.4：通过有限体积法对渗流数学模型进行数值离散，并采用牛顿迭代法进行全隐式求解；
S2.5：通过有限单元法对力学模型进行数值离散，塑性变形采用回退映射法进行求解更新，力学模型采用牛顿迭代法进行求解；
S2.6：通过定应力***迭代法求解流固耦合；
所述步骤2.2中，通过力学平衡方程、增量型应力-应变本构方程、塑性屈服准则、流动准则和力学边界条件建立深层缝洞型油藏弹塑性力学模型，力学平衡方程为：
其中，σ为总应力张量；b为体积力，
增量型应力-应变本构方程为：
dσ＝C:dεe-abptI；
其中，C为弹性刚度矩阵，εe表示弹性应变张量，a为Biot系数；pt为总流体压力；I为单位张量；
塑性屈服准则为：
其中，J2为应力偏量的第二不变量；I1为应力张量的第一不变量；η和ζ为强度参数，
塑性流动准则为：
其中，εp表示塑性应变张量，dγ为塑性乘子，
力学边界条件为：
σn＝nf·(σ+afpfI)·nf on Γf；
σ·nv＝-ptI·nv on Γv；
其中，为定位移边界上的位移值，/>为定载荷边界上的载荷值，nr为定载荷边界上的单位法向向量，nf为裂缝面上的单位法向向量，af为裂缝的Biot系数，pf为裂缝的Biot压力，Γf为裂缝边界，ΓD为Dirichlet边界，ΓN为Neumann边界，nv为溶洞边界上的单位法向向量；Γv为溶洞边界。
2.根据权利要求1所述的一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S1中，还包括以下步骤：
S1.1：根据油田现场提供的缝洞型油藏的角点网格地质模型，计算每个网格的中心坐标、网格体积，并基于网格属性编号识别基质和溶洞网格；
S1.2：根据油田现场提供的三维复杂裂缝结构，采用非结构网格进行网格剖分，并计算每个裂缝网格的中心坐标、单元体积；
S1.3：将每个溶洞区域内的网格进行合并，形成新的溶洞网格；
S1.4：根据基质和溶洞网格的节点信息，识别并建立出基质网格间及基质-溶洞网格间的连接关系；根据裂缝网格的节点信息，识别并建立裂缝网格间的连接关系；基于裂缝网格的中心坐标，识别出裂缝网格所在的基质网格，并结合基质-溶洞网格连接关系，建立裂缝-基质网格和裂缝-溶洞网格间的连接关系。
3.根据权利要求2所述的一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S1.3中，新溶洞网格的坐标由溶洞区域内网格坐标经过体积加权得到，体积通过将溶洞区域内网格体积求和得到。
4.根据权利要求3所述的一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S2.1中，通过基质、裂缝和溶洞中烃类和水组分的质量守恒方程、基质和裂缝中油、气、水三相的运动方程、溶洞中多相流体瞬间重力分异模型、辅助方程和渗流边界条件建立模型，其中，基质、裂缝和溶洞中烃类和水组分的质量守恒方程为：
其中，下标o、g、w分别表示油、气、水三相，xi表示烃类i组分在油相中的摩尔分数，yi表示烃类i组分在气相中的摩尔分数，ρ为摩尔密度，S为饱和度，φ表示油藏孔隙度，qi表示烃类i组分的源汇项，qw表示水组分的源汇项，
基质和裂缝中油、气、水三相的运动方程为：
ψβ＝ρβ-ρgD；
其中，v为渗流速度，μ为粘度；kr为相对渗透率，D表示油藏深度，
辅助方程为：
So+Sg+Sw＝1；
pw＝pg-pcwg(Sw)；
po＝pg-pcog(Sw,So)；
其中，Nc为组分数，p为相压力，pcwg表示水气的毛管力，pcog表示油气的毛管力，
渗流边界条件为：
vβ·n＝0 on ΓN；
其中，为定压边界上的压力值；n为封闭边界的单位法向向量；ΓD为Dirichlet边界；ΓN为Neumann边界。
5.根据权利要求4所述的一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S2.3中，通过基质孔隙度和渗透率本构关系、裂缝孔隙度和渗透率本构关系和溶洞体积更新公式建立流固耦合本构关系，基质孔隙度和渗透率本构关系为：
其中，下标m为基质，下标0表示初始状态，φ*为真实孔隙度，真实孔隙度与油藏孔隙度关系为：
φ＝φ*(1+εv)；
其中，εv、σv分别表示体积应变和平均应力，K为体积模量，
裂缝孔隙度和渗透率本构关系为：
d＝d0-ζ；
其中，f表示裂缝，ζ为裂缝闭合量；ζmax为裂缝最大允许闭合量；σn为作用于裂缝面上的法向应力；kni为裂缝初始刚度；d为裂缝开度，
通过将溶洞网格切割成多个子网格，计算变形后的子网格体积并求和，更新溶洞体积，其更新公式如下：
其中，Vv为溶洞体积；nv为溶洞单元切割后形成的子单元数；Vv,i为切割后第i个子单元的体积。
6.根据权利要求5所述的一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S2.4中，当流体由溶洞流向其他介质时，溶洞的相渗定义如下：
krw＝0(g-0)；
kro＝0,krw＝1(w)；
其中，Su和Sd分别表示与溶洞相连接的其他介质网格上下边界所对应的饱和度。
7.根据权利要求6所述的一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S3中，还包括以下步骤：
S3.1：通过基质、裂缝的孔隙度、渗透率、相对渗透率曲线、毛管力曲线，基质的杨氏模量、泊松比、硬化曲线，裂缝的初始刚度、最大允许闭合量以及油藏流体的相态参数，结合所述网格几何信息和连接信息，生成油藏数值模拟所需的输入信息；
S3.2：通过所述步骤S2的数值离散格式和求解流程，进行油藏数值模拟；
S3.3：输出油藏压力、饱和度分布以及产油、产水量曲线的模拟结果。
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