[发明专利]一种深层缝洞型碳酸盐岩油藏流固耦合数值模拟方法

说明书

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。

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系统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；