一种沥青质沉淀油藏流固耦合等效数值模拟方法与流程

本发明涉及一种基于黑油模拟器的沥青质沉淀油藏流固耦合等效数值模拟方法，属于油田开发技术领域。

背景技术：

油田在开发过程中，随着地层压力的降低，一方面岩石骨架颗粒的有效上覆压力逐渐增加，多孔介质发生弹塑性变形，岩石孔隙度、渗透率等物性参数是地层压力的函数；另一方面，对于部分特殊油田，随着地层压力的降低，地层原油中的沥青质组分逐渐沉淀在岩石表面，进而影响储层岩石的孔隙体积和渗流能力，导致该类型油藏中发生流固耦合渗流，相关数值模拟研究工作难度较大。

目前，现有商业数值模拟软件已经通过组分模拟器实现了上述条件下的油藏数值模拟研究工作，但是建立组分模型需要大量的分析化验数据作为基础，且模拟运算对设备性能要求较高、耗时长，效率较低，运算成本偏高。所以，当前亟需针对沥青质沉淀油藏流固耦合等效数值模拟方法进一步开展深入研究。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的目的是提供一种沥青质沉淀油藏流固耦合等效数值模拟方法，该方法针对介质变形油藏，考虑了压敏效应及沥青质沉淀对储层岩石的孔隙体积和渗流能力的影响，在提高了模拟精度的同时降低了运算成本。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种沥青质沉淀油藏流固耦合等效数值模拟方法，包括以下步骤：1)对于具有压敏特性的介质变形储层，将岩石孔隙度、渗透率与有效应力进行无因次化处理，得到岩石孔隙度、渗透率变化规律；2)不考虑地层岩石的压敏特性，分析由于沥青质沉淀引起的岩石孔隙体积变化，并结合典型的孔渗关系式建立沥青质沉淀油藏储层岩石的无因次孔隙度变化规律预测模型和渗流能力变化规律预测模型；3)综合考虑介质变形储层的压敏特性及沥青质沉淀对储层岩石孔隙体积和渗流能力的影响，基于黑油模拟器，实现沥青质沉淀油藏的流固耦合等效数值模拟。

进一步地，所述步骤1)中，得到的孔隙度、渗透率与有效应力的无因次关系式为：

式中，为任意地层压力下岩石孔隙度，为小数；为原始地层压力下岩石孔隙度，为小数；k0为原始地层压力下岩石渗透率，单位为md；k为任意地层压力下岩石渗透率，单位为md；p为地层压力，单位为mpa；pi为原始地层压力，单位为mpa；pov为上覆地层压力，单位为mpa；β,s为常数。

进一步地，所述步骤2)中，不考虑地层岩石的压敏特性，分析由于沥青质沉淀引起的岩石孔隙体积变化，并结合典型的孔渗关系式建立沥青质沉淀油藏储层岩石的无因次孔隙度变化规律预测模型和渗流能力变化规律预测模型的方法，包括以下步骤：2.1)根据典型地层原油样品公开室内实验测试结果，将地层原油中溶解的沥青质质量分数随着地层压力的变化划分为四个阶段；2.2)针对沥青质沉淀的四个阶段，分别建立沥青质沉淀规律数学表征式；2.3)以建立的不同阶段沥青质沉淀规律数学表征式为基础，结合典型的孔渗关系式建立沥青质沉淀油藏储层岩石的无因次孔隙度变化规律预测模型和渗流能力变化规律预测模型。

进一步地，所述步骤2.1)中，根据典型地层原油样品室内实验测试结果，将地层原油中溶解的沥青质质量分数随着地层压力的变化划分的四个阶段分别为：

第一阶段是地层压力由原始地层压力pi降至沉淀压力上限pu时，此阶段原油中溶解的沥青质组分保持稳定，质量分数恒定；

第二阶段是地层压力由沉淀压力上限pu继续降低至泡点压力pb，此阶段原油中溶解的沥青质组分逐渐析出，质量分数逐渐减少；

第三阶段是地层压力由泡点压力pb降低至沉淀压力下限pd，此阶段固相沉淀的沥青质组分重新溶解，质量分数逐渐增加，直至近似恢复至原始水平；

第四阶段是地层压力由沉淀压力下限pd继续下降，此阶段溶解的沥青质组分保持稳定，质量分数保持恒定。

进一步地，所述步骤2.2)中，针对沥青质等温沉淀的四个阶段，分别建立的沥青质沉淀规律数学表征式为：

①第一阶段，pu＜p≤pi：

c(p,t0)＝c0,

②第二阶段，pb＜p≤pu：

c(p,t0)＝ap+b，

其中，

③第三阶段，pd＜p≤pb：

c(p,t0)＝a′p+b′，

其中，

④第四阶段，p≤pd：

式中，p为地层压力,单位为mpa；pi为原始地层压力，单位为mpa；pu为沥青质沉淀压力上限，单位为mpa；pb为泡点压力，单位为mpa；pd为沉淀压力下限，单位为mpa；t0为原始地层温度，单位为℃；c0为原始地层压力条件下地层原油中溶解沥青质质量分数，小数；cmin为地层原油中溶解沥青质最低质量分数，小数；a、a′、b、b′为常数。

进一步地，所述步骤2.3)中，所述沥青质沉淀储层岩石的无因次孔隙度变化规律预测模型为：

式中，为任意地层压力下岩石孔隙度，为小数；为原始地层压力下岩石孔隙度，为小数；so为含油饱和度；c0为原始地层压力条件下地层原油中溶解沥青质质量分数，小数；ρo为地层原油密度，单位为g/cm³；ρa为沉淀沥青质密度，单位为g/cm³。

进一步地，所述步骤2.3)中，所述沥青质沉淀储层岩石的渗流能力变化规律预测模型包括幂率型孔渗关系式和指数型孔渗关系式，其计算公式分别为：

幂率型孔渗关系式：

指数型孔渗关系式：

式中，k0为原始地层压力下储层渗透率，单位为md；ki为任意地层压力条件下储层渗透率，单位为md；m为孔渗关系常数；σ为储层岩石常数；为原始地层条件下岩石孔隙度，为任意地层压力下岩石孔隙度；so为含油饱和度；c0为原始地层压力条件下地层原油中溶解沥青质质量分数，小数；ρo为地层原油密度，单位为g/cm³；ρa为沉淀沥青质密度，单位为g/cm³。

进一步地，所述步骤3)中，综合考虑介质变形储层的压敏特性及沥青质沉淀对储层岩石孔隙体积和渗流能力的影响，基于广泛应用的黑油模拟器，实现沥青质沉淀油藏的流固耦合等效数值模拟时，输入黑油模拟器的关键参数计算方法为：

①第一阶段，pu＜p≤pi：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

②第二阶段，pb＜p≤pu：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

幂率-指数复合型等效无因次渗透率计算方法：

③第三阶段，pd＜p≤pb：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

幂率-指数复合型等效无因次渗透率计算方法：

④第四阶段，p≤pd：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明依据公开室内实验研究数据，建立了储层岩石压敏特性及沥青质沉淀规律数学表征方法，进一步明确了沥青质沉淀对储层孔隙体积和渗流能力的影响。2、本发明通过引入等效无因次孔隙度及无因次渗透率等参数，能够基于商业黑油模拟器开展流固耦合等效数值模拟，提高了模型运算效率，降低了运算成本。3、本发明能够应用于介质变形油藏或沥青质沉淀介质变形油藏的流固耦合等效数值模拟，经过简化后，也能应用于常规油藏，适用范围更广。因此，本发明可以广泛应用于油田开发技术领域。

附图说明

图1是本发明的变形多孔介质无因次孔隙度随有效应力变化规律示意图；

图2是本发明的变形多孔介质无因次渗透率随无因次有效应力变化规律示意图；

图3是本发明的某地层原油样品一沥青质沉淀规律实验测试结果；

图4是本发明的某地层原油样品二沥青质沉淀规律实验测试结果；

图5是本发明的沥青质沉淀油藏无因次孔隙度变化规律示意图；

图6是本发明的沥青质沉淀油藏无因次渗透率变化规律示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提供的一种沥青质沉淀油藏流固耦合等效数值模拟方法，包括以下内容：

1)如图1、图2所示，对于具有压敏特性的介质变形储层，将岩石孔隙度、渗透率与有效应力进行无因次化处理，得到岩石孔隙度、渗透率变化规律预测方法：

式中，为任意地层压力下岩石孔隙度，为小数；为原始地层压力下岩石孔隙度，为小数；β为常数；k0为原始地层压力下岩石渗透率，单位为md；k为任意地层压力下岩石渗透率，单位为md；p为地层压力，单位为mpa；pi为原始地层压力，单位为mpa；pov为上覆地层压力，单位为mpa；s为常数。

2)不考虑地层岩石的压敏特性，分析由于沥青质沉淀引起的岩石孔隙体积变化，并结合典型的孔渗关系式建立沥青质沉淀油藏储层岩石的无因次孔隙度变化规律预测模型和渗流能力变化规律预测模型。

具体的，包括以下步骤：

2.1)如图3、图4所示，根据典型地层原油样品公开室内实验测试结果，将地层原油中溶解的沥青质质量分数随着地层压力的变化划分为四个阶段。

其中，根据典型地层原油样品公开室内实验测试结果，将地层原油中溶解的沥青质质量分数随着地层压力的变化划分为四个阶段：

第一阶段是地层压力由原始地层压力pi降至沉淀压力上限pu时，此阶段原油中溶解的沥青质组分保持稳定，质量分数恒定；

第二阶段是地层压力由沉淀压力上限pu继续降低至泡点压力pb，此阶段原油中溶解的沥青质组分逐渐析出，质量分数逐渐减少；

第三阶段是地层压力由泡点压力pb降低至沉淀压力下限pd，此阶段固相沉淀的沥青质组分重新溶解，质量分数逐渐增加，近似恢复至原始水平；

第四阶段是地层压力由沉淀压力下限pd继续下降，此阶段溶解的沥青质组分保持稳定，质量分数保持恒定。

2.2)针对沥青质等温沉淀的四个阶段，分别建立沥青质沉淀规律数学表征式。

①第一阶段，pu＜p≤pi：

c(p,t0)＝c0(3)

②第二阶段，pb＜p≤pu：

c(po,t0)＝c(pu,t0)＝c0(5)

c(pb,t0)＝cmin(6)

求解方程可得：c(p,t0)＝ap+b。其中，

③第三阶段，pd＜p≤pb：

c(pd,t0)＝c0(8)

c(pb,t0)＝cmin(9)

求解方程可得：c(p,t0)＝a′p+b′。其中，

④第四阶段，p≤pd：

式中，p为地层压力,单位为mpa；t为地层温度，单位为℃；pi为原始地层压力，单位为mpa；pu为沥青质沉淀压力上限，单位为mpa；pb为泡点压力，单位为mpa；pd为沉淀压力下限，单位为mpa；t0为原始地层温度，单位为℃；c0为原始地层压力条件下地层原油中溶解沥青质质量分数，小数；cmin为地层原油中溶解沥青质最低质量分数，小数；a、a′、b、b′为常数。

2.3)以建立的不同阶段沥青质沉淀规律数学表征式为基础，结合典型的孔渗关系式建立沥青质沉淀油藏储层岩石的无因次孔隙度变化规律预测模型和渗流能力变化规律预测模型。

本发明以油藏衰竭开发过程为例进行介绍，随着地层压力的降低，地层原油中溶解的沥青质组分逐渐发生变化，进而影响地层岩石的孔隙体积和渗流能力，本发明通过引入岩石无因次孔隙度和无因次渗透率表征地层岩石孔隙体积和渗流能力的变化规律。

首先，建立沥青质沉淀油藏储层岩石的无因次孔隙度变化规律预测模型，公式如下：

式中，so为含油饱和度，小数；ρo为地层原油密度，单位为g/cm³；ρa为沉淀沥青质密度，单位为g/cm³。

然后，以经典的幂率型及指数型孔渗关系式为基础，分别建立沥青质沉淀油藏储层岩石渗流能力变化规律预测模型。

典型的幂率型及指数型孔渗关系式介绍如下：

1950年，wyllie&rose等建立的毛管束模型：

1968年，timur等通过统计北美3个油田155块砂岩样品得到另一种毛管束模型：

1983年，kozeny-carman通过理论推导建立经典毛管束模型：

1998年，herron等通过统计大量碎屑岩样品，得到一种毛管束模型：

winland等通过统计56块砂岩样品及26块碳酸盐岩样品得到另一种常用的毛管束模型：

aguilera等通过统计2500块以上的砂岩和碳酸盐岩样品得到另一种毛管束模型：

中东某油田基于岩石化验分析资料，根据fzi分布范围划分不同岩石类型，建立了指数型孔渗关系类型：

式中，k为地层岩石渗透率，单位为md；为地层岩石孔隙度，小数；swi为束缚水饱和度，小数；r35表示35％汞饱和度对应的孔喉半径，单位为μm；σ为储层岩石常数，小数；γ为孔喉半径，单位为μm；τ为迂曲度，单位为m；为比表面，单位为m^-1；arw,ξ,λ,m,γ均为常数。

根据上述经典的幂率型及指数型孔渗关系式，建立沥青质沉淀油藏储层岩石渗流能力变化规律预测模型如下：

幂率型孔渗关系式：

指数型孔渗关系式：

式中，k0为原始地层压力下的储层渗透率，单位为md；ki为任意地层压力条件下的储层渗透率，单位为md；m为孔渗关系常数，小数；σ为储层岩石常数，小数；为原始地层条件下岩石孔隙度，小数；为任意地层条件下岩石孔隙度，小数；so为含油饱和度，小数；ρo为地层原油密度，单位为g/cm³；ρa为沉淀沥青质密度，单位为g/cm³；c0为原始地层压力条件下地层原油中溶解沥青质质量分数，小数；c为任意地层压力条件下地层原油中溶解沥青质质量分数，小数。

3)综合考虑介质变形储层的压敏特性及沥青质沉淀对储层岩石孔隙体积和渗流能力的影响，基于广泛应用的黑油模拟器，实现沥青质沉淀油藏的流固耦合等效数值模拟。

基于步骤1)中仅考虑具有压敏特性的介质变形储层对储层岩石孔隙体积和渗流能力的影响以及步骤2)中的沥青质沉淀对储层岩石孔隙体积和渗流能力的影响，得到沥青质沉淀油藏中岩石孔隙度和渗透率随地层压力的变化规律。将得到的沥青质沉淀油藏中岩石孔隙度和渗透率随地层压力的变化规律输入现有的黑油模拟器，即可对沥青质沉淀油藏进行流固耦合等效数值模拟，其中，输入黑油模拟器的关键参数计算方法如下：

①第一阶段，pu＜p≤pi：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

②第二阶段，pb＜p≤pu：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

幂率-指数复合型等效无因次渗透率计算方法：

③第三阶段，pd＜p≤pb：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

幂率-指数复合型等效无因次渗透率计算方法：

④第四阶段，p≤pd：

等效无因次孔隙度计算方法：

幂率型等效无因次渗透率计算方法：

如图5、图6所示，以上述等效无因次孔隙度及幂率-指数复合型无因次等效渗透率计算方法为例，计算典型沥青质沉淀油藏rocktab关键参数曲线。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。