裂缝性低渗透油藏流固耦合渗流分析

在低渗透油田的开发过程中，油藏流体渗流和储层岩土之间存在明显的耦合作用。本文首先研究给出了低渗裂缝性储层孔渗参数的等效方法，然后将渗流力学和岩土力学相结合，给出了低渗透裂缝性储层流固耦合渗流的数学模型，该模型不仅可以反映基质孔渗参数在开发中的变化，而且更能反映裂缝开度变化所引起的渗透率变化，而这对于低渗透裂缝性油田而言十分重要。最后对一实际井网进行了流固耦合油藏数值模拟，给出了开发过程中孔渗参数的变化及其耦合效应对油田开发的影响．     

多尺度嵌入式离散裂缝模型模拟方法

天然裂缝性油藏和人工压裂油藏内裂缝形态多样,分布复杂,传统的离散裂缝模型将裂缝作为基岩网格的边界,采用非结构化网格进行网格划分,其划分过程复杂,计算量大。嵌入式离散裂缝模型划分网格时不需要考虑油藏内的裂缝形态,只需对基岩系统进行简单的网格剖分,可以大大降低网格划分的复杂度,从而提高计算效率。然而,在油藏级别的数值模拟和人工压裂裂缝下的产能分析中,仍然存在计算量巨大、模拟时间过长的问题。本文提出嵌入式离散裂缝模型的多尺度数值计算格式,使用多尺度模拟有限差分法研究嵌入式离散裂缝模型渗流问题。通过在粗网格上求解局部流动问题计算多尺度基函数,多尺度基函数可以捕捉裂缝与基岩间的相互关系,反映单元内的非均质性,因此该方法既有传统尺度升级法的计算效率,又可以保证计算精度,数值结果表明这是一种有效的裂缝性油藏数值模拟方法。     

多尺度嵌入式离散裂缝模型模拟方法

天然裂缝性油藏和人工压裂油藏内裂缝形态多样,分布复杂,传统的离散裂缝模型将裂缝作为基岩网格的边界,采用非结构化网格进行网格划分,其划分过程复杂,计算量大。嵌入式离散裂缝模型划分网格时不需要考虑油藏内的裂缝形态,只需对基岩系统进行简单的网格剖分,可以大大降低网格划分的复杂度,从而提高计算效率。然而,在油藏级别的数值模拟和人工压裂裂缝下的产能分析中,仍然存在计算量巨大、模拟时间过长的问题。本文提出嵌入式离散裂缝模型的多尺度数值计算格式,使用多尺度模拟有限差分法研究嵌入式离散裂缝模型渗流问题。通过在粗网格上求解局部流动问题计算多尺度基函数,多尺度基函数可以捕捉裂缝与基岩间的相互关系,反映单元内的非均质性,因此该方法既有传统尺度升级法的计算效率,又可以保证计算精度,数值结果表明这是一种有效的裂缝性油藏数值模拟方法。     

裂缝介质渗流多尺度混合有限元数值模拟研究

针对裂缝介质具有多尺度特点,建立了Darcy/Stokes-Brinkman多尺度耦合模型,采用多尺度混合有限元方法,对裂缝介质渗流问题进行了研究.阐述了多尺度混合有限元方法的基本原理,并推导得到Darcy/Stokes-Brinkman方程的多尺度混合有限元计算格式.数值计算结果表明,大尺度Darcy模型能够捕捉到小尺度上裂缝网络渗流特征;与网格粗化、传统有限元方法相比,多尺度混合有限元方法的基函数具有能反映单元内参数变化的优点,在保证计算精度的同时能够减少计算量,对于裂缝油藏具有良好的适用性.     

弹塑性变形油藏中多相渗流的数值模拟

基于流固耦合力学理论,建立了弹性变形油藏中多相渗流的数学模型,该模型考虑了渗流与变形的耦合作用,以及注采交变载荷作下油藏多孔介质的弹性变形特征,给出了耦合数值模拟方法和算例。     

基于连接元法的多尺度裂缝性油藏数值模拟

针对油藏不同尺度复杂几何特征描述和动态连通性识别等难题,近年来发展了一种基于非欧物理连通网络具有无网格特征的油藏数值模拟连接元方法.文章将连接元法推广到裂缝性油藏,从流体流动的角度,利用连接单元将油藏离散为物理连通网络.根据节点物性参数、影响域半径和加权最小二乘法给出了压力扩散项的广义差分近似.结合物质守恒方程计算节点控制体积、基质节点间传导率、裂缝节点间传导率以及基质节点与裂缝节点间传导率,从而构建渗流控制方程组的全隐式离散格式,求解压力、饱和度以及含水率等生产动态参数.引入图论深度优先搜索算法,基于每个时间步求解的节点间压力梯度,计算各时间步注入井的劈分系数,定量表征井节点间的流动关系和连通性.算例验证表明,相较基于网格体系的传统方法,该方法能够自由灵活地刻画包括裂缝复杂分布、不规则油藏边界在内的复杂油藏几何,在粗化模型情况下能够保留更丰富的流动拓扑结构,实现计算精度和计算效率的更优平衡,能更好满足实际大规模裂缝性油藏的生产动态模拟预测需求,同时为具有多尺度几何特征的裂缝性油藏及复杂边界油藏的数值模拟提供了新思路.     

可压缩流体流动多尺度混合有限元数值方法研究

可压缩流体是天然油藏中广泛存在的一种流体,研究其在多孔介质中的渗流规律对于油藏开发具有重要意义。本文采用多尺度混合有限元方法,对可压缩流体渗流问题进行了研究。考虑流体的可压缩性以及介质形变,推导得到了可压缩流体渗流问题的多尺度计算格式。数值计算结果表明,多尺度混合有限元适于求解非均质性和可压缩流问题,具有节省计算量、计算精度高等优势,对于实际大规模油藏模拟具有重要意义。     

孔隙介质中稠油流体非线性渗流方程

为揭示稠油流体在油藏孔隙中渗流特性,基于力学平衡方程,建立了描述稠油流体渗流特征的非线性渗流方程,对油藏孔隙中稠油渗流过程及启动机理进行了深入分析,着重分析了边界层、流体屈服应力以及表面力对渗流过程的影响.结果表明,Hagen-Poiseuille定律需经修正方能描述稠油流体流动,边界层、流体屈服应力以及表面力对稠油渗流影响非常显著.孔隙中,稠油启动压力梯度来源于其屈服应力、表面力,边界层加剧了渗流非线性程度,实际稠油油藏开发中,要充分掌握稠油渗流非线性特征.      

基于XFEM-MBEM的嵌入式离散裂缝模型流固耦合数值模拟方法

离散缝网的表征与模拟是目前国内外研究的热点. 在非常规油气开发过程中, 由于地应力场的存在会对裂缝的流动属性产生显著影响, 若将裂缝视为静态对象, 与矿场数据会出现极大偏差, 因此要基于动态裂缝做更深入的研究. 本文针对致密油藏应力场?渗流场耦合力学问题, 提出了一种高效的混合数值离散化方法, 其中采用扩展有限元法 (XFEM) 求解岩石的弹性形变, 采用了混合边界元法 (MBEM) 精确计算基岩与裂缝间的非稳态窜流, 这两种数值格式是完全耦合的, 并对整体计算格式的时间项进行了全隐式求解, 可准确表征致密油藏开采过程中的裂缝变形及流体流动机理. 此外, 本文采用了嵌入式离散裂缝前处理算法显式表征大尺度水力压裂缝, 并考虑了支撑剂的作用; 采用了双孔有效应力原理和双重介质隐式裂缝表征方法, 可捕捉基质与小尺度天然裂缝的动态信息; 由此, 本文所提出的混合模型综合表征了基质?天然裂缝?水力压裂缝共同组成的致密油藏复杂渗流环境, 并通过几个实例论证了模型的准确性, 研究表明: 对致密油藏压裂水平井进行产能评价时, 应力场所引起渗流参数的改变及裂缝开度降低的影响不可忽略. 本文研究可为非常规油气资源的开发提供理论指导.      

水力压裂中裂纹扩展的数值模拟

水力压裂是在高压粘滞流体或清水作用下地层内裂缝起裂与扩展的过程。由于包含岩石断裂和流-固耦合等复杂问题,对该过程的数值模拟具有相当大的挑战性。本文建立基于有限元与离散元混合方法的裂纹模型,模拟岩石裂纹扩展,实现了连续向非连续的转化;建立双重介质流动模型,裂隙流作为孔隙渗流的压力边界,孔隙渗流反作用裂隙的压力求解,处理了流体在基岩与人工裂缝中的协调流动;将裂纹模型与流体流动模式进行结合,建立断裂-应力-渗流耦合形式的力学模型,进一步分析了水力压裂的基本过程,综合多种数值计算方法,编写程序,在验证岩体裂纹模型与双重介质流动模型有效性的基础上,对压裂过程进行复现,将模拟结果与文献结果进行了对比,并讨论了所构建模型的优缺点。     

考虑诱导缝多段压裂水平井非均质改造压力动态模型研究

为了准确模拟致密油藏水平井大规模压裂形成复杂裂缝网络系统和非均质储层井底压力变化,建立考虑诱导缝矩形非均质储层多段压裂水平井不稳定渗流数学模型,耦合裂缝模型与储层模型得到有限导流裂缝拉普拉斯空间井底压力解,对两种非均质储层模型分别利用数值解、边界元和已有模型验证其准确性.基于压力导数曲线特征进行流动阶段划分和参数敏感性分析,得到以下结果:和常规压裂水平井井底压力导数曲线相比较,理想模式下,考虑诱导缝影响时特有的流动阶段是综合线性流阶段、诱导缝向压裂裂缝“补充”阶段、储层线性流动阶段和拟边界控制流阶段.诱导缝条数的增加加剧了综合线性流阶段的持续时间,降低了流体渗流阻力,早期阶段压力曲线越低;当诱导缝与压裂裂缝导流能力一定时,裂缝导流能力越大,线性流持续时间越长;当所有压裂裂缝不在一个区域时,沿井筒方向两端区域低渗透率弱化了低渗区域诱导缝流体向压裂裂缝“补充”阶段,因此,沿井筒方向两端区域渗透率越低,早期阶段压力曲线越高;当所有压裂裂缝在一个区域时,渗透率变化只影响径向流阶段之后压力曲线形态,外区渗透率越低,早期径向流阶段之后压力曲线越高.通过实例验证,表明该模型和方法的实用性和准确性.     

A coupled model for multiphase fluid flow and sedimentation deformation in oil reservoir and its numerical simulation

A mathematical model for coupled multiphase fluid flow and sedimentation deformation is developed based on fluid-solid interaction mechanism. A finite difference-finite element numerical approach is presented. The results of an example show that the fluid-solid coupled effect has great influence on multiphase fluid flow and reservoir recovery performances, and the coupled model has practical significance for oilfield development.     

考虑热流固耦合作用的多孔介质孔隙尺度两相流动模拟

为了研究深层油气资源在岩石多孔介质内的运移过程, 使用一种基于Darcy-Brinkman-Biot的流固耦合数值方法, 结合传热模型, 完成了Duhamel-Neumann热弹性应力的计算, 实现了在孔隙模拟多孔介质内的考虑热流固耦合作用的两相流动过程. 模型通过求解Navier-Stokes方程完成对孔隙空间内多相流体的计算, 通过求解Darcy方程完成流体在岩石固体颗粒内的计算, 二者通过以动能方式耦合的形式, 计算出岩石固体颗粒质点的位移, 从而实现了流固耦合计算. 在此基础上, 加入传热模型考虑温度场对两相渗流过程的影响. 温度场通过以产生热弹性应力的形式作用于岩石固体颗粒, 总体上实现热流固耦合过程. 基于数值模型, 模拟油水两相流体在二维多孔介质模型内受热流固耦合作用的流动过程. 研究结果表明: 热应力与流固耦合作用产生的应力方向相反, 使得总应力比单独考虑流固耦合作用下的应力小; 温度的增加使得模型孔隙度增加, 但当注入温差达到150 K后, 孔隙度不再有明显增加; 温度的增加使得水相的相对渗流能力增加, 等渗点左移.      

Large-scale averaging analysis of multiphase flow in fractured reservoirs

The method of large-scale averaging is applied to derive and analyze a dual-porosity model of multiphase flow in naturally fractured reservoirs. The dual-porosity model contains the usual equations based on Darcy's law, and the coupling terms representing the fluid transfer between the matrix and the fractures. Both quasisteady and transient closure schemes are considered to obtain and analyze the fracture and matrix permeability tensors and the fluid transfer terms. The techniques developed here are not restricted to regular geometric fractures. Computational work aimed at showing the implications of the theory behind the derivation of the present dual-porosity model is also described. In particular, comparisons among the dual-porosity model, the single porosity model, and other dual-porosity models are presented through numerical experiments.     

油藏数值模拟发展现状

油藏数值模拟是以多相流体在多孔介质中流动的理论为基础,目前已广泛应用于油藏工程.本文就流体流动方程、数值计算方法、软件的开发和应用等方面,阐述了所谓黑油模型发展现状,同时介绍了组分模型和热采模型等其他类型模型.还就国内如何开展油藏模拟工作提出了建议.     

Evaluation of the Darcy's law performance for two-fluid flow hydrodynamics in a particle debris bed using a lattice-Boltzmann model

In the present paper, multiphase flow dynamics in a porous medium are analyzed by employing the lattice-Boltzmann modeling approach. A two-dimensional formulation of a lattice-Boltzmann model, using a D2Q9 scheme, is used. Results of the FlowLab code simulation for single phase flow in porous media and for two-phase flow in a channel are compared with analytical solutions. Excellent agreement is obtained. Additionally, fluid-fluid interaction and fluid-solid interaction (wettability) are modeled and examined. Calculations are performed to simulate two-fluid dynamics in porous media, in a wide range of physical parameters of porous media and flowing fluids. It is shown that the model is capable of determining the minimum body force needed for the nonwetting fluid to percolate through the porous medium. Dependence of the force on the pore size, and geometry, as well as on the saturation of the nonwetting fluid is predicted by the model. In these simulations, the results obtained for the relative permeability coefficients indicate the validity of the reciprocity for the two coupling terms in the modified Darcy's law equations. Implication of the simulation results on two-fluid flow hydrodynamics in a decay-heated particle debris bed is discussed. Received on 1 December 1999     

Transient Pressure Behavior of Reservoirs with Discrete Conductive Faults and Fractures

Fractures and faults are common features of many well-known reservoirs. They create traps, serve as conduits to oil and gas migration, and can behave as barriers or baffles to fluid flow. Naturally fractured reservoirs consist of fractures in igneous, metamorphic, sedimentary rocks (matrix), and formations. In most sedimentary formations both fractures and matrix contribute to flow and storage, but in igneous and metamorphic rocks only fractures contribute to flow and storage, and the matrix has almost zero permeability and porosity. In this study, we present a mesh-free semianalytical solution for pressure transient behavior in a 2D infinite reservoir containing a network of discrete and/or connected finite- and infinite-conductivity fractures. The proposed solution methodology is based on an analytical-element method and thus can be easily extended to incorporate other reservoir features such as sealing or leaky faults, domains with altered petrophysical properties (for example, fluid permeability or reservoir porosity), and complicated reservoir boundaries. It is shown that the pressure behavior of discretely fractured reservoirs is considerably different from the well-known Warren and Root dual-porosity reservoir model behavior. The pressure behavior of discretely fractured reservoirs shows many different flow regimes depending on fracture distribution, its intensity and conductivity. In some cases, they also exhibit a dual-porosity reservoir model behavior.     

流体饱和下高孔隙率储油砂岩力学特性及本构模型

通过对其力学实验结果的分析,以两种破坏理论对油及水饱和下大孔隙率储油砂岩的破坏特征进行了解释,并应用塑性力学的盖帽模型建立了油及水饱和下大孔隙率储油砂岩的本构模型,并应用非线性有限元法进行了数值试验,结果表明,该文提出的模型与实验资料吻合良好,且能较好地模拟大孔隙率砂岩的几种破坏机理及模拟注水采油引起的砂岩附加沉降.