基于有限体积法的离散裂缝模型两相流动模拟

正确认识裂缝性油藏流体流动规律是其高效开发的基础,离散裂缝模型因其对裂缝予以显式降维处理,能够大大提高计算效率而逐渐成为当前研究的热点。有限体积法在控制体单元上具有明确的物理意义,能够严格保证局部质量守恒,适用于流场性质不连续的情况。基于Delaunay三角网的对偶网格构建有限体积控制单元,推导了离散裂缝模型油水两相流动控制方程的有限体积数值计算格式,实现了离散裂缝模型油水两相数值模拟,通过算例验证了该方法的正确性与高效性。研究表明:该方法能够严格保证局部质量守恒,计算过程中收敛性较好,适用于离散裂缝油藏的数值模拟,与单孔隙介质模型计算结果具有很好的一致性,计算效率提高2.5～3.0倍。     

分叉巷道中水气两相流动的数值模拟

对分叉巷道中水气两相流动进行三维数值研究，是为了了解两相流动的特性，以达到对预防和抑制自然灾害的目的。采用VOF(Volume Of Fluid)和非结构网格有限体积的方法，获得了分叉巷道中气液两相体积分数、压力等云图。计算结果表明：采用该方法模拟分叉巷道内空气——水两相流动是可行的。涌水在分叉巷道中流动，由于分叉口截面突扩，主巷水位略下降，但在下游出口恢复至与入口水位基本相同。叉巷内水量较少，左侧有水流和破碎液滴，但右侧基本没有。在分叉口O1点附近，压力较低。O2点附近，压力较高。     

基于模拟有限差分法的离散裂缝模型两相流动模拟

模拟有限差分作为一种新型数值计算方法,因其良好的局部守恒性和对复杂网格系统的适用性,在计算流体力学和油藏数值模拟中得到应用。将模拟有限差分方法进一步应用于离散裂缝流动模拟中,对模拟有限差分法的基本原理进行详细阐述,建立相应的离散裂缝数值计算格式,并采用IMPES方法对其两相流问题进行求解,并与实验结果对比。对比结果验证了新方法和程序的正确性,通过复杂离散裂缝算例进一步验证了方法的正确性和程序的鲁棒性。     

低渗透油藏油水两相渗流研究

用无因次分析法对低渗透岩心的实验数据进行了分析,得出新的低渗透油藏非达西渗流方程,并建立了油水两相渗流的数学模型。通过实例计算,研究了低渗透油藏中储层参数、流体特性以及开采方式等因素对注水开发效果的影响。结果表明,由于非达西渗流的影响,注水开发时容易发生指进现象,而地层倾角的增大可以削弱指进;地层原油粘度的增大会增强开采难度,而地层渗透性能的改善会使油井产能提高。因此,低渗透油藏应加密井网,强化注水以扩大生产压差,从而改善开发效果。     

有限元法油水两相油藏数值模拟研究

 研究了利用迦利金有限元方法模拟油藏中油水两相渗流问题,提供一种油藏数值模拟方法。研究方法从数学模型出发,严格推导了油藏油水两相渗流方程的有限元弱形式,在井边界处理及上游权选择等非线性处理方面给出了可行的策略。采用商业性有限元代码生成平台FEPG,生成六面体八结点有限元软件代码,模拟三维两相油藏的油水渗流规律。为验证有限元方法及软件的正确性,与基于有限差分的商业软件进行对比,结果表明有限元方法模拟计算结果有效可靠,同时网格弥散现象有所控制。     

基于渗透率张量的各向异性油藏两相渗流数值模拟

针对油藏中存在的渗透率各向异性问题,建立全渗透率张量的油水两相渗流数学模型,利用有限元方法在空间域上进行离散,采用隐式差分格式在时间域上离散,得到地层中不同位置处的压力和含水饱和度变化规律。结果表明:各向异性油藏中的注水前缘与各向同性油藏有明显不同,主要沿渗透率主值较大的方向推进;渗透率主值较大方向与注采井连线夹角较小,注入水推进较快,生产井见水较早;注入水前缘的前进方向和速度受各向异性地带渗透率主轴方向和渗透率主值的影响,各区域内注入水沿渗透率主值较大的方向驱替速度较快。     

推力中止过程的两相流动数值模拟

针对采用含铅推进剂的发动机，利用两相流动理论，建立了推力中止过程的内弹道预估的计算方法，预估了推力中止过程的各内弹道曲线，并讨论了Ａｌ２Ｏ３颗粒参数对流动的影响。     

液力偶合器两相流动的研究

应用先进的CFD平台的滑动网格法与混合模型对液力偶合器部分充液的两相流场进行数值模拟计算和分析,得到偶合器部分充液时内部速度和压力分布以及不同充液率下流场结构的变化。基于速度、压力数值解计算了液力偶合器叶轮转矩和不同充液率下液力偶合器的原始特性。将性能预测结果与实验结果进行对比分析,结果表明,数值模拟计算结果与实验结果吻合较好,从而验证了数值模拟方法的正确性。     

裂缝性气水两相地层井筒组合数值模拟

气水井试井对天然气开发具有重大意义。借助数值模拟方法了解地下气流和水流的变化,对于提高采收率是极为重要的。通常的数值模拟中仅考虑了储层的渗流动态,而把井筒视为线汇处理,这不能准确的反映出井筒和储层之间的相互影响。建立了气水两相组合模型,借助有限体积法导出了组合模型的离散方程,并讨论了求解的边界条件。实算表明了这种方法能更有效地反映出试井过程中的各种现象。     

滨425区块非均质油藏压裂裂缝参数优化

胜利油田滨425区块具有储层物性差、非均质性强等特点,水力压裂后存在层间产能差异大、储层动用不充分以及增产有效期短等问题,为此以压后产能为目标,提出滨425区块非均质油藏压裂裂缝参数优化方法。通过纵向精细分层、网格方向调整以及局部网格加密的方式,建立滨425区块沙四段精细化地质模型。建立典型注采井组模型,对油井压裂前后的生产数据进行历史拟合。以压裂后的单井产能为目标,优化裂缝长度和导流能力。结果表明,滨425区块沙四段的四个砂层组物性差异较大,其中一、二砂组的储层物性以及含油性质总体好于三、四砂组;分析不同裂缝参数对压裂后油井产能的影响,优化得到三段压裂层段最优段长分别为90、70、80 m,最优裂缝导流能力为20、25、30 D.cm。该方法能显著提高水力压裂增产效果,为非均质油藏压裂裂缝参数优化提供参考。     

水平井注水开发碳酸盐油藏实践

阿曼Daleel油田是低渗碳酸盐油藏.在衰竭式开发之后.选择用水平井注水技术来实现其二次开发.作为一种高效的油气田开采技术.水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有可极大的改善作用.虽然水平井注水较直井注水具有上述的优势.但它并不是万能的.先导注水试验表明,水平井注水能增大注入量,降低油井气油比.降低注入压力.增大了产油量,与配套水平产油井生产效果良好.精确地质导向技术确保水平钻井的成功,最大限度地确保钻井的成功率.阿曼相邻油田有利用裸眼井分支井和水平井进行注水开发取得成功的经验,油田采用裸眼完井方法进行注水开采完井.考虑油田的气举规模.注水开发后用电泵采油更合适.规模应用水平井注水及其相关配套技术在阿曼Daleel油田取得了良好的效果.     

碳酸盐岩缝洞型油藏可视化物理模型底水驱替研究

缝洞型碳酸盐岩油藏由于非均质严重,流体流动规律复杂。本文结合油藏实际地层条件,利用天然露头岩心设计并制作出可视化裂缝网络模型和裂缝溶洞模型。考察了不同底水压力梯度下各种模型见水特征。分析了不同模型中剩余油分布特征。实验结果表明:裂缝网络模型无水采油期短,油井见水后,含水率上升很快。与裂缝网络模型相比,裂缝溶洞模型的无水采油期较长。此外,两种模型中的剩余油也存在较大差别。裂缝网络模型中的剩余油以水平裂缝中未波及油为主,而裂缝溶洞模型剩余油则以阁楼油和绕流油为主。     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

基于裂缝-基质耦合的裂缝性油藏调驱数值模拟

 针对黑油模型等效处理裂缝方法不能很好体现裂缝在油藏中的特性,利用裂缝-基质耦合渗流理论方法,建立油水两相三维裂缝性油藏数值模型。基于该数值模型研究油藏地质和开发条件对弱凝胶调驱效果的影响,对影响因素进行了显著性评价,通过对调驱影响显著的因素进行定量研究,提出了裂缝性油藏适宜调驱的油藏条件。利用正交分析方法,对实际油藏进行调驱参数优化设计。     

微观非均质储层注水开发室内模拟及监测方法

储层微观非均质性普遍存在且影响着渗流特征。为了直观有效地表征和模拟储层微观非均质特征及其对水驱开发效果的影响,室内条件下研制了具有微观非均质特征的可视化填砂模型和砂岩岩心模型。分别采用录像观察和饱和度测试的方法,实验模拟并监测水驱开发动态,分析渗流特征及残余油的形成与分布,明确储层微观非均质性对注水开发效果的影响。两种模型实验结果表明:局部低渗形成的微观非均质性易使油水前缘不稳定,指进明显,出口见水较快,驱油效率较低;注水开发后微观非均质储层残余油主要分散分布在局部低渗部位以及低渗部位之间的水动力滞留带;通过录像方法能直观定性地跟踪水驱开发动态,而采用饱和度测试分析可以定量表征油水变化情况,两者相结合可以较全面分析微观非均质对渗流特征及水驱开发效果的影响。     

基于数值模拟的生物礁气藏地层水分布研究

对气水分布的正确认识是气井产水预测、气藏开发调整的关键,非均质性强的生物礁有水气藏气水分布通常很复杂,现有测井解释、地震解释等方法在对地层水分布的刻画方面均存在一定的局限性,数值模拟作为一种能充分结合地质静态认识及生产动态资料的技术,为研究地层水分布提供了一个重要手段。首先,对水侵活跃性参数进行分析、量化,并基于考虑储层非均质性的气藏三维模型进行水侵机理研究,分析气井生产指标对各参数的敏感程度;然后,结合地质认识及生产动态资料辨识出地层水赋存状态的最大可能情况,同时采用J函数精细描述地层水分布;最后,获得与实际气藏更相符的精细数值模拟模型。研究加深了对元坝长兴组复杂生物礁气藏地层水分布的认识,研究思路也适用于其他各种类型的、非均质程度不同的有水气藏。     

周期注水数值模拟研究──数学模型

在前苏联二层系统周期注水数学模型的基础上，考虑了在周期注水过程中高低渗透层之间的压力差及相应的液体交渗流动，建立了新的二层系统周期注水数学模型，应用油田的实际数据和井网，对周期注水进行数值计算，并将计算结果与ＰＯＴＯＰ模型的结果进行对比，说明利用本项研究所建立的新的数学模型也可以进行周期注水的可行性研究．     

注水见效时间和影响因素数值模拟研究

压力在地层中的传播是瞬间完成的。基于此。重新定义注水见效时间为受到注水压力影响的采油井产能与弹性开采的采油井产能之差,达到弹性开采的采油井产能的1％时所需的时间。从新的定义出发,运用数值模拟方法研究了5点注采井网系统中,采油井为无限导流垂直裂缝井、注水井为直井的单相流注水见效问题及其影响因素。渗透率对注水见效时间影响很大,尤其当渗透率小于10md时,注水见效时间随着渗透率的减小急剧增加;随着井距的增加,见效时间增加,井距等量增加,见效时间增加越来越大;随着注水强度增加。见效时间减小,注水强度等量增加,见效时间减少越来越小;当渗透率很小时,可以考虑超前注水。适当减小井距、加大注水强度。     

周期注水渗流机理及其影响因素评价数值模拟研究

提出了一个适合于研究非均质油藏周期注水渗流机理的数值模拟模型,将微观剩余油储油可流动空间列为第二级渗流系统,采用两套空间重叠的网格描述油藏的非均质性。运用该模型模拟计算油水驱替运动过程,对比分析影响周期注水效果的油藏地质因素和人工注水方式参数,研究周期注水的驱油机理及适宜采用周期注水的油藏条件和合理的注水方式参数,为周期注水的决策及方式参数的优化提供参考     

底水油藏水平井水淹动态的数值模拟研究

针对多数底水油藏水平井水淹动态规律研究未考虑井筒压降的情况,在探讨考虑井筒压降必要性的基础上,利用数值模拟方法,研究考虑井筒压降时不同因素影响的水淹动态规律。结果表明:见水时间和无水期采油量随水平井产量的变化呈幂指数关系,随水平段长度的增加呈线性增加,随油层厚度的增加呈现"上翘"的非线性关系;隔夹层渗透率对水淹规律的影响只表现为完全不渗透隔夹层和无隔夹层,不存在半渗透隔夹层;当隔夹层的长度大于水平井筒长度时,隔夹层面积越大抑制底水脊进的效果越好。