一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法与流程

1.本发明涉及油藏数值模拟技术领域，尤其涉及一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法。


背景技术：

2.稠油是富含高碳数、胶质与沥青质的混合物，从流动角度上更符合非牛顿流体，但现有 的稠油地下流动几乎都假定满足达西渗流，基于达西渗流理论，几百上千粘度稠油油藏产能 要么无自然产能，要么超低自然产能，这与实际稠油生产情况明显不同。再有注水冷采稠油， 假定达西流动，由于巨大的油水流度差异导致含水异常突破，这些评价与矿场实践具有较大 矛盾。
3.因此，急需在储层渗流机理的认识基础之上，提升稠油油藏数值模拟技术的模拟精度。 通过实验研究，发现稠油油藏开发过程中，流动速度或剪切速率的增加会导致稠油粘度的减 少，出现粘度剪切变稀的现象；同时驱替实验中，发现稠油流动并不满足达西渗流。目前稠 油油藏的数值模拟技术大多不考虑稠油剪切变稀的变化过程及非线性渗流现象。而这些现象 对稠油油藏开发影响重大。
4.如何在数值模拟过程中，刻画这种关系，成为提高数值模拟精度的重要攻关目标。目前 国内外尚未有人基于此类现象提出相应的稠油油藏数值模拟方法


技术实现要素：

5.为解决当前稠油油藏的数值模拟技术对稠油剪切变稀的变化过程及非线性渗流现象欠缺 考虑的技术问题，本发明公开了一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，该方法能够定量 表征稠油油藏粘度随驱替而变化这一物理现象及其非线性渗流规律方法，并具有高数值模拟 的精度和稳定性。
6.为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：
7.一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，具体包括以下步骤：
8.s1、网格地质参数输入；
9.s2、输入岩石与流体参数；
10.s3、数值模型建立及数值模拟软件实现；
11.s4、计算结果的输出与显示。
12.进一步地，基本参数包括网格地质参数和岩石与流体参数，其中，步骤s1中的网格地质参数 包括网格数、渗透率、孔隙度等，步骤s2中的岩石与流体参数包括pvt参数、相渗曲线等。
13.进一步地，步骤s3，选择以下两种方式对稠油的流动规律进行表征：
14.(1)基于稠油粘度剪切变稀这一现象对稠油流动规律进行表征；
15.(2)基于驱替实验中稠油流动出现的非线性渗流现象对稠油流动规律进行表征。
16.进一步地，步骤s3中，基于稠油粘度剪切变稀这一现象对稠油流动规律进行表征
时，具 体步骤如下：
17.(1.1)对稠油非牛顿流体实验数据进行处理，建立稠油粘度与剪切速率或流动速度的拟 合关系或数据表格；
18.(1.2)计算每个网格的流动速度，进而计算每个网格的剪切速率，并依据每个网格的剪 切速率或流动速度对每个网格的稠油粘度进行修正；
19.(1.3)在获得新计算粘度值后，进行矩阵构建及迭代计算。
20.进一步地，步骤(1.1)中，利用剪切速率或流动速度来表征稠油粘度变化这一现象，建 立剪切速率或流动速度与稠油粘度关系表格或模型；
21.剪切速率如下式：
[0022][0023]
其中，γ为剪切速率，1/s；vo为原油流动速度，是达西速度、真实速度或相速度m/s；k 为网格渗透率，m2；k
ro
为油相相对渗透率，无因次；为网格孔隙度，无因次。
[0024]
进一步地，步骤s3中，基于驱替实验中稠油流动出现的非线性渗流现象对稠油流动规律 进行表征时，具体步骤如下：
[0025]
(2.1)稠油驱替实验数据进行拟合，建立稠油流动与驱替压力梯度之间非线性渗流规律， 该规律用实验数据或拟合曲线进行表征；
[0026]
(2.2)针对非线性渗流规律，对矩阵参数进行重新构建，并完成迭代计算。
[0027]
本发明的有益效果是，本发明提供了两种方法对稠油的流动规律进行表征：
[0028]
①
基于稠油粘度剪切变稀这一现象对稠油流动规律进行表征；
[0029]
②
基于驱替实验中，稠油流动出现的非线性渗流现象对稠油流动规律进行表征。
[0030]
该方法明显提高了数值模拟过程中历史拟合的精度，合理描述稠油油藏中的非牛顿流体 特性及非线性渗流这一现象，对于制定开发方案，指导稠油油藏下一步的调控挖潜，为制定 开发方案，提供了理论和技术支撑。
附图说明
[0031]
图1为稠油非线性渗流实验数据图；
[0032]
图2为本发明流程示意图；
[0033]
图3为本发明中稠油油藏粘度与剪切速率拟合关系示意图；
[0034]
图4为考虑与未考虑非牛顿特性的稠油油藏含水率对比图；
[0035]
图5为考虑与未考虑非牛顿特性的稠油油藏累产油对比图。
具体实施方式
[0036]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描 述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中 的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都 属于本发明保护的范围。
[0037]
一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，结合图1的稠油非线性渗流实验数据图，具 体包括以下步骤：
[0038]
步骤一、网格地质参数输入。
[0039]
首先输入数值模型的网格初始化参数，包括渗透率、孔隙度、净毛比、层顶深等，如表 1所示：
[0040]
表1
[0041]
参数数值参数数值渗透率800md网格数31
×
31
×
5孔隙度0.2网格尺寸10m
×
10m
×
5m油相粘度200mpa
·
s水相粘度0.49mpa
·s[0042]
步骤二、输入岩石与流体参数，输入网格中不同相流体的参数，包括pvt参数，相渗曲 线等。如下表2所示。
[0043]
表2
[0044][0045][0046]
步骤三、数值模型建立及数值模拟软件实现。
[0047]
选择以下两种方式对稠油的流动规律进行表征：
[0048]
一种方式是，基于稠油粘度剪切变稀这一现象对稠油流动规律进行表征；
[0049]
具体步骤如下：
[0050]
对稠油非牛顿流体实验数据进行处理，建立稠油粘度与剪切速率或流动速度的拟合关系 或数据表格；利用剪切速率或流动速度来表征稠油粘度变化这一现象，建立剪切速率或流动 速度与稠油粘度关系表格或模型；流动速度是指油藏流体在油藏中的运移速度，剪切速率是 指流体流动速度相对孔隙的变化速度，其可以由流体的流动速度、孔隙度等参数计算而得。
[0051]
剪切速率如下式：
[0052][0053]
其中，γ为剪切速率，1/s；vo为流体流动速度，是达西速度、真实速度或相速度m/s；k 为网格渗透率，m2；k
ro
为油相相对渗透率，无因次；为网格孔隙度，无因次。
[0054]
(1.2)计算每个网格的流动速度，进而计算每个网格的剪切速率，并依据每个网格
的剪切 速率或流动速度对每个网格的稠油粘度进行修正；
[0055]
(1.3)在获得新计算粘度值后，进行矩阵构建及迭代计算。
[0056]
另一种方式是，基于驱替实验中稠油流动出现的非线性渗流现象对稠油流动规律进行表征。
[0057]
具体步骤如下：
[0058]
(2.1)稠油驱替实验数据进行拟合，建立稠油流动与驱替压力梯度之间非线性渗流规律， 该规律用实验数据或拟合曲线进行表征；
[0059]
(2.2)针对非线性渗流规律，对矩阵参数进行重新构建，并完成迭代计算。
[0060]
每次迭代过程中重新计算每个网格的油相流速或剪切速率，在流动速度或剪切速率基础 上计算稠油油藏粘度，为稠油油藏提供了一种有效的数值模拟方法。
[0061]
根据稠油流动实验数据，建立一种非线性渗流模型，对其渗流规律进行表征，非线性渗 流模型可以由实验数据或者拟合理论模型获得，理论计算曲线可以对幂律流体、宾汉流体等 多种形式进行表征。
[0062]
根据图4及图5可以看出，模型考虑稠油粘度随驱替的变化后，含水上升减缓，累产油 量较未考虑稠油粘度变化的模型高。因为考虑稠油粘度变化后，随着开发的进行，在主流通 道上稠油的粘度会降低，生产井附近降低幅度更大，这样会导致油水流度比降低，水相突进 减缓，进而油藏见水时间晚，含水上升降低。在开始实际区块历史拟合时，可以利用稠油粘 度变化模型，以提高历史拟合的精度。
[0063]
该方法能够定量表征稠油油藏粘度随驱替而变化这一物理现象及其非线性渗流规律方 法，具有高数值模拟的精度和稳定性。
[0064]
当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的 技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护 范围。

技术特征：
1.一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，其特征在于，具体包括以下步骤：s1、网格地质参数输入；s2、输入岩石与流体参数；s3、数值模型建立及数值模拟软件实现；s4、计算结果的输出与显示。2.如权利要求1所述的一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，其特征在于，基本参数包括网格地质参数和岩石与流体参数，其中，步骤s1中的网格地质参数包括网格数、渗透率、孔隙度，步骤s2中的岩石与流体参数包括pvt参数、相渗曲线。3.如权利要求2所述的一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，其特征在于，步骤s3，选择以下两种方式对稠油的流动规律进行表征：(1)基于稠油粘度剪切变稀这一现象对稠油流动规律进行表征；(2)基于驱替实验中稠油流动出现的非线性渗流现象对稠油流动规律进行表征。4.如权利要求3所述的一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，其特征在于，步骤s3中，基于稠油粘度剪切变稀这一现象对稠油流动规律进行表征时，具体步骤如下：(1.1)对稠油非牛顿流体实验数据进行处理，建立稠油粘度与剪切速率或流动速度的拟合关系或数据表格；(1.2)计算每个网格的流动速度，进而计算每个网格的剪切速率，并依据每个网格的剪切速率或流动速度对每个网格的稠油粘度进行修正；(1.3)在获得新计算粘度值后，进行矩阵构建及迭代计算。5.如权利要求1所述的一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，其特征在于，步骤(1.1)中，利用剪切速率或流动速度来表征稠油粘度变化这一现象，建立剪切速率或流动速度与稠油粘度关系表格或模型；剪切速率如下式：其中，γ为剪切速率，1/s；v
o
为原油流动速度，是达西速度、真实速度或相速度m/s；k为网格渗透率，m2；k
ro
为油相相对渗透率，无因次；为网格孔隙度，无因次。6.如权利要求1所述的一种考虑稠油非牛顿特性的数值模拟方法，其特征在于，步骤s3中，基于驱替实验中稠油流动出现的非线性渗流现象对稠油流动规律进行表征时，具体步骤如下：(2.1)对稠油驱替实验数据进行拟合，建立稠油流动与驱替压力梯度之间非线性渗流规律，该规律用实验数据或拟合曲线进行表征；(2.2)针对非线性渗流规律，对矩阵参数进行重新构建，并完成迭代计算。

技术总结
本发明公开了一种考虑稠油冷采非牛顿特性的数值模拟方法,具体包括以下步骤：网格地质参数输入；输入岩石与流体参数；数值模型建立及数值模拟软件实现；计算结果的输出与显示。本发明提供了两种方法对稠油的流动规律进行表征：基于稠油粘度剪切变稀这一现象对稠油流动规律进行表征；基于驱替实验中稠油流动出现的非线性渗流现象对稠油流动规律进行表征。该方法能够定量表征稠油油藏粘度随驱替而变化这一物理现象及其非线性渗流规律，具有高数值模拟的精度和稳定性；明显提高了数值模拟过程中历史拟合的精度，合理描述稠油油藏中的非牛顿流体特性及非线性渗流这一现象，为指导稠油油藏下一步的调控挖潜，提供了理论和技术支撑。撑。撑。


技术研发人员：姜宇 陈秀华
受保护的技术使用者：青岛石大恒瑞石油新技术开发有限公司
技术研发日：2022.02.18
技术公布日：2022/5/25