基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法
【专利摘要】本发明公布了基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，包括步骤a、计算空间离散后模拟过程中裂缝的缝宽、缝高，气相的压力；步骤b、利用以下公式，根据步骤a获得的空间离散后模拟过程裂缝的缝宽、缝高，气相的压力计算气体流动方向的总体积流量。本发明基于离散裂缝建立了页岩气离散裂缝网络渗流数值模型，解决了多数基于连续介质渗流模型数值模拟裂缝发育存在计算结果不准确的问题。
【专利说明】
基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法
技术领域
[0001] 本发明涉及页岩气勘探开发技术领域，具体涉及基于裂缝网络系统和渗流特征的 页岩气数值模拟方法。
【背景技术】
[0002] 页岩气的开发已经成为当今世界各国的焦点，然而关于页岩气的理论研究还处于 起步阶段，目前关于页岩气数值模拟方法的应用大多局限于常规油气藏数值模拟所采用的 连续介质模型，但页岩气天然裂缝发育，非均质性强，连续介质模型不能准确表征页岩气特 有的渗流特征。数值模拟计算在气田开发调整方案编制、开发效果预测方面得到广泛应用。 常用的数值模拟计算方法主要包括隐式计算压力、显式计算饱和度方法，隐式交替求解方 法，半隐式和全隐式方法，其中，頂ES和頂PMS方法术语顺序求解，均无法得到准确的页岩 气压力的模拟结果。
[0003] 基于此，研究开发基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法。
【发明内容】
[0004] 本发明所要解决的技术问题是现有数值模拟方法的预测精度低，本发明目的在于 提供基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，解决了现有数值模拟方法的预 测精度低的问题。
[0005] 本发明的通过下述技术方案实现：
[0006] 基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，所述方法包括以下步骤：
[0007] 步骤a、计算空间离散后模拟过程中裂缝的缝宽、缝高，气相的压力；
[0008] 步骤b、利用以下公式，根据步骤a获得的空间离散后模拟过程裂缝的缝宽、缝高， 气相的压力计算气体流动方向的总体积流量；
[0009]
dB
[0010] 其中，h为裂缝的缝高，m，w为裂缝的缝宽，m，ug气体黏度，mPa · S，i为压力梯度 mPa/m，Qv为体积流量，m3/S。
[0011] 进一步地，为了更好的实现本发明，所述页岩气数值模拟方法还包括，还包括利用 以下公式i+笪而岩气塵尔密度；
[0012]
[0013] 其中，R通用气体常数，8.314X10-6MPa · m3 · mol-1 · k-Sz为页岩气压缩银子，无 因次;V为页岩气体积，m3;P为页岩气的摩尔密度，mol/m3，P为页岩气所处的压力，mPa。
[0014]进一步地，为了更好的实现本发明，所述页岩气摩尔密度为一定温度和压力下，单 位体积页岩气的摩尔数。
[0015] 根据公式PV = ZnRT，其中T为页岩气绝对温度，K;R为通用常数，8.314X10-6MPa · m3 · mor1 · k'Z为页岩气压缩因子，无因次;V为页岩气体积，m3;P为页岩气所处的压力， MPa; η为页岩气摩尔数，mol。
[0016] 由气体压缩性可知，气体密度与温度、压力有关，可知在一定温度和压力条件下 页岩气质量密度计算公式为
[0017]
[0018] 其中，M为页岩气相对分子质量，kg/mol/。
[0019] 由于页岩气成分复杂，相对分子质量难以确定，通过引入摩尔密度避免计算页岩 气相对分子量引起误差。
[0020] 进一步地，为了更好的实现本发明，所述单位时间裂缝微元体流入流出总体积量 与单位时间裂缝微元体摩尔数变化量相等。
[0021] 利用质量守恒定律和微分法，以任意2条裂缝的交点P为研究对象，页岩气单位时 间裂缝流入流出的总体积量=单位时间裂缝摩尔数的变化量。
[0022] 本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：
[0023] (1)本发明基于离散裂缝建立了页岩气离散裂缝网络渗流数值模型，解决了多数 基于连续介质渗流模型数值模拟裂缝发育存在计算结果不准确的问题。
[0024] (2)本文首次基于离散裂缝网络模型，建立页岩气离散裂缝渗流数学模型，填补了 现有数值模拟方法研究中没有同时考虑页岩气多尺度流和裂缝流的空白。
[0025] (3)本发明所述的数值模拟方法的计算结果更准确更接近实际情况，为今后裂缝 性油气藏数值模拟技术的发展奠定基础。
【附图说明】
[0026] 此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本申请的一部 分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：
[0027]图1为本实施例中P点示意图。
【具体实施方式】
[0028] 为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本 发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作 为对本发明的限定。
[0029] 实施例：
[0030] 基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，所述方法包括以下步骤：
[0031] 步骤a、计算空间离散后模拟过程中各时刻的气相压力、水相压力；
[0032] 步骤b、利用以下公式，根据步骤a获得的空间离散后模拟过程各时刻的气相压力、 水相压力计算气体流动方向的总体积流量：
[0033]
[0034] 其中，h为裂缝的缝高，m，w为裂缝的缝宽，m，ug气体黏度，mPa · s，^为压力梯度 cl ? mPa/m，Qv为体积流量，m3/S。
[0035]老虔蚀:Ι?缩_子，页岩气的质量密度计算方法为：
[0036]
[0037] 其中，R通用气体常数，8.314X10-6MPa · m3 · mol-1 · k-SZ为页岩气压缩银子，无 因次;V为页岩气体积，m3;P为页岩气的摩尔密度，mol/m3，P为页岩气所处的压力，mPa，M为页 岩气相对分子质量M=m/n，kg/mol。
[0038] 鉴于页岩气成分复杂，相对分子量难以确定，采用引入摩尔密度可避免页岩气相 对分子量引起的不必要误差。在一定温度和压力下，单位体积页岩气的摩尔数，可表示为 声，P为页岩气的摩尔密度，mol/m3。
[0039] 利用质量守恒定律和微分法，以任意2条裂缝的交点P为研究对象，建立裂缝渗流 数学模型，单位时间裂缝微元流入流出体积总量与单位时间裂缝微元体内摩尔数变化量相 等。
[0040] 如图1所示，单位时间内沿着X轴流入P点体积流量为-(Qv)p-e，流出P点的体积流 量为(Qv) p-w;沿着y轴流入P点的体积流量为-(Qv)p-n，沿着P点的体积流量为(Qv)p-s;由 于裂缝渗透力强，单位时间内裂缝交点P体积变化量为0，即
[0041 ] p[ (Qv)p-w-(Qv)p-e+(Qv)p-s-(Qv)p-n(Qv)p-n] =0
[0042]以上所述的【具体实施方式】，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步 详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的【具体实施方式】而已，并不用于限定本发明 的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含 在本发明的保护范围之内。
【主权项】
1. 基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，其特征在于，所述方法包括 W下步骤： 步骤a、计算空间离散后模拟过程中裂缝的缝宽、缝高，气相的压力； 步骤b、利用W下公式，根据步骤a获得的空间离散后模拟过程裂缝的缝宽、缝高，气相 的压力计算气体流动方向的总体积流量；d。 其中，h为裂缝的缝高，m，w为裂缝的缝宽，m，ug气体黏度，mPa · s，^为压力梯度mPa/m， it Qv为体积流量，m3/S。2. 根据权利要求1所述的基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，其特 征在于:还包括利用W下公式计算页岩气摩尔密度；其中，R通用气体常数，8.314X10-6MPa·m3.moΓl·k-l，Z为页岩气压缩银子，无因次;V 为页岩气体积，m3;P为页岩气的摩尔密度，mol/m3，P为页岩气所处的压力，mPa。3. 根据权利要求2所述的基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，其特 征在于:所述页岩气摩尔密度为一定溫度和压力下，单位体积页岩气的摩尔数。4. 根据权利要求3所述的基于裂缝网络系统和渗流特征的页岩气数值模拟方法，其特 征在于:所述单位时间裂缝微元体流入流出总体积量与单位时间裂缝微元体摩尔数变化 量相等。
【文档编号】G06F17/50GK105843992SQ201610151740
【公开日】2016年8月10日
【申请日】2016年3月17日
【发明人】罗迪, 杨波, 张鑫
【申请人】成都创源油气技术开发有限公司