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非常规油气藏数值模拟理论、技术与软件——国家863计划项目“典型非常规油气藏数值模拟关键技术与软件开发”成果

2017-11-15

我国非常规油气藏资源丰富,开发潜力巨大,非常规油气藏在油气资源开发中的地位日益凸现,是目前勘探开发重要领域。实现致密油气、煤层气与页岩气等典型非常规油气资源的有效开发,对稳定国内油气产量、降低油气进口依存度、缓解油气供需矛盾、保障国家能源安全具有重大的战略意义。

与常规油气藏相比,非常规油气藏宏观与微观非均质性更强,非常规储层不同尺度微纳米孔隙、天然/人工裂缝发育,多尺度与多重介质特征更为突出,不同尺度孔缝介质及其流体的物性与流动特征差异更大,水平井与体积压裂开发模式下的流动机理与耦合开采机理更为复杂,常规油气藏储层描述与地质建模、数值模拟的理论、技术与软件难以适应,需要突破非常规油气藏的地质建模与数值模拟关键技术瓶颈,研发地质建模和数值模拟特色软件,形成技术体系和高端软件产品,抢占技术制高点,引领技术发展方向,提高非常规油气资源开发的技术支撑能力和国际竞争力。

针对复杂非常规油气藏高效开发中的关键技术瓶颈问题,中国石油集团科学技术研究院于2013年牵头承担了国家863计划项目“典型非常规油气藏数值模拟关键技术与软件开发”(项目编号:2013AA064900)研究。该项目是国家863计划资源环境领域首个非常规油气藏地质建模与数值模拟主题项目,中国石油集团科学技术研究院冉启全教授担任项目首席专家。项目由3个课题组成:课题“致密砂岩储层精细描述关键技术与软件(课题编号:2013AA064903)”由东北石油大学承担,课题负责人为吕延防教授;课题“致密砂岩油气藏数值模拟技术与软件(课题编号:2013AA064902)”由中国石油集团科学技术研究院承担,课题负责人为冉启全教授;课题“煤层气和页岩气藏数值模拟新技术与软件(课题编号:2013AA064901)”由北京大学承担,课题负责人为龚斌研究员。项目针对致密砂岩油气、煤层气和页岩气等典型非常规油气藏高效开发的核心问题,经过4年的理论创新与技术攻关,创新建立了致密砂岩储层成因模式、非常规油气数值模拟理论模型,创新形成了典型非常规储层精细描述与数值模拟关键技术,自主研发了非常规油气藏地质建模与数值模拟一体化平台及软件。项目成果在大庆、长庆、新疆、吉林等致密油气以及韩城煤层气、四川页岩气的实际生产中进行了应用,为非常规油气藏的高效开发提供了强有力的技术支撑。项目共发表论文40篇(其中SCI论文16篇,EI论文8篇,核心期刊论文16篇),出版专著3部,获得国家软件著作权登记28项,培养硕士、博士、博士后30余人,形成了一支非常规油气藏地质建模与数值模拟创新研发团队。

一、创新建立了致密砂岩储层成因模式及非常规油气数值模拟理论模型

通过基础研究及理论创新,揭示了致密砂岩储层成因机理,建立了有效储层分布模式;创新建立了致密砂岩油气非达西渗流数值模拟理论模型、煤层气和页岩气纳微米流动-扩散-吸附流动非线性数学模型。

(一)揭示了致密砂岩储层成因机理,创新建立了致密砂岩储层分布模式

针对致密砂岩储层发育不同尺度微纳米孔隙、成因机理复杂不清的问题,采用高压压汞、纳米CT等非常规储层实验技术,揭示了致密砂岩储层致密化的成因机理。同时,针对致密砂岩储层大面积分布但仍具有优质储层甜点分布的特征,采用多学科的技术手段,揭示了致密砂岩优质储层(甜点)形成机理。

根据致密砂岩储层孔隙几何参数、物性参数及不同尺度孔隙的分布特征,建立了致密砂岩储层分类标准,划分了致密砂岩储层类型。同时,采用“岩相-微相-岩性-成岩相”不同成因、不同规模尺度的储层多级体系逐级表征技术,揭示了不同成因类型、不同尺度规模致密砂岩储层发育特征及分布规律,建立了受沉积相、成岩相、岩性、物性、岩石脆性控制的致密砂岩储层空间分布模式,包括河流-三角洲相致密储层空间分布模式和湖泊相储层空间分布模式。

(二)突破了常规连续双重介质渗流理论,创新发展了非连续多重介质数值模拟理论,并建立了相应的渗流数学模型

搞清了非常规致密油气藏宏观与微观非均质特征;揭示了致密油气藏多尺度与多重介质特征、不同尺度孔缝介质属性特征及其流体的组成、赋存状态与流动特征,形成了不同尺度多重介质的划分方法;揭示了致密油气复杂流动机理及多重介质耦合开采机理,创新建立了致密油气非连续、多尺度、多重介质、多流态的数值模拟理论,并建立了多重介质渗流数学模型,主要包括致密油气不同尺度纳微米孔隙介质及不同渗流机理的非线性渗流数学模型、反映不同尺度裂缝介质动态变化的非线性渗流数学模型、不同尺度孔隙/裂缝介质间不同作用机理的流体交换数学模型、不同尺度储层介质与井筒间流体交换数学模型,实现了从单一、双重介质到多重介质的转变,从单一渗流到宏观+微观多流态多机理流动的转变,从连续双重介质渗流理论到非连续离散多重介质渗流理论的转变。

(三)创新建立了煤层气和页岩气纳微米流动-扩散-吸附流动数学模型

搞清了煤层气/页岩气多组分、多尺度、不同扩散机理,对气体在多孔介质中的流态进行了分类:连续流动、滑脱流动、过渡流动和努森流动,并创新建立了多组分、多尺度、不同扩散机理(压力、浓度、热力学相态)下的气相扩散模型;在理论计算和实验验证的基础上创新建立了基于混合物热力学吸附平衡的多组分吸附/解吸模型;建立了考虑物性参数随有效应力动态变化的三孔双渗煤层气/页岩气流动方程、在孔隙流体压力动态变化影响下的储层岩石应力-应变地质力学耦合模型以及储层物性参数随有效应力动态变化的数学模型,从而创新建立了煤层气和页岩气多相流体渗流与岩石应力-应变的全耦合数值模型;建立了不同尺度介质自适应的流态识别标准,根据不同尺度孔缝介质各自的流态建立相应的流动模型,创新建立了基质纳米微孔解吸附/扩散、裂缝非线性渗流的多尺度、多流态数学模型。

二、创新形成了典型非常规储层精细描述与数值模拟关键技术

通过技术攻关,突破了常规储层精细描述与数值模拟技术的局限,创新形成了典型非常规油气藏精细描述、地质建模与数值模拟一体化技术体系。

(一)创新形成了致密砂岩储层精细描述关键技术

1.致密砂岩储层微观孔隙结构及渗流参数表征技术。利用N2吸附、压汞、微纳米CT、Maps成像及三维数字岩心分析等技术手段,创新形成了纳微米级孔隙类型与特征识别技术以及纳微米级孔隙结构参数表征及分类评价技术;采用数值模拟的方法表征致密砂岩微观孔隙结构渗流参数,创新形成了纳微米级孔隙结构渗流参数表征技术。

2.致密砂岩储层“优质储层(甜点)”识别及预测技术。针对致密砂岩储层与非储层差异小、区分难、预测难的问题,利用岩心、高分辨率测井、三维地震及生产动态资料,创新形成了致密砂岩储层“优质储层(甜点)”识别及预测技术。一是形成了基于地质的优质储层识别与评价技术,包括基于成因参数的“相控”优质储层地质识别技术、基于“多参数综合”的致密储层物性下限确定技术、基于“含油级别+物性+微观”的致密储层分类评价技术、基于“地质与工程” 的 “甜点”优选技术;二是形成了基于测井的优质储层识别与评价技术,包括基于“微观+岩相+测井”的优质储层岩性识别与有利岩相评价技术、基于“含油级别+产能”的优质储层多参数测井识别与评价技术;三是形成了基于地震的优质储层预测技术,包括基于地震属性的优质储层预测技术及基于叠后、叠前地震反演的优质储层预测技术。

3.致密砂岩储层天然裂缝与不同压裂模式下人工裂缝识别与评价技术。揭示了致密砂岩储层天然裂缝形成机理和分布特征,创新发展了裂缝综合识别与预测方法。针对致密砂岩储层岩石脆性、应力差、天然裂缝以及压裂施工参数共同控制下的多分支复杂缝网形态,提出采用分形维数来定量评价裂缝的复杂程度;根据分形理论建立了天然裂缝与人工裂缝复杂缝网形态描述模型,形成了致密砂岩储层天然裂缝与人工裂缝复杂缝网形态描述技术。

(二)创新形成了非常规储层地质建模关键技术

致密储层岩性、岩相、储层类别分布差异大,不同尺度孔缝介质发育,存在极强的宏观非均质性、多尺度特征以及微观多重介质特征,课题研究创新发展了非连续多尺度离散多重介质建模技术。

1.形成了不同尺度天然/人工裂缝离散建模技术。发展了不同尺度天然/人工离散裂缝的确定+随机生成技术;创新发展了考虑天然裂缝的粗糙度、充填情况以及考虑人工裂缝支撑剂的浓度、大小及组合方式、堆积方式的裂缝属性参数离散建模方法。

2.对致密砂岩岩心CT扫描成像并重构三维数字岩心,建立不同岩相的不同类型孔隙、比例、空间分布的微观孔隙模型,创新发展了致密砂岩储层微观孔隙结构建模技术。

3.将不同尺度孔隙和微纳米裂缝视作非连续离散分布的孔隙介质,以不同尺度孔缝的空间分布、数量分布规律作为约束,生成离散多重介质;突破了单一孔隙介质属性参数连续建模方法,创新发展了非连续离散多重介质属性参数建模技术。

4.形成了不同尺度孔缝介质升级等效建模技术。根据薄片、岩心微观尺度的不同孔缝介质数量及空间分布,生成离散多重介质,通过体积等效、流量等效的原则,建立特征单元的等效介质属性参数模型,实现从微观尺度到宏观尺度的逐级升级等效建模。

非连续多尺度离散多重介质建模技术实现了大尺度分区、小尺度分单元、微尺度分多重介质的不同尺度规模的集成建模,并有三大转变,即从连续建模到离散建模的转变,从双重介质建模到离散裂缝、离散多重介质建模的转变,从油藏规模建模到微观、小尺度到油藏规模尺度升级等效建模的转变。

(三)创新形成了致密砂岩油气藏非连续、多尺度、多流态、多重介质数值模拟关键技术

1.创新形成了致密砂岩储层不同尺度、多重介质数值模拟处理技术。针对致密砂岩储层中大尺度天然/人工裂缝、微纳米孔隙与裂缝在空间上均呈离散分布、不同尺度孔缝介质多重介质流动特征显著的特点,突破常规连续双重介质数值模拟技术,创新形成了致密砂岩储层非连续、多尺度、多流态、多重介质数值模拟技术。主要包括不同尺度天然/人工离散裂缝动态模拟技术、不同尺度离散多重孔隙介质数值模拟技术(交互式离散多重介质数值模拟技术、基于接力排供的离散多重介质数值模拟技术),将大尺度离散裂缝介质、微小尺度离散孔缝介质集为一体,发展了非连续离散混合多重介质数值模拟技术。

2.创新形成了不同尺度孔缝介质压注采流固耦合动态模拟技术。非常规油气藏压裂、注入、开采过程中,不同尺度人工/天然裂缝、孔隙介质所承受的孔隙压力和有效应力变化幅度大,产生显著的变形,导致几何尺度、属性参数、介质间传导率、井指数随之改变,极大地影响油藏动态及产能特征。项目通过揭示压注采过程中天然/人工裂缝、基质孔隙变形作用机理及变形规律,建立了多重介质几何、物性、传导率、井指数动态变化模型,创新形成了压注采过程中不同尺度孔缝流固耦合模拟技术。

3.创新形成了不同尺度多重介质流态识别与复杂流动机理自适应模拟技术。致密砂岩储层中不同尺度孔缝介质几何、属性特征及流体性质的差异,流态特征不同;不同介质不同生产阶段,生产制度(压力梯度)不同,流态不同,影响油藏动态及产能特征。根据不同尺度孔缝介质临界流态识别参数及识别标准,通过介质几何尺度、流体性质、压力梯度自动识别流态,选择与流态及流动机理相适应的动力学方程,形成了致密油气多重介质流态识别与复杂流动机理自适应模拟技术。

4.创新发展了不同井筒处理模式的体积压裂水平井动态耦合模拟技术。水平井+体积压裂改造模式下,采用不同完井方式导致致密储层介质与井筒接触方式不同,同时井筒附近压差变化大,导致储层介质流固耦合效应突出以及不同介质流向井筒的流态变化大。针对这一特点,建立了体积压裂下储层介质与水平井耦合流动模式,并在此基础上,采用线源、离散网格、多段井处理方式对体积压裂下不同完井方式的水平井进行处理,形成了基于不同井筒处理模式的体积压裂水平井动态耦合模拟技术,可以模拟储层与井筒间流固耦合作用、不同机理多流态变化及井筒内部的流动变化,提高了产能预测精度。

5.发展完善了复杂非线性渗流数学模型高效矩阵生成及求解技术。针对多重介质、求解变量、复杂结构井、网格类型等因素导致矩阵规模大、形态复杂的特点,对点元素排除零元素、死节点,对多变量实行块压缩存储,对油藏和多段井进行分区存储,形成了高效矩阵生成技术,降低了矩阵规模,简化了矩阵形态。针对致密油气藏复杂非线性渗流数学模型系数矩阵规模大、形态复杂、收敛性差、速度慢的特点,形成了具有预处理功能的高效矩阵求解技术,能够将复杂结构矩阵转化为简单易求解的等价系统,大大提高了求解的速度和精度。

(四)创新形成了基于离散裂缝、非结构化网格的煤层气和页岩气数值模拟方法与技术

1.创新形成了针对煤层气和页岩气储层的基于天然裂缝/人工裂缝的离散裂缝地质建模技术。主要技术包括:网状缝、微细裂缝的连续网格处理技术,大尺度天然/人工裂缝的离散裂缝处理技术。

2.创新形成了复杂裂缝网络分布下的非结构化网格生成技术。对于复杂裂缝网络分布下的离散裂缝模型,采用基于CDT的技术进行非结构化网格剖分,形成了非结构化网格生成技术;基于非结构化网格体系建立联通表,形成了基质-基质、基质-裂缝、裂缝-裂缝的传导率处理与连通表征技术。

3.创新形成了基于非结构化网格、离散裂缝建模的复杂结构井与储层流动耦合技术。主要技术包括:分级多段压裂复杂结构井多段井处理技术;分级多段压裂复杂结构井与储层流动耦合处理技术;基于非结构化网格体系,建立了复杂井眼轨迹条件下的井指数计算方法。

三、自主研发了非常规油气藏地质建模与数值模拟一体化平台及软件

针对非常规油气藏宏观与微观非均质性强,非常规储层不同尺度微纳米孔隙、天然/人工裂缝发育,多尺度与多重介质特征突出,不同尺度孔缝介质及其流体的物性与流动特征差异显著,水平井与体积压裂开发模式下的流动机理与耦合开采机理极为复杂,常规油气藏储层地质建模与数值模拟软件难以适用的问题,自主研发了非常规油气藏地质建模与数值模拟一体化软件及平台UnOcean v1.0,主要特色软件包括致密砂岩储层精细描述与建模软件UnGeM v1.0、非常规致密砂岩油气藏数值模拟软件UnTOG v1.0以及煤层气和页岩气藏地质建模与数值模拟软件UnCoSh v1.0。

(一)致密砂岩储层精细描述与建模软件UnGeM v1.0

该软件系统具有常规储层精细描述与地质建模的基本功能。国家信息中心软件评测中心和中测软评(北京)科技有限公司两家机构对致密砂岩储层精细描述与建模软件UnGeM v1.0的技术及功能进行了测试,并与国外主流商业软件的功能进行对比,结果表明该软件系统具有非常规储层地质建模的特色功能,主要包括不同尺度微观孔隙结构建模、不同尺度孔缝多重介质建模、不同尺度天然裂缝离散网络建模、多尺度人工裂缝复杂缝网建模。这些特色功能是国外商业软件所不具备的。

(二)非常规致密砂岩油气数值模拟软件 UnTOG v1.0

该软件系统实现了非常规致密油气藏地质建模与数值模拟一体化,具有非连续、多尺度、多流态、多重介质数值模拟特色功能。中国软件评测中心和北京大学两家权威机构对非常规致密油气藏数值模拟软件系统UnTOG v1.0的技术及功能进行了测试,并与国外主流商业软件的功能进行对比,结果表明该软件所独有的非连续多尺度离散多重介质建模、不同尺度非连续离散多重介质数值模拟、不同尺度多重介质自适应流态识别与复杂流动机理模拟、不同尺度孔缝介质压注采流固耦合动态模拟等4项特色功能,国外主流商业软件不具备,在体积压裂水平井动态耦合模拟、灵活多样自动化非结构网格生成等功能方面达到了国外同类软件水平。该软件实现了国内外该领域的重大突破,实现了从连续双重介质到非连续离散多重介质建模数模一体化的转变、从单一流动机理到多流态识别与复杂流动机理模拟的转变、从压敏效应/人工压裂的模拟到压注采一体化不同尺度孔缝介质流固耦合动态模拟的转变。

 软件系统实现了非常规致密油气藏地质建模与数值模拟一体化,具有非连续、多尺度、多流态、多重介质数值模拟特色功能

(三)煤层气和页岩气地质建模与数值模拟软件 UnCoSh v1.0

自主开发了煤层气和页岩气地质建模与数值模拟软件UnCoSh v1.0,实现了该领域特色软件的突破。UnCoSh v1.0软件具备扩散、吸附/解吸、非达西流、流固耦合等复杂流动机理模型库、离散裂缝建模、人工裂缝和多段水平井的处理功能、煤层气和页岩气开发数值模拟等特色功能。

中国软件评测中心和北京默凯斯能源技术有限公司两家机构对煤层气和页岩气地质建模与数值模拟软件 UnCoSh v1.0的技术及功能进行了测试,并与国外主流商业软件的功能进行对比,结果表明该软件所具有的煤层气和页岩气离散裂缝建模、复杂机理模型模块、复杂结构井处理模块、数值模拟等4项特色功能比国外主流商业软件更具有特色和优势。

该软件系统已在长庆、新疆、吉林、大庆等致密油气区块以及韩城煤层气、四川页岩气区块的实际生产中进行了推广应用,在非常规油气藏开发的储层描述、地质建模、产能评价、优化设计、动态预测过程中发挥了技术支撑作用。

四、项目成果应用前景及效益评价

该项目研究成果已在长庆、大庆、新疆、吉林4个致密油区块及苏里格、吉林致密气区块和韩城煤层气、四川页岩气区块进行了推广应用,共安装软件184套。研究成果大规模推广应用后,将覆盖所有非常规油气藏以及低品位、低渗透、碳酸盐岩油气藏,在非常规油气、低品位与复杂类型油气藏的有效开发中发挥更大的技术支撑作用。同时,该项目自主研发的软件系统大规模推广应用后,可代替国外昂贵的同类地质建模与数值模拟软件,大大节省采购同类软件的费用。

该项目创新建立的非常规油气藏数值模拟理论与模型、创新形成的典型非常规油气藏储层建模与数值模拟技术体系、自主研发的非常规油气藏地质建模与数值模拟高端软件,打破了国外技术封锁和软件垄断,抢占了理论与技术制高点,引领了技术发展方向,提高了非常规油气资源开发的技术支撑能力和国际竞争力,具有显著的经济效益和社会效益。  

专家简介

冉启全,中国石油集团科学技术研究院油气开发战略规划研究所所长,教授级高级工程师,博士生导师,集团公司高级技术专家。长期从事常规油气藏与非常规油气藏开发研究工作。先后从事稠油油藏、复杂岩性油藏、低渗透油藏、火山岩气藏、非常规油气藏开发领域的开发地质、油气藏工程、开发方案研究、软件自主研发、油气开发战略规划研究等工作。曾任国家重大专项“含CO2天然气藏安全开发与利用技术”课题负责人、国家973计划项目“火山岩气藏有效储层内部结构特征与渗流规律”课题负责人,目前任国家863计划项目“典型非常规油气藏数值模拟关键技术与软件开发”项目负责人、首席专家。先后承担国家重大专项、国家973计划项目、国家863计划项目、集团公司重大专项、股份公司科技攻关与决策支持项目、油田技术攻关和服务项目等30余项;获科技成果奖24项,其中省部级科技进步一等奖6项;出版著作7部,在国内外核心期刊发表论文94篇,软件著作权登记34项。