(19)中华 人民共和国 国家知识产权局 (12)发明 专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请 号 202111321382.4 (22)申请日 2021.11.09 (71)申请人 中国石油化工股份有限公司西北油 田分公司 地址 830000 新疆维吾尔自治区乌鲁 木齐 市新市区乌鲁木齐高新技术产业开发 区长春南路46 6号综合办公楼6层 (72)发明人 李小波　谭涛　惠健　刘洪光　 李青　赵进　张艺晓　陈勇　窦莲　 谢爽　 (74)专利代理 机构 成都其知创新专利代理事务 所(普通合伙) 51326 代理人 房立普 (51)Int.Cl. G06F 30/23(2020.01)G06F 30/28(2020.01) G06F 111/10(2020.01) G06F 113/08(2020.01) G06F 119/14(2020.01) (54)发明名称 一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值 模拟方法 (57)摘要 本发明公开一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流 道调整数值模拟方法， 包括： 对确定调流剂 的调 流机理和调流剂属性； 确定三维地质模型的优势 通道； 确定调流剂在三维地质模型中的作用范 围， 建立在不同地质条件下的数值模拟， 在数值 模拟中对不同封堵区域设置堵剂堆积量、 冲刷效 应、 堵水能力参数； 将设置的封堵区域和设置的 有效综合区域属性相结合， 对调流剂作用区域进 行调流道数值模拟； 同时耦合常规流动区域， 完 成对整个储层进行数值模拟。 本发 明在动态开发 资料和静态地质资料的基础上， 结合室内实验， 明确调流剂展布范围和封堵机理， 进一步将调流 剂属性与地质属性相耦合， 通过对调流剂浓度和 注入量等参数的修正， 最终实现调流道数值模 拟。 权利要求书2页 说明书4页 附图2页 CN 114004129 A 2022.02.01 CN 114004129 A 1.一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特 征在于， 包括以下步骤： 步骤一、 对调流剂进行室内研究和现场实施， 确定调流剂的调流机理和调流剂属性； 步骤二、 根据地质资料制备三维地质模型； 步骤三、 确定三维地质模型中注水井和采油井之间的优势通道； 步骤四、 根据调流剂属性、 地质属性确定调流剂在三维地质模型中的作用范围， 并对三 维地质模型划的区域划分为常规 流动区域、 调流剂作用区域； 步骤五、 根据调流剂在三维地质模型中的作用范围对优势通道中调流剂作用区域的封 堵位置进行排序， 并对排序后的封堵位置进行分区设置得到不同的封堵区域； 步骤六、 根据调流剂属性、 三维地质模型的地质参数， 建立在不同地质条件下的数值模 型， 在数值模型中对不同的封堵区域设置不同的堵剂堆积量、 冲刷效应、 堵水能力； 步骤七、 堵剂堆积量 通过以下公式 中的可调参数进行设置； 式中： Cd为堵剂浓度， m3/m3； 为堵剂堆积量， m3/m3； 为堵剂在单位体积裂缝中的最 大堆积量， m3/m3； b为可调参数， 常数； 步骤八、 将设置的封堵区域和设置的有效综合区域属性相结合， 完成调流剂作用区域 的设置， 对调流剂作用区域进 行调流道数值模拟； 同时耦合常规流动区域， 完成对整个储层 进行数值模拟。 2.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述调流剂属性包括 地层条件下的粘度、 有效作用时间、 冲刷效应。 3.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述步骤三中通过示踪剂追踪技术或地质开发资料综合分析技术或数值模拟、 流线 模拟方法确定优势通道。 4.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述 步骤四中的地质属性包括缝洞体结构、 缝洞连通关系 、 储层物性 参数。 5.根据权利要求4所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述储层物性 参数包括 孔隙度、 渗透率、 含油饱和度。 6.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述步骤六中堵水能力的设置过程为： 对优势 通道进行网格划分， 再对优势 通道的网 格按照渗透率从大到小进 行标注， 其中渗透率最大网格的堵水倍数设置为 1； 然后在根据渗 透率最大网格的堵水倍数对渗透率最大网格相 邻网格的堵水倍数进行设置； 再对渗透率最 大网格相邻网格相邻的网格进行设置 。 7.根据权利要求6所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数 的设置过程为： 若渗透率最大网格相邻网 格与渗透率最大网格的渗透率极差小于5时， 该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置 为渗透率最大网格的1.5倍； 若渗透率最大网格相邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差 大于5且小于10时， 该渗透率最大网格相邻网格的堵水倍数设置为渗透率最大网格的2倍； 若渗透率最大网格相 邻网格与渗透率最大网格的渗透率极差大于10时， 该渗透率最大网格权　利　要　求　书 1/2 页 2 CN 114004129 A 2相邻网格的堵水倍数设置为 渗透率最大网格的2.5倍。 8.根据权利要求7所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述 渗透率极差＝ 最大渗透率/最小渗透率。 9.根据权利要求6所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调整数值模拟方法， 其特征 在于， 若优势通道的网格较多， 则对优势 通道中的网格进行分段设置， 将其划分为不同的小 段， 分段后分别对每 个小段进行堵水能力设置 。 10.根据权利要求1所述的一种缝洞型油藏注堵剂颗粒流道调 整数值模拟方法， 其特征 在于， 所述有效综合区域属性包括堵水潜力、 突破压 差、 有效时间、 堆积量。权　利　要　求　书 2/2 页 3 CN 114004129 A 3