一种页岩油储层加热改造范围及渗透率的计算系统及方法与流程

本发明涉及页岩油储层开发，尤其是涉及一种页岩油储层加热改造范围及渗透率的计算系统及方法。

背景技术：

1、在页岩油储层加热开发过程中，加热改造范围、改造区渗透率是评价储层改造效果、优化加热工艺参数、预测油气产能的核心关键参数。精准获取上述两项参数，可有效避免加热过度导致的储层损伤、能源浪费，以及加热不足导致的储层改造不充分、产能偏低等问题。

2、目前现有技术存在诸多缺陷：其一，传统计算方法多采用单一温度场模拟，忽略储层温度、压力、渗流、热致裂的多场耦合作用，未考虑页岩有机质热解、矿物相变带来的孔隙渗透率动态变化，计算结果与现场实际偏差较大；其二，无法精准界定加热改造的有效边界范围，难以区分改造区、过渡区、未改造区的储层参数差异；其三，常规渗透率计算多采用静态拟合公式，无法适配加热过程中渗透率“谷-峰”动态演化规律，不能实现实时动态反演；其四，缺乏一体化的计算系统，数据采集、模型构建、参数求解、结果校验碎片化，自动化程度低、运算效率差，无法满足现场实时优化开发的需求。

3、因此，亟需设计一种一体化、高精度、适配性强的页岩油储层加热改造范围及渗透率的计算系统及方法，解决现有技术计算精度低、动态适配性差、无法定量评价改造效果的技术痛点。

技术实现思路

1、本发明的目的是提供一种页岩油储层加热改造范围及渗透率的计算系统及方法，实现原位加热条件下页岩油储层改造范围的精准界定、渗透率的动态反演，通过多物理场耦合建模与数值迭代拟合，大幅提升计算精度，同时构建一体化智能计算系统，提升现场应用效率，为页岩油储层加热开发工艺优化、产能精准预测提供技术支撑。

2、为实现上述目的，本发明提供了一种页岩油储层加热改造范围及渗透率的计算系统包括数据采集模块、储层模型构建模块、温度-压力耦合计算模块、改造范围求解模块、渗透率反演模块、结果输出校验模块；

3、数据采集模块采集现场地质勘探数据、加热设备工况数据、井下监测实时数据，输出标准化、去噪、量纲统一的储层基础参数、加热工况参数、动态实测参数，为后端建模与计算提供原始数据基底；

4、储层模型构建模块根据数据采集模块的输出的各类参数构建非均质页岩油储层水平井加热物理模型，结合页岩热致裂机理、有机质热解动力学特性，建立温度-压力-渗流多物理场耦合数学模型，界定模型边界条件与初始条件；

5、温度-压力耦合计算模块采用有限元差分法进行数值离散，通过拉普拉斯变换将时域压力方程转换为拉氏域方程，结合stehfest数值反演算法，求解实域内不同加热时长、不同储层位置的温度场分布、压力动态响应数据；

6、改造范围求解模块预设储层有效改造温度阈值与渗透率突变阈值，结合温度场、压力场计算结果，通过梯度判别法识别储层温度、渗透率突变边界，精准界定加热改造径向范围、纵向有效改造厚度，划分改造核心区、过渡区、未改造区；

7、渗透率反演模块构建加热温度、热致裂发育程度与储层渗透率的动态关联公式，以实测井底压力数据为约束条件，采用迭代拟合算法反演校正，得到不同改造区域、不同加热阶段的实时渗透率参数；

8、结果输出校验模块输出可视化改造范围、渗透率计算结果并存储，同时结合现场产能实测数据、岩心实验数据进行多维度校验，修正模型参数与计算误差，输出最终精准计算结果。

9、优选的，数据采集模块的具体内容如下：

10、基础地质参数包括储层厚度、孔隙度、初始渗透率、岩石导热系数、有机质含量、成熟度、储层应力参数；

11、加热工况参数包括加热功率、加热时长、加热温度、水平井井型参数、加热井筒位置参数；

12、现场实测动态参数包括加热过程中井底实时压力、储层实测温度、油气产出动态数据。

13、优选的，储层模型构建模块的具体内容如下：

14、基于实测储层厚度、层理分布、纵向韵律特征、平面非均质系数，结合水平井井径、井筒轨迹、加热段长度与空间位置参数，重构三维储层非均质物理模型；

15、针对页岩原位加热全过程物理化学变化，耦合岩石热弹性应变、高温孔隙形变、热致裂缝动态扩展、有机质热解损耗、多孔介质流体渗流五大核心机理，构建多物理场耦合数学基础方程组；

16、依据预处理后的地质与工况参数，对重构模型全域基础参数进行差异化赋值；

17、采用有限元差分法对重构的三维储层模型进行结构化网格剖分；

18、给重构的三维储层模型设定初始条件、界定边界条件并进行预校正与初始化定型。

19、优选的，温度-压力耦合计算模块的具体内容如下：

20、求解储层温度场采用考虑有机质热解、多孔介质渗流的热传导控制方程，适配页岩非均质储层原位加热工况，兼顾固体骨架导热、流体对流换热、有机质热解吸热效应；

21、求解储层压力-渗流耦合采用温度-压力双向耦合渗流方程，考虑温度诱导孔隙形变、裂缝扩展对渗流场的影响，适配加热全过程动态压力演化特征；

22、压力时域转换采用stehfest数值反演核心计算公式，实现拉氏域压力解析解向实域时域压力数据的高精度转换。

23、优选的，改造范围求解模块的具体内容如下：

24、采用双参数梯度判别公式实现改造边界精准判定，通过温度梯度与渗透率梯度双重阈值约束，精准区分改造区与非改造区，具体公式如下；

25、；

26、其中，为储层径向距离，为温度梯度阈值，为渗透率梯度阈值，空间位置同时满足双梯度条件的界面，即为储层有效加热改造边界。

27、优选的，渗透率反演模块的具体内容如下：

28、构建加热温度、热致裂发育程度与储层渗透率的动态关联公式，具体公式如下：

29、；

30、其中，为储层初始渗透率，为低温孔隙压缩系数，为有机质热解损伤系数，为裂缝渗透速率贡献系数；

31、采用最小二乘迭代反演目标函数，以现场实测压力数据为约束，不断迭代修正模型参数，最小化计算值与实测值的误差，具体公式如下：

32、；

33、其中，为迭代误差目标函数，为数值模型计算压力，为现场实测压力，为监测数据样本数量。

34、优选的，结果输出校验模块的具体工作内容如下：

35、归集系统建模、求解、范围判定、参数反演的所有中间数据与最终结果，搭建可溯源的标准化数据库，实现全流程数据留存与复用；

36、采用三重校验机制，对加热改造范围、分区渗透率核心参数进行误差核验；

37、精准定位模型机理、动力学参数、边界条件、迭代拟合等各类误差来源，修正关键敏感参数；

38、结构化输出工程可用成果，适配现场开发应用需求；

39、将校准后的最优模型参数反向回传至前端储层模型构建模块，实现闭环迭代。

40、为实现上述目的，本发明还提供了一种页岩油储层加热改造范围及渗透率的计算方法，包括以下步骤：

41、s1、通过数据采集模块获取目标页岩油储层基础地质参数、加热工况参数及现场实测动态参数，对异常数据进行剔除、均值校正，统一参数量纲，完成数据预处理；筛选中低成熟度页岩油储层为计算对象，确定加热开发工艺类型；

42、s2、通过储层模型构建模块，简化水平井加热物理模型，贴合现场原位加热实际工况，建立页岩储层热传导、热对流、热致裂、流体渗流耦合数学模型；设定模型初始条件为储层原始温度、原始孔隙压力、初始渗透率，边界条件为封闭外边界、井筒恒温加热内边界；

43、s3、通过温度-压力耦合计算模块，对耦合数学模型进行有限元差分离散，将时域偏微分方程转换为拉氏域常微分方程，求解拉氏域井底压力解析解，再通过stehfest数值反演算法，得到实域内不同加热时刻、不同储层空间位置的温度分布数据与压力动态响应数据；

44、s4、通过改造范围求解模块，调取室内岩心实验确定的储层有效改造温度阈值与渗透率突变阈值，遍历储层全域计算数据，识别温度梯度突变界面与渗透率突变界面，以此为边界确定储层水平径向改造半径、纵向改造厚度，划分改造核心区、过渡区、未改造区，完成改造范围定量计算；

45、s5、通过渗透率反演模块，建立温度-裂缝密度-渗透率动态演化模型，拟合页岩加热过程中渗透率动态变化规律；以现场实测井底压力、产能数据为约束，采用最小二乘迭代算法，不断修正模型参数，反演得到各改造区域的实时渗透率数值；

46、s6、通过结果输出校验模块，将计算得到的改造范围、渗透率参数与岩心热激实验数据、现场试井数据进行比对校验，修正模型系统误差，最终可视化输出储层加热改造空间范围、分区渗透率参数及动态演化规律，完成计算。

47、因此，本发明采用上述内容的一种页岩油储层加热改造范围及渗透率的计算系统及方法，与现有技术相比，具有以下有益效果：

48、1、本发明构建了温度-压力-热致裂-渗流多物理场耦合计算模型，充分考虑页岩有机质热解、矿物相变、非均质性对储层改造的影响，贴合现场原位加热真实工况，解决了传统单一场模拟计算精度低的问题，渗透率与改造范围计算精度提升30%以上；

49、2、采用stehfest数值反演算法结合迭代拟合约束，实现储层压力动态精准求解与渗透率动态反演，可适配加热全过程渗透率动态演化规律，突破了传统静态渗透率计算的局限性，可实时输出不同加热阶段的改造参数；

50、3、通过温度、渗透率双阈值梯度判别法界定改造边界，精准划分储层改造分区，解决了现有技术改造范围界定模糊、无量化标准的难题，可为加热工艺参数优化、井网部署、产能预测提供精准量化依据；

51、4、构建了一体化采集、建模、计算、校验、输出的智能系统，实现页岩油储层加热改造参数的自动化、智能化计算，大幅提升现场运算效率，适配各类中低成熟度页岩油储层原位加热开发场景，通用性与实用性极强。

52、下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。