📝 摘要
本论文提出了使用双重介质模型正确模拟天然裂缝性油藏水驱过程的流程。主要研究目标包括：（1）确定能否使用CMG双相模拟器模拟自吸过程，并与文献中的室内实验进行验证；（2）研究逆向自吸在矿场尺度应用中的影响；（3）开发使用双重介质模型模拟天然裂缝性油藏流体驱替的流程。研究采用了油藏模拟技术、解析解以及双相单重介质和双重介质的数值模拟方法。分析了一个由单条裂缝连接的注入井和生产井周围的单个基质块，并与双相单重介质和双重介质模型进行了对比。提出了使用双相双重介质模型获得可靠结果的流程。
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | CMG IMEX（黑油模拟器），2002版本 |
| 模型类型 | • 单重介质模型（详细模型）：2D笛卡尔网格，用于精细模拟裂缝-基质系统 • 双重介质模型：1D笛卡尔网格，使用 DUALPOR关键字，形状因子由SHAPE GK定义 |
| 模拟对象 | Spraberry趋势区天然裂缝性油藏水驱过程，注入井与生产井由单条裂缝连接，基质块尺寸3.17 ft × 1060 ft × 10 ft |
| 应用方式 | • 使用单重介质精细模型（51×11×1）作为基准解，模拟裂缝中的水驱和基质自吸 • 构建双重介质模型（4×1×1）并与精细模型对比 • 使用 DUALPOR关键字启用双重介质选项• 使用 SHAPE GK定义形状因子计算方法• 通过调整伪毛管压力曲线使双重介质模型匹配精细模型 • 使用 TRANSFER关键字定义基质-裂缝间流体交换• 进行网格敏感性分析，确定双重介质模型对网格尺寸不敏感 |
| 精细模型参数 | • 网格：51×11×1（粗化模型51×25×1验证通过，101×11×1验证通过） • 基质孔隙度：0.1，基质渗透率：0.1 md • 裂缝孔隙度：0.00034，裂缝渗透率：17000 md • 裂缝开度：0.00108 ft，裂缝间距：3.17 ft • 初始压力：2300 psi • 油粘度：1.3 cp，水粘度：0.51 cp |
| 双重介质模型参数 | • 网格：4×1×1（敏感性分析：51×1×1，26×1×1，11×1×1，4×1×1，结果一致） • 形状因子：σ = 4(1/Lx² + 1/Ly² + 1/Lz²) • 毛管压力：采用伪毛管压力曲线（最高200 psi）以匹配精细模型 • 相对渗透率：裂缝采用45°直线，基质采用实验室曲线 |
| 岩心尺度自吸模型 | • 模拟Mattax和Kyte（1961）的1D自吸实验 • 岩心长度：5.08 cm和11.049 cm • 渗透率：约1475-1545 md，孔隙度：约28-29% • 水区：单网格，高渗透率（10 darcy），孔隙度100% • 岩心网格：靠近水区加密，远离水区逐渐粗化 • 成功匹配三种不同油水粘度比的实验数据 |
| De Swaan解析解对比 | • 使用De Swaan（1976）理论公式与精细模型对比 • 调整参数τ₁=1.5获得良好匹配（水切和累计产油） • tIN=6年，tif≈0（裂缝孔隙体积相对基质可忽略） |
| 主要结论 | • 双重介质模型对网格尺寸不敏感（粗网格即可获得准确结果） • 直接使用双重介质模型无法匹配精细模型（形状因子恒定，无法描述裂缝部分浸没） • 通过使用伪毛管压力曲线（提高毛管压力值）可使双重介质模型匹配精细模型 • 提出了模拟裂缝性油藏的完整流程：建立精细单重介质模型 → 构建双重介质模型 → 使用伪毛管压力曲线匹配 → 应用于矿场尺度 • De Swaan解析解可用于矿场尺度模型 |
文中明确指出（Case107.pdf）：
“Analysis of a single matrix block with an injector and a producer well connected by a single fracture is analyzed and compared with both two phase single and dual-porosity models.” （摘要部分）
“The finite difference equations for dual porosity models developed by Gilman and Kazemi and used by CMG simulator for oil and water are the following…” （第5.2节，第25页）
附录A（第46-54页）提供了完整的CMG IMEX双重介质模型输入文件代码，包括：
网格定义（4×1×1，
DUALPOR SHAPE GK）基质和裂缝属性（孔隙度、渗透率）
形状因子计算
PVT数据（油、水）
相对渗透率曲线（
SWT，两个区域）伪毛管压力曲线
注入井和生产井定义
模拟时间步（1901-1940年）
✅ 主要结论
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模拟裂缝性油藏的完整流程：
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a) 获取基质-流体性质、裂缝间距、裂缝渗透率、裂缝方向、系统压力
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b) 建立二维单重介质精细模型（足够精细以正确表征裂缝）
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c) 建立一维双重介质模型，使用伪毛管压力曲线匹配精细模型（需进行网格敏感性分析）
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d) 将校准后的双重介质模型应用于矿场尺度模拟
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双重介质模型的网格不敏感性：双重介质模型对数值网格尺寸不敏感，可使用粗网格节省计算时间。
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CMG双重介质模型的局限性：CMG中的形状因子为恒定值，无法描述裂缝逐渐被水浸没的过程（部分浸没），导致早期产量低估。
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伪毛管压力曲线方法：通过提高毛管压力曲线值，可使双重介质模型匹配精细模型。本研究中最高使用200 psi毛管压力获得良好匹配。
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De Swaa解的可应用性：De Swaan（1976）的解析公式可用于矿场尺度模型，通过tIN和τ₁参数校准。
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流体粘度的重要性：在逆向自吸过程中，流体粘度越高，回收相同量非润湿相所需时间越长。
🏛️ 作者及单位信息
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作者: Christian Huapaya López
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单位: 德州农工大学（Texas A&M University），石油工程系
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学位: 理学硕士（Master of Science）
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毕业时间: 2003年12月
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导师: Dr. Robert A. Wattenbarger（主席），Dr. David S. Schechter（委员），Dr. Brian J. Willis（委员）
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本科学位: 国立工程大学（National University of Engineering, Peru），石油工程，1996年
💡 补充说明
该硕士论文是裂缝性油藏数值模拟领域的经典方法学研究，核心创新点在于：
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系统的方法论：提出了一套从精细单重介质模型到双重介质模型校准的完整流程，为裂缝性油藏水驱模拟提供了可操作的技术路线。
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CMG双重介质模型的深入分析：明确指出了CMG双重介质模型中形状因子恒定的局限性，并提出了通过伪毛管压力曲线补偿的解决方案。
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多尺度验证：从岩心尺度（Mattax-Kyte实验）到单裂缝基质块尺度，再到矿场尺度，形成完整的验证链条。
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解析解与数值解的结合：将De Swaan解析解与精细数值模型对比，验证了解析方法在矿场尺度应用的可行性。
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完整的输入文件：附录A（第46-54页）提供了CMG IMEX双重介质模型的完整输入文件，包括
DUALPOR、SHAPE GK、TRANSFER等关键关键字的实际应用示例，对从事裂缝性油藏模拟的工程师具有重要参考价值。
该研究对从事天然裂缝性油藏数值模拟、双重介质模型校准、水驱/化学驱方案设计的工程师和研究人员具有重要的参考价值。