1322 工程科学学报，第42卷，第10期 20 ---Injection velocity of 0.6 m's 部渗透率相等，缝宽相等.而实际情况下，由于支 -Injection velocity of 0.5 m's Injection velocity of 0.4 m's 撑剂在裂缝中的运移分布差异，裂缝各处的渗透 15 -.--Injection velocity of 0.3 m's 率与缝宽存在差异，这种差异往往会导致计算误 差，影响模拟计算及结果的准确性.通过对比支撑 剂理想分布条件和支撑剂非均匀分布条件下的致 密储层生产表现，定量研究支撑剂非均匀分布对 油藏数值模拟计算结果的影响，模型计算参数如 1015202530354045505560 Closure pressure/MPa 表2所示 图6携砂液注入速度对缝网整体导流能力的影响 表2基本计算参数 Fig.6 Effect of proppant-laden fluid injection velocity on fracture Table 2 Basic calculation parameters network conductivity Parameters Value Parameters Value 系.但是随着流入速度逐渐增加，裂缝网络整体导 Reservoir length/m 250 Reservoir width/m 250 Reservoir height/m 0 Permeability of matrix/mD 0.5 流能力的增长逐渐变缓，当注入速度大于0.6ms, TPG in matrix/(MPa'm)0.05 Porosity of matrix/% 9.14 时，再继续增加注入速度，导流能力增长比较有 Wellbore pressure/MPa 5 Initial reservoir pressure/MPa 25 限.通过计算注入砂量大小以及裂缝平均导流能 Note:TPG-Threshold pressure gradient 力的比值，最佳的携砂液注入速度为0.4ms 左右 支撑剂理想均匀分布如图7(a)所示，支撑剂 3裂缝网络支撑剂非均匀分布对致密储层 非均匀分布如图7(c)所示.两种分布状态衍生计 算出的致密油储层生产300d后压力场分布分别 开采动态规律影响 如图7(b)和图7(d)所示.可以看出考虑支撑剂非 传统油藏数值模拟模型一般假定压裂裂缝内 均匀分布的条件下，裂缝网络的有效控制面积相 (a) Volume fraction b 20 Pressure/(107 Pa) Reservoir length/m 15 0.6 2.5 0.5 Reservoir length/m 2.4 2.3 0 0.4 22 2.1 0.3 2.0 1.9 02 1 0 1 0 1.5 (c) Volume fraction (d) ervoir length/m Pressure/(107 Pa) 0 20 0.6 2.5 2.4 10 0.5 2.3 0.4 22 2.1 0.3 2.0 1.9 0.2 1.8 0.1 1.7 1.6 0 1.5 图7裂缝网络内支撑剂理想均匀分布与不均匀分布条件下的致密储层开发300d压力场对比.()支撑剂均匀分布状态：(b)基于支撑剂均匀分 布的储层压力场分布：(c)支撑剂不均匀分布：(d)基于支撑剂不均匀分布的储层压力场分布 Fig.7 Comparison between pressure distribution based on proppant idealized and uneven distribution at 300 days in a tight oil reservoir:(a)idealized proppant distribution,(b)pressure distribution with even proppant distribution,(c)uneven proppant distribution;(d)pressure distribution with uneven proppant distribution系. 但是随着流入速度逐渐增加，裂缝网络整体导 流能力的增长逐渐变缓，当注入速度大于 0.6 m·s−1 ， 时，再继续增加注入速度，导流能力增长比较有 限. 通过计算注入砂量大小以及裂缝平均导流能 力的比值 ，最佳的携砂液注入速度 为 0.4  m·s−1 左右. 3    裂缝网络支撑剂非均匀分布对致密储层 开采动态规律影响 传统油藏数值模拟模型一般假定压裂裂缝内 部渗透率相等，缝宽相等. 而实际情况下，由于支 撑剂在裂缝中的运移分布差异，裂缝各处的渗透 率与缝宽存在差异，这种差异往往会导致计算误 差，影响模拟计算及结果的准确性. 通过对比支撑 剂理想分布条件和支撑剂非均匀分布条件下的致 密储层生产表现，定量研究支撑剂非均匀分布对 油藏数值模拟计算结果的影响，模型计算参数如 表 2 所示. 支撑剂理想均匀分布如图 7（a）所示，支撑剂 非均匀分布如图 7（c）所示. 两种分布状态衍生计 算出的致密油储层生产 300 d 后压力场分布分别 如图 7（b）和图 7（d）所示. 可以看出考虑支撑剂非 均匀分布的条件下，裂缝网络的有效控制面积相 20 10 15 5 Average conductivity of fracture network/(D·cm) 0 10 20 30 40 50 15 25 35 45 55 60 Closure pressure/MPa Injection velocity of 0.6 m·s−1 Injection velocity of 0.5 m·s−1 Injection velocity of 0.4 m·s−1 Injection velocity of 0.3 m·s−1 图 6    携砂液注入速度对缝网整体导流能力的影响 Fig.6     Effect  of  proppant-laden  fluid  injection  velocity  on  fracture network conductivity Reservoir length/m (a) Volume fraction 20 0.6 15 0.5 10 0.4 5 0.3 0 0.2 0.1 −5 0 5 10 0 Reservoir length/m Pressure/(107 Pa) (b) 2.5 2.4 2.3 2.2 2.1 2.0 1.9 1.8 1.7 1.6 1.5 Reservoir length/m Volume fraction (c) 20 0.6 15 0.5 10 0.4 5 0.3 0.2 0.1 −5 0 5 10 0 Pressure/(107 Pa) (d) 2.5 2.4 2.3 2.2 2.1 2.0 1.9 1.8 1.7 1.6 1.5 图 7    裂缝网络内支撑剂理想均匀分布与不均匀分布条件下的致密储层开发 300 d 压力场对比. （a）支撑剂均匀分布状态；（b）基于支撑剂均匀分 布的储层压力场分布；（c）支撑剂不均匀分布；（d）基于支撑剂不均匀分布的储层压力场分布 Fig.7    Comparison between pressure distribution based on proppant idealized and uneven distribution at 300 days in a tight oil reservoir: (a) idealized proppant distribution; (b) pressure distribution with even proppant distribution; (c) uneven proppant distribution; (d) pressure distribution with uneven proppant distribution 表 2    基本计算参数 Table 2    Basic calculation parameters Parameters Value Parameters Value Reservoir length/m 250 Reservoir width/m 250 Reservoir height/m 10 Permeability of matrix/mD 0.5 TPG in matrix/(MPa·m−1) 0.05 Porosity of matrix/% 9.14 Wellbore pressure/MPa 15 Initial reservoir pressure/MPa 25 Note: TPG—Threshold pressure gradient. · 1322 · 工程科学学报，第 42 卷，第 10 期