深部储层压驱一体化提高油气藏开发压力分布的

本发明涉及油气藏开发，具体为深部储层压驱一体化提高油气藏开发压力分布的模拟方法。背景技术：1、传统的油气藏开发压力分布模拟方法通常依赖于简化的假设和经验公式，这些方法在处理复杂的地质条件和流体流动行为时准确度较低，而本技术的油气藏开发压力分布的模拟方法建立三维地质模型、渗流模型、地应力模型和离散缝网模型，并进行形成综合模拟系统可以解决传统压力模拟方法单一和模拟结果不准确的问题。2、现有的油气藏开发存在的缺陷是：3、1、专利文件cn110188374b公开了一种井内有气体条件下连续油管井下压力模拟方法，该文件主要考虑如何提高模拟系统对连续油管作业参数的仿真度的问题，并没有考虑到如何解决压力模拟方法单一，导致模拟结果不准确的问题；4、2、专利文件cn105184061b公开了产气井温度压力分布的数值模拟方法，该文件主要考虑如何能够对产气井的温度和压力分布进行精确预测的问题，并没有考虑到如何将压力驱动与油藏开发过程相结合，从而最大化资源回收和油气藏开发的可持续性的问题；5、3、专利文件cn112990629b公开了一种非常规油气藏开采方法及系统，该文件主要考虑如何克服传统技术中不同压裂段产出量及剩余油量差异大、整体开采效果差的缺陷的问题，并没有考虑到如何确保压驱过程的稳定性和效率，从而提高油气藏的开采效率的问题。6、4、专利文件cn104866681b公开了高温高压油气斜井关井过程中温度压力数值模拟方法，该文件主要考虑如何对井流的温度和压力分布进行精确预测的问题，并没有考虑到如何在油气藏开发中适应复杂地质条件，并降低成本和减少环境影响的问题。技术实现思路1、本发明的目的在于提供深部储层压驱一体化提高油气藏开发压力分布的模拟方法，以解决上述背景技术中提出的问题。2、为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：深部储层压驱一体化提高油气藏开发压力分布的模拟方法，模拟方法如下：3、步骤s1、收集和整理建立模拟模型所需的数据；4、步骤s2、建立模拟模型，并导入压驱一体化初始方案；5、步骤s1中，还包括如下步骤：6、步骤s11：模拟模型包括三维地质模型、渗流模型、地应力模型和离散缝网模型，建立三维地质模型所需的数据包括地质构造数据、地球物理数据和井筒数据，建立渗流模型所需的数据包括孔隙度与渗透率数据、流体性质数据、压力数据和流动边界条件，建立地应力模型所需的数据包括岩石力学性质数据和地应力测量数据，建立离散缝网模型所需的数据包括裂缝几何参数、裂缝分布数据和裂缝连通性数据；7、步骤s12：将收集到的建立三维地质模型、渗流模型、地应力模型和离散缝网模型所需的数据进行整理，整理包括数据的清洗、分类和筛选，随后将不同来源、不同格式的数据转换为统一的格式和标准，并将整理好的数据导入到数据库中，进行存储和管理，最后对整理好的数据进行逻辑性、一致性和合理性检查及验证；8、步骤s2中，还包括如下步骤：9、步骤s21：将三维地质模型、渗流模型、地应力模型和离散缝网模型进行集成，形成综合模拟系统；10、步骤s22：对综合模拟系统进行测试，确保各模型之间的协同工作和数据准确，并对比实际数据与模拟结果对综合模拟系统进行验证；11、步骤s23：根据实际的地质和工程条件，在综合模拟系统中导入压驱一体化初始方案，依次设置模型的初始参数、边界条件和初始条件。12、优选的，地质构造数据包括地层数据、岩性数据、岩体数据、岩相界线数据和构造线数据，地球物理数据包括地震波数据、重力场数据、磁力数据、电磁数据和地电数据，井筒数据包括井位坐标、井深、井径和钻井液性质；13、孔隙度与渗透率数据包括，流体性质数据包括原油密度、粘度和饱和度，压力数据包括初始压力分布和压力梯度，流动边界条件包括储层边界位置和外边界压力；14、岩石力学性质数据包括弹性模量、泊松比、内聚力和内摩擦角，地应力测量数据包括井筒应力测试数据和地震应力反演数据；15、裂缝几何参数包括裂缝长度、宽度、开度和方向，裂缝分布数据包括裂缝密度、产状、位置、形状、张开度和交切关系，裂缝连通性数据包括裂缝联通路径和裂缝网络渗透率。16、优选的，在建立三维地质模型时，将经过收集和整理的三维地质模型建模所需的数据导入三维地质建模软件中，建立三维地质模型；17、在建立渗流模型时，首先建立坐标系，根据收集和整理的模拟区域数据，确定模型的流入流出边界、水位条件以及与其他储层之间的界面和联系，基于达西定律渗流理论，建立连续方程和速度场方程渗流数学模型，根据地下水的初始分布、浓度和压力设置模型的初始条件；18、在建立地应力模型时，首先在有限元分析软件中创建模型空间，导入经过收集和整理的地应力模型建模所需的数据，设置网格密度和类型，根据模拟区域工程需求和地质条件，设置模型的边界条件和载荷；19、在建立离散缝网模型时，根据收集和整理的离散缝网模型建模所需的数据，在建模软件中构建裂缝网络，并对构建的裂缝网络进行连通性分析，确定流体在裂缝网络中的流动路径和模式。20、优选的，模拟方法还包括如下步骤：21、步骤s3、运行三维地质模型、渗流模型、地应力模型和离散缝网模型，优化压驱参数；22、步骤s4、模拟运行完成后，输出和分析模拟运行数据。23、优选的，步骤s3中，还包括如下步骤：24、步骤s31：设定时间步长和迭代次数，启动综合模拟系统，使其按照设定的初始参数、边界条件和初始条件进行模拟运行，在模拟运行过程中，综合模拟系统会根据输入的压驱一体化初始方案，模拟储层中压力分布的变化、流体流动行为和岩石应力的响应；25、步骤s32：随后综合模拟系统进行多次迭代优化，压驱参数包括井网形式、井距、地层压力系数和注水速度与注入量。26、优选的，井网形式优化包括建立井网优化模型、建立经济评价模型、初始井网形式与模拟、优化井网形式模拟、敏感性分析和方案验证与调整；27、首先在综合模拟系统的基础上，构建井网优化模型和建立经济评价模型，并初步确定适合的井网形式，利用建立的综合模拟系统、井网优化模型和建立经济评价模型，对每种初始井网形式进行初始模拟分析，评估其开采效果、压力分布和经济效益，接着，在初始模拟的基础上，对井网形式进行精细化调整，包括井网布局和井型的优化，通过多次的模拟分析，比较不同井网形式组合下的开采效率、压力分布均匀性、采收率和经济效益，找出最佳的井网形式；28、然后，对影响井网形式优化的关键因素进行敏感性分析，包括储层物性、地层压力和开采策略，通过敏感性分析了解各因素对井网形式优化结果的影响程度，最后，根据优化结果和敏感性分析结果，制定合适的井网形式实施方案，在实施方案前，对方案进行验证，在实施过程中，根据实际的开采效果和压力分布数据，对井网形式进行实时监控和调整。29、优选的，井距优化包括初始井距与模拟、优化井距模拟、敏感性分析和方案验证与调整；30、首先，初步设定井距范围，并利用已建立的综合模拟系统进行模拟分析，通过模拟结果，初步了解不同井距下的开采效果、压力分布和经济效益，接下来，在初始模拟的基础上，通过调整井距参数，进行多次的模拟分析，比较不同井距组合下的开采效果、压力分布、经济效益和环境影响，确定最佳的井距方案；31、同时，通过对影响井距优化的关键因素进行敏感性分析，包括储层物性、开采方式和注水策略，明确各因素对优化结果的影响程度，最后，根据优化结果和敏感性分析结果，制定合适的井距实施方案，并且在实施方案前对方案进行验证，在实施过程中，对井距进行实时监控和调整，根据实际的开采效果和压力分布数据，对井距进行微调。32、优选的，地层压力系数优化包括初始地层压力系数与模拟、优化地层压力系数模拟、敏感性分析、方案验证与调整；33、首先，初步设定地层压力系数范围，并利用综合模拟系统进行模拟分析，通过模拟结果，初步了解不同地层压力系数下的开采效果和压力分布，接下来，进行地层压力系数敏感性分析，通过调整综合模拟系统中的地层压力系数，观察和分析其对油气藏开采效果的影响，包括产量变化、压力分布和流体流动；34、然后，基于敏感性分析的结果，进行地层压力系数的优化，根据开采目标和约束条件，确定合理的地层压力系数范围，通过不断调整和优化综合模拟系统中的参数，找到最佳的地层压力系数组合，最后，根据地层压力系数优化结果，制定详细的地层压力系数调整方案，包括调整方法和调整时机，在方案实施过程中，对地层压力系数进行实时监控和调整。35、优选的，注水速度与注入量优化包括初始注水速度与注入量设定与模拟、优化注水速度与注入量模拟、敏感性分析和方案验证与调整；36、首先，根据地质条件和开采经验，初步设定注水速度和注入量，并利用综合模拟系统进行模拟分析，通过模拟结果，初步了解不同注水速度与注入量下的开采效果和压力分布，接下来，在初始模拟的基础上，通过调整注水速度和注入量参数，进行多轮次的模拟分析，比较不同注水速度与注入量组合下的开采效果、压力分布和经济效益，找到最佳的注水速度与注入量组合；37、然后，通过对影响注水速度与注入量优化的关键因素进行敏感性分析，包括储层物性、注水方式和开采策略，了解各因素对优化结果的影响程度，最后，根据优化结果和敏感性分析结果，制定合适的注水速度与注入量实施方案，并且在实施方案前，需要对方案进行验证，同时在实施过程中，还需要对注水速度与注入量进行实时监控和调整，根据实际的开采效果和压力分布数据，对注水速度与注入量进行微调。38、优选的，步骤s4中，还包括如下步骤：39、步骤s41：综合模拟系统运行完成后，将模拟结果以数据的形式输出，输出形式包括压力分布图、流体流动路径图和产量变化曲线，对输出数据进行详细的分析，评估压驱一体化方案的效果，评估的内容包括压力提升幅度、流体流动改善情况和产量增加情况；40、步骤s42：同时，将模拟结果与实际监测数据进行对比，验证模拟结果是否准确，如果发现模拟结果与实际监测数据存在差异，重新检查综合模拟系统中的各个模型的参数设置和模拟过程，找出原因并进行调整。41、与现有技术相比，本发明的有益效果是：42、1、本发明通过建立三维地质模型、渗流模型、地应力模型和离散缝网模型，并进行形成综合模拟系统，可以实现对油气藏的全面模拟和分析，通过该系统，可以综合考虑地质、流体、岩石和裂缝多个因素，三维地质模型提供了储层详细的空间结构和岩石物理性质信息，使得模拟结果更加贴近实际情况，渗流模型则能够模拟流体在储层中的流动行为，揭示流体与岩石之间的相互作用机制，地应力模型则关注储层中的应力分布和岩石应力响应，帮助了解压驱过程中储层的稳定性变化，而离散缝网模型则能够模拟裂缝和孔隙对流体流动的影响，进一步完善了模拟结果的准确性，分析不同压力分布下油气藏的响应和变化，从而制定出更加科学合理的开发方案，可以解决如何避免压力模拟方法单一，导致模拟结果不准确的问题。43、2、本发明通过将压驱一体化与综合模拟系统结合，为油气藏开发提供了一种全新的解决方案，旨在实现压力驱动与油藏开发过程的深度融合，通过综合模拟系统对储层进行精确的模拟和分析，确定压驱一体化技术的最佳实施参数和操作方案，可以确保在实际应用中压驱一体化技术能够充分发挥其优势，实现高效的资源回收，其次，通过模拟不同压力驱动方案下的储层响应，可以预测和评估各种方案对储层稳定性和开采效果的影响，这有助于我们选择最佳的压驱策略，平衡开采效率和储层保护之间的关系，最后，通过数据输出与分析可以不断优化压驱一体化技术的实施过程，确保其在整个开发周期内都能保持高效的资源回收能力，可以解决如何将压力驱动与油藏开发过程相结合，从而最大化资源回收和油气藏开发的可持续性的问题。44、3、本发明通过综合模拟系统进行井网形式和井距迭代优化，通过综合模拟系统的运行，对不同的井网形式和井距进行迭代优化，分析不同方案下的流体流动规律、压力分布情况以及采收率指标，在迭代优化的过程中，根据模拟结果调整井网形式和井距的参数，逐步逼近最优解，通过反复迭代和优化，可以找到最适合当前储层条件的井网形式和井距组合，从而确保压驱过程的稳定性和效率，此外，综合模拟系统还可以考虑其他因素对井网形式和井距的影响，通过综合考虑这些因素，可以制定出更加全面、科学的开发方案，进一步提高油气藏的开采效率，通过综合模拟系统进行井网形式和井距迭代优化，全面考虑储层复杂性，可以解决如何确保压驱过程的稳定性和效率，从而提高油气藏的开采效率的问题。45、4、本发明通过综合模拟系统进行地层压力系数和注水速度与注入量迭代优化，通过综合模拟系统模拟不同地层压力系数下的储层响应，分析其对流体流动、岩石应力以及采收率指标的影响，通过迭代优化，找到最适合当前地质条件的地层压力系数，确保储层的稳定性和开采效率，并通过综合模拟系统模拟不同注水速度和注入量下的储层动态响应，帮助了解注水过程中流体与岩石的相互作用机制，从而制定出最佳的注水策略，针对不同地区和不同储层的地质特征，可以制定出个性化的开发方案，确保开采过程的稳定性和高效性，与此同时通过优化注水策略和注入量，可以减少不必要的能源消耗和水资源浪费，降低开采成本，同时，通过精确控制地层压力系数和注水过程，可以减少对储层的破坏和环境污染，实现油气藏开发的可持续发展，可以解决如何在油气藏开发中适应复杂地质条件，并降低成本和减少环境影响的问题。