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《Oseil油田碳酸盐岩油藏裂缝描述及数值模拟研究》篇一一、引言Oseil油田作为一个重要的碳酸盐岩油藏，其储层特性特别是裂缝分布与油田的开发具有重要关系。
了解裂缝的形态、规模及分布情况对于优化采油工艺和提高采收率具有重要意义。
本文将对Oseil油田的碳酸盐岩油藏裂缝进行详细描述，并基于数值模拟技术进行深入研究。
二、Oseil油田碳酸盐岩油藏裂缝描述1. 裂缝类型与形态Oseil油田的碳酸盐岩油藏中，裂缝主要分为构造裂缝和成岩裂缝两大类。
构造裂缝主要由地壳运动引起，形态上多呈直线或曲线状；成岩裂缝则是在岩石成岩过程中由于温度、压力变化等因素形成的，形态较为复杂。
2. 裂缝规模与分布通过对油田进行地质勘探和地球物理分析，我们发现Oseil 油田的裂缝规模较大，部分主裂缝宽度可达数十米。
在空间分布上，这些裂缝往往呈网络状分布，且具有一定的方向性。
在平面和剖面上均存在较大的变化。
三、数值模拟研究方法针对Oseil油田的碳酸盐岩油藏，我们采用了数值模拟技术进行研究。
该技术通过建立数学模型，模拟油田的实际生产过程，从而预测和优化采油工艺。
在模型中，我们详细考虑了裂缝的形态、规模及分布情况，以及油藏的物理性质、流体性质等因素。
四、数值模拟结果与分析1. 油藏流场模拟通过数值模拟，我们得到了Oseil油田的流场分布情况。
在裂缝发育的区域，流速较快，压力降低较快；而在非裂缝区域，流速较慢，压力降低较慢。
这表明裂缝对油藏的流体流动具有重要影响。
2. 采收率预测与优化基于流场模拟结果，我们可以预测不同开采工艺下的采收率。
通过对比分析，我们发现优化采油工艺、合理安排井位和调整开采速度等措施可以有效提高采收率。
此外，针对不同区域的裂缝分布情况，我们还可以制定针对性的开采策略。
五、结论通过对Oseil油田的碳酸盐岩油藏裂缝进行详细描述及数值模拟研究，我们得到了以下结论：1. Oseil油田的碳酸盐岩油藏中存在大量构造裂缝和成岩裂缝，这些裂缝对油藏的流体流动具有重要影响。
大裂缝油藏数值模拟方法及适应性探讨【摘要】本文归纳总结了目前油藏数值模拟中对大裂缝的几种处理方式，重点介绍了一种单重介质传导型裂缝模型，并通过实例从计算效果、计算速度、收敛性、直观性等方面对各种方法进行对比，总结得到了各方法的优缺点及适用情况。
在此基础上提出了大裂缝油藏数值模拟技术的改进方向。
【关键词】大裂缝油藏数值模拟单重介质传导型裂缝模型以裂缝为主要渗流通道的裂缝性油藏在碳酸盐岩油藏、低渗透性油藏中都占据着相当大的比例，而压裂开发又是其重要的开发方式。
如何对大裂缝（包括天然大裂缝及人工压裂裂缝）进行科学而有效的模拟是影响开发效果预测的重要问题。
1 大裂缝油藏数值模拟处理方法1.1 网格化表征法网格化表征法主要采用裂缝网格化技术来显式地描述大裂缝的性质（包括走向，形态，开度、长度等），主要有密网格法，局部网格加密法，非结构网格法等。
本文中以局部网格加密法为代表。
局部网格加密法可以显式地对裂缝进行建模和描述，在描述及显示驱替过程方面表现较好。
但有可能因为局部裂缝孔隙体积过小而引起收敛性困难，特别是在裂缝中的重力分异过程描述水线突进时。
另外对于复杂裂缝系统，局部网格加密法对于裂缝的描述非常复杂。
1.2 等效渗流特征描述法等效渗流特征描述法主要采用流动能力的等效计算对裂缝的渗流能力进行等价。
等效级差法是该类方法的代表。
主要做法是在原有网格系统的基础上，根据传导率等效原则，修改包含裂缝网格的渗透率，近似地等价裂缝渗流效果。
该方法由于使用方便，只需要修改网格的渗透率，因此仍然是目前经常使用的近似裂缝模拟方法之一。
但该方法在计算的过程中经常会出现即使将裂缝处的渗透率改的很大，仍见水时间晚的情况。
1.3 双重介质描述方法双重介质模型把发育的互相连通的裂缝看成是一种连续介质，同时把被裂缝切割的岩块也看作一种连续介质。
两个连续介质在空间上是重叠的，即每个几何点既属于裂缝连续介质也属于基质。
裂缝和岩块中的流体按照一定规律进行交换。
《Oseil油田碳酸盐岩油藏裂缝描述及数值模拟研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，碳酸盐岩油藏因其储量丰富和良好的开采潜力，已成为全球石油工业的重要研究对象。
Oseil 油田作为碳酸盐岩油藏的典型代表，其内部的裂缝发育和油藏特征对于油气的有效开发具有重要意义。
本文旨在通过对Oseil油田碳酸盐岩油藏的裂缝进行详细描述，并利用数值模拟方法进行深入研究，以期为该油田的合理开发和利用提供科学依据。
二、Oseil油田碳酸盐岩油藏裂缝描述（一）裂缝类型与分布Oseil油田碳酸盐岩油藏的裂缝主要包括构造裂缝和成岩裂缝两种类型。
构造裂缝主要由地壳应力作用形成，呈网状分布，具有较好的连通性；成岩裂缝则是在岩石成岩过程中形成的，分布较为零散。
通过地质勘探资料和岩心分析，我们可以发现这些裂缝在油田内具有一定的规律性分布。
（二）裂缝特征参数裂缝的特征参数包括裂缝的宽度、长度、密度和方向等。
通过对岩心和测井数据的分析，我们可以得到这些参数的具体数值。
在Oseil油田中，裂缝宽度多在几毫米到几十毫米之间，长度则数米至数百米不等。
裂缝密度则受岩性、构造等因素的影响，具有一定的区域性差异。
此外，裂缝的方向也受地应力场的影响，具有明显的方向性。
三、数值模拟研究方法针对Oseil油田碳酸盐岩油藏的裂缝特征，我们采用了先进的数值模拟方法进行研究。
首先，建立了油田的地质模型，包括岩石类型、孔隙度、渗透率等参数的分布。
然后，利用有限元或有限差分等方法，对油田的流场进行模拟，分析油气的运动规律。
此外，还考虑了重力、毛细管力等因素对油气运动的影响。
四、数值模拟结果分析（一）流场分布特征通过数值模拟，我们可以得到油田的流场分布特征。
在Oseil 油田中，由于裂缝的存在，流场呈现出明显的非均质性。
在裂缝发育的区域，油气运移速度较快，压力降低较快；而在其他区域，油气运移速度较慢，压力相对稳定。
这种非均质性对油气的开采具有重要影响。
（二）开采策略建议根据流场分布特征，我们可以制定相应的开采策略。
图片简介:本技术介绍了一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，包括以下步骤，获取天然裂缝分布信息，生成离散天然裂缝系统几何模型，根据实际工程问题确定水力裂缝扩展模拟相关参数，建立深层油气藏水力裂缝扩展数学模型，基于所述模型开展数值计算，得到数值模拟结果，根据数值模拟结果进行压裂效果分析，本技术采用弹塑性本构方程描述深层油气藏压裂过程中的岩石非线性变形，耦合井筒内、裂缝内和基质中流体流动，实现深层油气藏水力裂缝扩展过程的精准模拟，并对压裂效果进行定量分析，为深层油气藏人工压裂的预测、评价和优化提供有效手段。
技术要求1.一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于，包括以下步骤:S1.获取天然裂缝分布信息，生成离散天然裂缝系统几何模型；S2.确定所述水力裂缝扩展数值模拟的相关参数；S3.建立深层油气藏水力裂缝扩展数学模型，基于所述深层油气藏水力裂缝扩展数学模型开展数值计算，得到数值模拟结果；S4.根据所述数值模拟结果进行压裂效果分析。
2.根据权利要求1所述一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于：所述S1包括：根据深层油气藏的实际地质数据和现有地质模型数据，获取在水平面上的所述天然裂缝分布信息，包括裂缝的中心点、长度、倾角信息；根据所述天然裂缝分布信息，建立所述离散天然裂缝系统几何模型；若地层中不发育有天然裂缝，则此步骤省略。
3.根据权利要求1所述一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于：S2所述相关参数包括：岩石弹性力学参数，包括杨氏模量和泊松比；岩石塑性力学参数，包括内摩擦角、膨胀角和粘聚力；岩石断裂力学参数，包括抗拉强度和断裂能；岩石天然裂缝性质，包括内聚力和摩擦角；岩石物理参数，渗透率和孔隙度；储层参数，储层厚度、孔隙压力和水平主应力；压裂液参数，粘度、密度和注入速率。
4.根据权利要求1所述一种深层油气藏水力裂缝扩展数值模拟的方法，其特征在于：所述S3包括：S3.1.构建岩石非线性变形模型；S3.2.构建流体流动模型；S3.3.构建全局嵌入式内聚区模型；S3.4.多物理场耦合求解。
《裂缝性特低滲透油藏物理模拟实验方法及其应用》篇一裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用一、引言随着油气资源需求的日益增长，裂缝性特低渗透油藏的开发成为了重要的研究领域。
由于这类油藏具有特殊的储层特征，如低渗透性、裂缝发育等，传统的开采方法往往难以满足高效开发的需求。
因此，开展裂缝性特低渗透油藏的物理模拟实验研究，对于理解其储层特性、优化开采策略和提高采收率具有重要意义。
本文旨在介绍裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用，以期为相关研究提供参考。
二、裂缝性特低渗透油藏特点裂缝性特低渗透油藏是指储层中存在大量裂缝，且渗透性极低的油藏。
这类油藏具有以下特点：1. 储层非均质性严重，渗透率差异大；2. 裂缝发育，但连通性差；3. 油气流动性差，采收率低。
三、物理模拟实验方法为了研究裂缝性特低渗透油藏的储层特性和开采策略，本文提出了一种物理模拟实验方法。
该方法主要包括以下步骤：1. 模型设计与制作：根据实际地质资料，设计符合储层特征的物理模型。
模型应包括基质和裂缝两部分，基质采用低渗透介质，裂缝采用高精度模型进行模拟。
2. 实验装置搭建：搭建包括供液系统、测量系统和数据采集系统的物理模拟实验装置。
供液系统用于提供实验所需的流体，测量系统用于测量流体的流动特性，数据采集系统用于记录实验过程中的数据。
3. 实验过程：按照预定的实验方案，进行物理模拟实验。
实验过程中应控制温度、压力等参数，并记录流体的流动特性、压力分布等数据。
4. 数据处理与分析：对实验数据进行处理和分析，包括流场分析、压力分析、采收率分析等。
通过分析数据，可以了解储层的流动特性、裂缝的连通性以及开采策略的优化方向。
四、应用实例以某地区裂缝性特低渗透油藏为例，采用上述物理模拟实验方法进行研究。
通过实验发现，该油藏的基质渗透率较低，但裂缝发育，具有一定的连通性。
在开采过程中，应采用合适的开采策略，如调整井网布局、优化注采比等，以提高采收率。
裂缝性油藏数值模拟方法姚军（中国石油大学山东东营 257061）摘要：目前对天然裂缝性油藏的数值模拟可以大致分为连续性模型和离散性模型两大类；连续性模型又可以分为双重介质模型和单介质模型，双重介质模型主要是以Barrenblatt 和Warren-Root在20世纪60年代提出的双重孔隙/双重渗透模型为基础，在这类模型中认为油藏中每一点都存在有基岩和裂缝两种介质，基岩被相互平行排列的裂缝分割称为单个的岩块，每种介质存在独立的水动力场，通过两种介质间的窜流的将其联系起来；而对于单介质模型，则是通过一定的方法将裂缝的渗透率和基岩的渗透率进行综合的考虑，得出整个油田的有效渗透率，该有效渗透率考虑了裂缝的密度、方位等的影响，然后将该有效渗透率输入到普通的单一介质模拟器中来对裂缝性油藏进行模拟；由于双重介质模型不能够对不连续且控制着流体流动的大裂缝进行准确的模拟等原因，离散性模型在近段时间逐渐发展起来，而其又可以分为离散裂缝网络模型和离散管网模型；在离散裂缝网络模型中，对地质上描述出来的每个裂缝都进行了离散的显式的表示，同时根据局部裂缝的形状决定基岩的几何形状，由于地质上描述的裂缝数目一般较多，相应的在数值模拟中需要的离散点数目也就十分巨大，对模拟造成了一定的困难，所以目前很多的专家和学者又对该方法进行了进一步的改进，有许多简化的方法存在；离散管网模型则是先对所要模拟的区域进行了网格的划分，进而采用管子连接两个网格块，相应的两个网格块之间的传导率也采用管子的传导率来代替，这种方法的特点是数学上比较简单，灵活性较强，同时由于管子只对其连接的两个网格有影响，所以改变管子的传导率只会影响一个方向的传导性，而不会像常规的模拟器那样要同时影响两边的传导性，但是该方法目前研究较少。
0 前言随着世界碳酸盐岩油气田的大规模开发，系统深入研究这类油气田的渗流模式及其在开发中的应用已成为重要课题。
地质学家通过岩芯分析，确认碳酸盐岩(灰岩、白云岩)具有明显可见的裂缝、孔洞，含有密集的树枝状构造的粗裂缝以及连接的孔洞和孔隙。
《裂缝性特低滲透油藏物理模拟实验方法及其应用》篇一裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用一、引言随着全球能源需求的不断增长，特低渗透油藏的开发利用逐渐成为石油工业的焦点。
其中，裂缝性特低渗透油藏因其独特的储层结构和渗流特性，对开发技术和方法提出了更高的要求。
物理模拟实验作为研究此类油藏的有效手段，能够为实际生产提供有力的技术支持。
本文将介绍裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验的方法，并探讨其在实践中的应用。
二、实验原理物理模拟实验以实际地质条件为基础，通过对油藏储层结构和流体的特性进行简化与再现，对油气开采过程中的各种现象进行观测和分析。
其核心思想是通过物理模拟方法模拟储层内部的多尺度孔隙结构和复杂的流动过程，揭示特低渗透油藏的渗流规律。
三、实验方法（一）实验设备裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验需要使用专门的物理模拟设备，包括模拟储层、流体注入系统、压力测量系统等。
其中，模拟储层应能够模拟实际储层的孔隙结构、裂缝分布等特性。
（二）实验步骤1. 准备实验样品：根据实际储层条件制备相应的实验样品，如模拟岩心等。
2. 建立实验装置：搭建物理模拟设备，设置相关参数，如压力、温度等。
3. 注入流体：通过流体注入系统向模拟储层注入原油或其他流体。
4. 观测记录：通过压力测量系统等设备观测并记录实验过程中的各种数据。
5. 数据分析：对收集到的数据进行处理和分析，得出结论。
四、应用实例以某裂缝性特低渗透油藏为例，采用物理模拟实验方法对储层特性和流体流动规律进行了研究。
首先，通过物理模拟设备建立与实际储层相似的物理模型；然后，向模型中注入原油，观测其渗流过程；最后，通过压力测量等手段收集数据，分析得出该油藏的渗流规律和开发策略。
根据实验结果，优化了开采方案，提高了采收率。
五、结论与展望裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法为研究此类油藏提供了有效的手段。
通过物理模拟实验，可以更准确地了解储层的特性和流体的流动规律，为实际生产提供有力的技术支持。
《裂缝性特低滲透油藏物理模拟实验方法及其应用》篇一裂缝性特低渗透油藏物理模拟实验方法及其应用一、引言裂缝性特低渗透油藏作为石油勘探开发领域的一个重要部分，具有显著的挑战性。
这一类油藏的特点是孔隙网络中存在的细微裂缝导致储层渗流速度慢、渗透性低。
准确而全面地理解和预测此类油藏的开采行为，对于提高采收率、优化开采策略和降低开发成本具有重要意义。
因此，本文将详细介绍一种针对裂缝性特低渗透油藏的物理模拟实验方法，并探讨其在实际应用中的价值。
二、裂缝性特低渗透油藏的物理模拟实验方法1. 实验装置和材料物理模拟实验装置包括：油藏模拟系统、储层模拟器、高压驱替系统和微观成像系统等。
使用的材料主要包括砂石、矿物颗粒、人造流体等。
2. 实验步骤（1）储层模型的建立：根据地质资料和测井数据，通过合理比例配制砂石和矿物颗粒，构建与实际储层相似的物理模型。
（2）模拟油藏条件：在模拟器中设置适当的温度、压力等条件，以模拟实际油藏的储层环境。
（3）驱替实验：通过高压驱替系统，向储层模型中注入人造流体，观察并记录流体的流动行为和分布情况。
（4）微观分析：利用微观成像系统对储层模型进行微观观察，分析裂缝的分布、大小、连通性等特征对流体流动的影响。
三、实验结果分析通过物理模拟实验，可以获得以下关键信息：1. 裂缝的分布和大小：通过微观成像系统观察和分析，可以获得裂缝的分布情况、大小和连通性等信息。
这些信息对于了解储层的渗流特性和优化开采策略具有重要意义。
2. 流体流动行为：通过驱替实验，可以观察到流体的流动行为和分布情况，包括流体的流向、速度和分布等。
这些信息可以帮助我们更好地了解储层的渗流特性。
3. 开发潜力评估：结合实验数据和地质资料，可以对裂缝性特低渗透油藏的开发潜力进行评估，为优化开采策略提供依据。
四、应用与讨论裂缝性特低渗透油藏的物理模拟实验方法在实际应用中具有重要的价值。
具体表现在以下几个方面：1. 优化开采策略：通过对储层模型进行物理模拟实验，可以更好地了解储层的渗流特性和流体流动行为，从而为优化开采策略提供依据。
基于非线性渗流的低渗裂缝性油藏数值模拟研究的开题报告一、研究背景及意义随着石油资源开发的不断推进，越来越多的低渗裂缝性油藏被发现并开始被开采。
传统的线性渗流理论已经无法完全描述这类油藏中的流动行为，因为渗透率的变化不再是线性的。
因此，研究基于非线性渗流的低渗裂缝性油藏数值模拟方法，具有重要的学术和实践意义。
二、研究内容本文将采用数值模拟方法，基于非线性渗流理论，研究低渗裂缝性油藏中流体的渗流规律及产出特征。
具体来说，本文将包括以下几个方面的内容：1. 建立非线性渗流理论模型：分析裂缝网络、孔隙与渗透率的非线性关系，建立适用于低渗裂缝性油藏的非线性渗流理论模型。
2. 建立数值计算模型：采用离散单元法或边界元法，建立低渗裂缝性油藏的数值模型，考虑裂缝网络和孔隙介质的复杂性，模拟流体运动的过程。
3. 数值求解：利用计算机数值方法求解所建立的非线性渗流方程组，获得油藏中油水分布、流量、压力等数据。
4. 其他特征分析：通过对数值模拟结果的分析，研究低渗裂缝性油藏产出特征，包括但不限于产油率、水驱率、剩余油分布规律等。
三、预期成果本文的预期成果包括：1. 建立适用于低渗裂缝性油藏的非线性渗流模型，能够更准确地描述油藏中流体的运动规律。
2. 建立低渗裂缝性油藏的数值计算模型，可以用于仿真和预测油藏产量，为油藏的开发和管理提供参考。
3. 通过数值模拟结果的分析，研究低渗裂缝性油藏的产出特征，为该类油藏的开发提供决策依据。
四、研究方法本研究将采用基于非线性渗流理论的数值模拟方法，主要包括以下几个步骤：1. 建立非线性渗流理论模型：分析裂缝网络、孔隙与渗透率的非线性关系，建立适用于低渗裂缝性油藏的非线性渗流理论模型。
2. 建立数值计算模型：采用离散单元法或边界元法，建立低渗裂缝性油藏的数值模型，考虑裂缝网络和孔隙介质的复杂性，模拟流体运动的过程。
3. 数值求解：利用计算机数值方法求解所建立的非线性渗流方程组，获得油藏中油水分布、流量、压力等数据。
裂缝性油藏数值模拟方法摘要：目前对天然裂缝性油藏的数值模拟可以大致分为连续性模型和离散性模型两大类；连续性模型又可以分为双重介质模型和单介质模型，双重介质模型主要是以Barrenblatt和Warren-Root在20世纪60年代提出的双重孔隙/双重渗透模型为基础，在这类模型中认为油藏中每一点都存在有基岩和裂缝两种介质，基岩被相互平行排列的裂缝分割称为单个的岩块，每种介质存在独立的水动力场，通过两种介质间的窜流的将其联系起来；而对于单介质模型，则是通过一定的方法将裂缝的渗透率和基岩的渗透率进行综合的考虑，得出整个油田的有效渗透率，该有效渗透率考虑了裂缝的密度、方位等的影响，然后将该有效渗透率输入到普通的单一介质模拟器中来对裂缝性油藏进行模拟；由于双重介质模型不能够对不连续且控制着流体流动的大裂缝进行准确的模拟等原因，离散性模型在近段时间逐渐发展起来，而其又可以分为离散裂缝网络模型和离散管网模型；在离散裂缝网络模型中，对地质上描述出来的每个裂缝都进行了离散的显式的表示，同时根据局部裂缝的形状决定基岩的几何形状，由于地质上描述的裂缝数目一般较多，相应的在数值模拟中需要的离散点数目也就十分巨大，对模拟造成了一定的困难，所以目前很多的专家和学者又对该方法进行了进一步的改进，有许多简化的方法存在；离散管网模型则是先对所要模拟的区域进行了网格的划分，进而采用管子连接两个网格块，相应的两个网格块之间的传导率也采用管子的传导率来代替，这种方法的特点是数学上比较简单，灵活性较强，同时由于管子只对其连接的两个网格有影响，所以改变管子的传导率只会影响一个方向的传导性，而不会像常规的模拟器那样要同时影响两边的传导性，但是该方法目前研究较少。
0 前言随着世界碳酸盐岩油气田的大规模开发，系统深入研究这类油气田的渗流模式及其在开发中的应用已成为重要课题。
地质学家通过岩芯分析，确认碳酸盐岩(灰岩、白云岩)具有明显可见的裂缝、孔洞，含有密集的树枝状构造的粗裂缝以及连接的孔洞和孔隙。
这类特殊的储集层结构不仅造成了井的高产、不稳定、跃变等开采特征，而且也造成各异的油气井压力降或压力恢复曲线特征。
碳酸盐岩油藏在孔隙结构和渗流机理上同砂岩油藏相比都存在很大的差别，由于天然裂缝的发育十分的不规则，裂缝的密度、长度、方位等参数都会因沉积过程以及沉积后应力的变化而变得非均质性极强，裂缝的发育程度和连接性也因此而各异，同时由于基岩的存在并向裂缝和/或井筒供液，造成了相同位置基岩和裂缝压力和饱和度也存在着很大的差异，相应也就导致了渗吸、渗流、重力驱替以及再渗透等的发生，使得两种介质之间的窜流机理异常的复杂；所以目前对于天然裂缝性油藏进行模拟存在的最大的问题就是如何以最小的费用真实的对裂缝进行描述和对介质间窜流的正确理解和准确的模拟。
1 连续性模型数值模拟1．1 双重介质模型对于天然裂缝性油藏的数值模拟问题，1976年Kazemi开发了一套可以用于对天然裂缝性油藏进行单相或两相流动进行模拟的三维数值模拟器；该模型是从Warren-Root的单相模型扩展到两相的，模拟器中考虑了因此而引起的流体的相对渗透率、重力作用、渗吸作用以及油藏性质的变化；可以对均匀分布的或者不均匀分布的甚至是没有裂缝的情况进行模拟，并可以进行裂缝性油藏中油水驱替过程的模拟和非稳态测试的计算。
在该模型中，Kazemi将裂缝作为连续介质，而将基岩作为被裂缝切割的不连续的岩块，同时裂缝也就成为了基岩的边界；流动方程是通过有限差分的方法进行差分的，一个典型的差分网格可以包括一个或者几个基岩岩块，在这种情况下，所有在该差分网格中的基岩岩块都具有相同的压力和饱和度；对单个基岩岩块内的重力分异作用没有进行考虑，但对一个计算网格到另一个计算网格的整体的重力分异进行了计算；为了对非均质性进行考虑，对局部的孔隙度和渗透率进行重新的定义，可以对局部裂缝或非裂缝的情况进行模拟，在对非裂缝部分进行处理的过程中，Kazemi给出的方法是这样的，即先把非裂缝区域的各种基岩介质的性质都设置为零，然后再将裂缝的性质设置为基岩的性质。
Kazemi的天然裂缝性油藏数值模拟的研究打开了这方面的先河，随后有很多的专家对这方面的问题进行了研究。
几乎在和Kazemi同一时期，Rossen提出了一个方法对裂缝性油藏进行模拟，不像其他的常规模拟其只对裂缝进行模拟，在Rossen的方法中，将基岩岩块作为了一种源或汇来进行处理，该源或汇项是基岩岩块和流体性质的函数，同时像Kazemi方法中一样，其将裂缝中的压力和饱和度作为了基岩的边界条件，这些源/汇项方程或者通过历史拟合模拟、或者通过单独的实验室实验或者通过单基岩岩块的模拟得出。
该方法在裂缝性油藏模拟中的应用相对于目前存在的模拟方法存在着很多的优点，首先第一点是在对裂缝进行模的压力和饱和度的计算过程中，源/汇项都是采用半隐式进行处理的，这就避免了在随后的裂缝-基岩求解的过程中所固有的不稳定的问题，同时也将基岩和裂缝之间的动态联系的更加紧密了；为了对一个大的模拟网格中流体的接触面的运动进行模拟和对油气和油水接触面的后退进行处理，文章中给出了一些有针对性的方法。
在Rossen 的方法中，其将出入基岩中的流体的交换的处理和常规模拟器中对注入和生产的处理类似；流体向裂缝的流动由“源”来代表，而由裂缝向基岩的流动的流动则用“汇”来代表。
同时在该方法中，基岩被分为了两类，一类是具有低孔隙度和高含水饱和度的称之为“湿岩块”，这类基岩为油藏提供压力支持，但只能和裂缝交换水；第二类是高孔隙度和具有较高含油率的基岩，称之为“有效基岩”，其可以通过重力驱动、毛细管压力效应和流体膨胀的作用等和裂缝之间进行原油的窜流；每一个计算网格都包括一个“湿岩块”和一个“有效岩块”，可以代表流入和流出这些基岩的“源”和“汇”。
“源”或“汇”项的符号和大小取决于基岩岩块的类型、基岩中流体的饱和度和周围裂缝中流体的环境。
例如对于“有效基岩”处于裂缝中为原油的环境下，其窜流量可以用简单的物质平衡方程进行计算：1111++++-=n on m n om n m n o n om n o B PV S PV B S Q （1） 由于未知数是1+n o P ，所以可以采用半隐式的方法对上式进行处理：()n o n o o om n om n om P P P Q Q Q -∂∂+=++11 （2） （1）式表示的是基岩中排出的油量，（2）式近似表示了进入裂缝中的油量，二者并不相等，为了保持物质平衡，可采用下式进行校正：()()n o n o o n om n o n o o n om nom n om P P P Q P P P Q Q Q -∂∂+-∂∂-=++-+1111（3） 当“有效岩块”处于水或天然气的环境下，不但存在着流体的膨胀，同时还存在着渗吸和重力驱替等作用，所以在各种不同的情况下要分别进行考虑；同时在对水和天然气环境的处理过程中采用了采收率曲线，该曲线将基岩岩块在一定的压力水平下水或天然气的饱和度和无因次时间关联了起来，该采收率曲线可以通过实验室实验或者数值模拟的方法获得。
随后在1983年，Thomas等人建立了一个可以用于对裂缝性油藏进行三维、油气水三相的流动进行模拟的模型，采用了双重介质系统，即流体的流动主要发生在裂缝中，同时在局部存在着基岩和裂缝之间流体的交换，基岩和裂缝之间的流体交换函数是由Warren-Root方法延伸所得到的，但考虑了毛细管压力、重力和粘滞力的影响。
裂缝的流动方程和基岩/裂缝之间的流动方程都对压力、水饱和度、气饱和度和饱和压力进行了隐式的求解，考虑了毛管力和相对渗透率的滞后效应。
但是其仍然对每一个计算网格中基岩岩块都认为是相同的来处理；但在考虑基岩和裂缝的窜流时，从流体的饱和度的角度对相对渗透率参数进行了修正。
同样是在1983年，A.M.Saidi认识到了基岩和裂缝之间拟稳态窜流函数的局限性，开发了一个三维三相模拟器，可以对全部或部分发育裂缝的油藏进行研究；当裂缝性油藏中的压力以较大的速度下降或者是由较大的区块所组成时，相对于不稳态方程，拟稳态的计算将会导致较大的误差；同时，当重力驱替和渗吸过程等这些裂缝性油藏中最重要的机理仅用一个“集成参数”来代替时，在对基岩和裂缝之间的窜流量的计算中会出现更大的误差。
由于以上的原因，Saidi在对裂缝性油藏进行数值模拟的过程中，对基岩网格进行了再次的划分，同时基岩和裂缝之间的窜流也采用了不稳态压力和扩散方程进行了计算；在这种计算方法中，重力驱替也得到了准确的描述。
由于基岩和裂缝之间的窜流函数取决于其相对于裂缝中油气界面和油水界面的位置，所以对每一种可能的情况都进行了推导。
在众多的因素中，基岩的几何形态是对裂缝性油藏的采收率进行评估的一个主要的因素，因此对一个给定油藏其中的基岩岩块尺寸的规模进行估计是十分重要的，或者最少应该知道随着深度的不同基岩的平均尺寸。
在确定了基岩周围流体性质之后，Saidi对基岩和裂缝的压力进行了分别的计算，进而对于基岩处于不同的液体环境中时的窜流量、毛管压力、相对渗透率以及相对渗透率导数等的计算都进行了不同的处理，从而得到了基岩在不同边界条件（裂缝中的压力和流体分布）的窜流量。
以上这些模型都是基于双重介质的天然裂缝性油藏数值模拟模型，大致上可以分为两大类：1、对裂缝系统进行网格划分，通常为一组基岩岩块对应于每一个裂缝网格，用窜流函数来表示由于重力驱替或者其他过程所引起的基岩和裂缝之间的窜流；2、其他方面和上面类似，只是采用拟稳态的概念来描述基岩和裂缝之间的窜流。
1.2 有效渗透率方法关于连续性介质对天然裂缝性油藏的模拟，Michael F.Lough ，Seong H.Lee 和Jairam Kamath 等人提出了一个计算有效渗透率的新方法，该有效渗透率可以用于常规的数值模拟器；其基础在于其结合了离散裂缝网络所代表的裂缝的真实性和连续性模型所能够提供的对计算的复杂性；最终提出来了一个基于边界元方法的高效的数值计算代码；该代码允许裂缝系统非常的复杂并且连接性较差的情况，同时还包括了基岩中流体流动的贡献；对于流体在基岩中的流动，裂缝系统将其处理为一个面源分布；采用了周期性边界条件来计算单个网格的有限渗透率。
有效渗透率的计算可以简单的用一下几个式子进行表示：P ∇-= （4）其中：⎰⎰∇=∇G G dv pdv P=文中首先用一个简单的模型对其方法进行了检验，然后将其应用到了一个实际的油藏中，如下几图很好的说明了该方的应用；图1中上图是一个假设的裂缝网络，下图则是采用上述方法计算出来的每个网格的有效渗透率，从图中可以看出，有效渗透率很好的表示了裂缝的密度、方位等的影响；图2～5则是对一个真实油藏的有效渗透率的计算、流动的数值模拟以及模拟结果和裂缝方位等的对比，同样可以看出其有着很好的符合性。
