数值模拟过程及历史拟合方法

数模模拟过程及历史拟合方法2008年1月中国石油大学（北京）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组目录*数值模拟的过程*地质参数的注意事项*历史拟合的过程及方法*热采模型岩石及流体参数中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要模型1)按流体相数目：单相流模型、两相流模型、三相流模型。2)按空间维数：一维模型、二维模型、三维模型。3)按油藏特性类型：气藏模型、黑油模型、组分模型。气藏模型按其组分的贫富，可以用黑油模型，也可以用组分模型。4)按油藏结构特点、开采过程：裂缝模型、热采模型、化学驱模型、混相驱模型、聚合物驱模型等。其中：黑油模型：描述油、气、水三相同时存在的油藏数学模型，一般认为，只有天然气可以溶于油中或从油中分离出来，油和水及气和水之间不发生质量交换。（ECLIPSEE100）组分模型：描述油藏内碳氢化合物化学组分的数学模型。（ECLIPSEE300）热采模型：描述注蒸汽、热水以及添加剂的简化组分模型。（CMG）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择3)油藏数值模拟模型的建立4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。静态数据包括：模拟区块内井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析静态数据包括：井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。顶面深度(顶部构造):海拔深度（包括井），构造线深度应该与井的顶部海拔深度一致，即使井上部为干层，构造线一般也从干层的顶部算起。对于水平井（当然不可能完全水平），模拟时最好也给出端点或拐点轨迹海拔深度。断层：数模中，用近似的沿每个网格边线的阶梯型线段表示。角点网格可以很好地反映与网格边界平行的断层，并且只能反映顶底部断层轨迹线所组成的空间曲面。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析厚度：地层厚度，并不是地质上所谓的砂层厚度，而是实际油藏的地层厚度，可以用测井解释后的顶底层之差求得。有效厚度：有流体存在并且参与流动的地层厚度，包括参与流动的夹层部分。不是地质上所谓的油层厚度，而是油藏中流体可以流动的砂层厚度。静态数据包括：井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析渗透率：指有束缚水存在时的流体渗透率，即有效渗透率。平面渗透率值越大，井周围的流动性越好，压力传导越均匀，开采效果越好。垂向渗透率对于底水油气藏的影响如何？孔隙度：不包括非连通部分的孔隙度，即有效孔隙度。一般情况下，孔隙度越小，毛管压力越大，过渡带外推时见水时间晚，含水率缓慢上升。静态数据包括：井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析夹层、隔层、干层：夹层指储层之间孔渗值比较低，油（气）饱和度也比较低的层。当夹层不参与流体流动时，既传导率为零时，既可用隔层表示。干层是不含任何流体或流体饱和度为零的层，相当于数模中的死节点。尖灭区：数模模型中用零厚度表示，使用时应尽量避免。静态数据包括：井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析水体：一般包括网格水体、数值水体和解析水体三种。一般当三维网格范围并没有包含全部的油气藏外接水体时，才需要加水体。在划分网格时边底部一般至少留出一个网格用于连接水体，一般使用数值水体的较多，也可通过修改水区的孔隙体积实现，即网格水体。对于边水油气藏，水体的方向对拟合指标的影响较大，因此模拟时应该十分注意水体的方向与到油气藏距离的影响。静态数据包括：井口坐标、井斜校正数据、顶部深度、分层数据、小层数据（砂层厚度、顶底面深度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度的测井解释结果）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。0.00.20.40.60.81.00.00.10.20.30.40.5SgKrKrgKro油水相渗曲线油气相渗曲线0.00.20.40.60.81.00.00.20.40.60.81.0SwKrKrwKro油藏流体（组分）参数、岩石流体参数包括：非热采模型：油水气密度、体积系数、粘度；原油高压物性参数；岩石压缩系数；油水相渗曲线和油气相渗曲线。热采模型：油水气密度、体积系数、粘温曲线；气液相平衡常数；岩石压缩系数；油气水、岩石的热物性参数；不同温度时的油水相渗曲线和油气相渗曲线。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。油藏初始条件包括：平衡条件初始化：油水界面、油气界面、压力梯度等（利用平衡区定义多个油水、油气界面）；非平衡条件初始化：初始含水饱和度场、初始含气饱和度场、原始油藏压力分布场。（热采模型中还包括初始温度场；添加表活剂时包括初始表面张力场等）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程1.基础数据的收集、整理、分析基础资料包括：地质模型所需静态参数、油藏流体（组分）参数、岩石流体参数、油藏初始条件、生产动态参数。生产动态参数包括：井位示意图；射孔完井报告、井史报告；试油、试井和试采资料；吸水剖面、产液剖面资料；生产井动态资料：日产油、日产液、日产气、井口压力、井底流压、措施报告。注水（汽）井动态资料：日注入量、注入压力。（注添加剂井：各注入流体组分的摩尔分数）中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择3)油藏数值模拟模型的建立4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程2.数值模拟模型的选择原则：（1）如果整个计算过程能够保证任意网格的压力不会低于泡点压力时，可以选用油水两相（OIL、WATER），适用于地饱压差较大，溶解气油比较低的油藏；（2）对于地饱压差压差较大，整个计算过程有可能脱气的油藏，无论气顶是否存在，一般都选用三相模型（OIL、GAS、WATER、[DISGAS]）；（3）对于凝析气藏（或带油环）一般选用组分模型（OIL、GAS、WATER、COMP、[ISGAS、EOS]）；（4）纯干气藏选用气水两相模型即可（GAS、WATER）。（5）热采模型中稠油和超稠油一般可不考虑溶解气的存在，模拟组分仅包括稠油和水（蒸汽）。对于普通稠油注蒸汽开发则要考虑溶解气的存在（用气液相平衡常数K计算油气分配）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择3)油藏数值模拟模型的建立4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程3.油藏数值模拟模型的建立油藏模型一般包括：（1）输入输出控制模块；（2）网格定义及油藏顶面深度、地层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、水体定义；（3）流体组分定义模块：黑油模型－油水气的PVT特性、密度、粘度、压缩系数；组分模型－各组分的临界特性、摩尔质量、密度、不同压力时液相和汽相中的摩尔含量等；热采模型－各组分的粘温曲线、气液相平衡常数、密度、临界特性、热物性参数（导热系数、热容、顶底层热损失系数）；化学驱模型中还需考虑界面张力变化、吸附数据、残余阻力因子等。（4）岩石流体特性：油水相渗、油气相渗。（5）初始条件：饱和度分布、压力分布、溶解气、泡点压力等。（6）生产动态模块：生产井、注入井的动态，历史拟合和方案预测。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择3)油藏数值模拟模型的建立4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程4.油藏模型的初算和调通原则和方法：（1）检查数据文件是否有语法错误，是否露掉有效厚度（或静毛比）、KZ（DZ）数据项，垂向渗透率比值是否合理；（2）确定选用的油气藏类型：油水两相、气水两相、三相黑油或组分模型是否合适；（3）检查投产日期、相渗、PVT、油水（油气）界面、输入输出控制等重要数据项是否正确齐全；（4）需要考虑水体时，按实际的来水方向加入水体。注意！模拟计算时常常出现迭代失败或速度很慢情况，不排除计算软件的稳定性问题，主要和模型有关。一般需检查以下数据：是否有大量的小孔隙网格存在？网格是否严重扭曲？是否有大量的非相邻网格存在（ECLIPSE软件有提示）？井射孔位置是否是错误的？含水率是否太快？模型地层是否能够提供足够的产量，是否能够容纳配注量？迭代控制参数是否合理？相渗曲线是否严重扭曲？中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择3)油藏数值模拟模型的建立4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程5.历史拟合及剩余油分布规律油气藏数值模拟历史拟合的顺序后面详细讲解中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程数值模拟的主要过程1)基础数据的收集、整理、分析2)数值模拟模型的选择3)油藏数值模拟模型的建立4)油藏模型的初算和调通5)历史拟合及剩余油分布规律6)方案预测及最优方案推荐中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程6.方案预测及最优方案推荐方案预测一般包括：“新区开发方案预测”和“老区开发方案预测”（1）新区开发方案预测A.开发指标预测。天然能量开发预测；注水开发预测；不同井距、不同井网开发预测；不同层系开发预测；不同开采速度预测。B.对比不同开发方案。经济效果分析不同方案敏感性分析选择合理的开发方案。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组数值模拟的过程6.方案预测及最优方案推荐方案预测一般包括：“新区开发方案预测”和“老区开发方案预测”（1）老区开发方案预测A.加密井或局部新井投产。B.根据剩余油分布开采层段补孔；C.封堵油井高含水层；D.增大生产压差或改间歇开采等；E.增加或限制注水，根据高含水层突进方向进行平面调整；F.老井和高含水井转注；H.局部打新井完善注采关系。I.生产井侧钻中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组地质参数