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1、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
2、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。（ECLIPSE E100） 组分模型：描述油藏内碳氢化合物化学组分的数学模型。（ECLIPSE E300） 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
3、,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
4、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
5、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
6、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
7、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
8、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。,油水相渗曲线,油气相渗曲线,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
9、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
10、、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,
11、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
12、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
13、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
14、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
15、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
16、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”,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,
17、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,地质参数的注意事项,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）。,可能存在以下问题：（1）小孔隙度对应小
18、渗透率，大孔隙度对应大渗透率(第3层)；（2）第2层有流动，有效厚度不应该给零；（3）第2层的KZ大于KX/KY，除非是裂缝，否则一般不会出现这种情况；（4）第三层的静毛比太低，可能有不渗透夹层存在，层应该细分；（5）第五层为油水过渡带，层应该细分；（6）第五层有效厚度比地层厚度大。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,1.油藏静态参数整理、分析,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）。,地质参数的注意事项,可能存在以下问题：（1）井P2的顶深和底深远大于其他井；（
19、2）井P2的有效厚度为0，能够生产；（3）井P4的顶深小于底深；（4）井P4孔隙度为0，能够生产；（5）井P5的地层厚度为7米，有效厚度为10米；（6）井P5的Kx/Ky为0有产量；,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,1.油气藏数值模拟历史拟合的顺序,用已知的地质、流体性质和特殊岩心分析资料和实测的生产历史(产量或井底压力随时间变化)，输入计算机程序中，将计算结果与实际观测和测定的开发指标(油层压力和综合含水率等)相比较。若发现两者间有相当大的差异，则说明所用的资料与实际油田资料差异很大，逐步修改输入数据，使计算结果与实测结果一致。,中国石油大学（北京
20、）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,2.确定模型参数的可调范围,孔隙度为确定性参数,对于一个实际油田，孔隙度的变化范围较小，层内孔隙度的变化更小，一般不做修改，或者允许改动的范围很小(3%)。,渗透率为不确定性参数,由于渗透率的值来源于测井解释、岩心分析和试井解释，而且井间渗透率的分布也不确定，随着生产的进行渗透率也发生着变化，因此渗透率的修改范围较大，一般可放大或者缩小23倍，甚至更多。,有效厚度为确定性参数,一般不允许调整，当个别井点没有提供有效厚度解释时，可以进行适当修改。,岩石压缩系数为确定性参数,岩石压缩系数为敏感性参数，实际开发过程中，岩石压缩系数受流体和应力
21、变化影响，因此岩石压缩系数可扩大1倍。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,2.确定模型参数的可调范围,相对渗透率曲线,油藏模型的网格粗，网格内部存在严重非均质，因此相对渗透率曲线应看作是不定参数。,油气水的PVT性质,来自于实验室的实验结果，视为确定参数。,油水界面、油气界面,在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改,初始流体饱和度和初始压力,认为是确定参数。必要时允许小范围内修改。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,3. 主要历史拟合指标及影响参数,油气水储量,油藏构造、地层厚度、孔隙度、有效厚度、油水（油气
22、）界面、油气饱和度（场）、束缚水饱和度（场）、毛管压力、油气水体积系数、溶解气油比、水体大小。,地层压力,构造断层、地层厚度、夹层和隔层、孔隙度、渗透率、参考深度、压力梯度、压力场、水体大小、油气水压缩系数,含水率或产量,1油气水储量、油水（油气）界面、油气水饱和度（场）、井网格位置；2构造断层、夹层和隔层、尖灭区；3油气水粘度、相渗曲线（束缚水、残余油（气）、端点值）、过渡带（毛管压力）；4渗透率、孔隙度；5网格形状与类型、网格步长与垂向厚度、油气藏模型类型、井层间产出量矛盾；6地层厚度、有效厚度、水体大小、地层压力；7油气水比重、体积系数、溶解气油比。（基本上按影响从大到小的顺序排列）,中
23、国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,3. 主要历史拟合指标及影响参数,单井流压,在地层压力、含水率拟合差不多后还需调整以下参数：有效厚度、渗透率、油气水体积系数和粘度、溶解气油比、井内径、压力等效半径、表皮系数、井所在网格打开程度等。,生产气油比,主要与溶解气油比、泡点压力、相渗曲线、渗透率、地层压力、夹层和隔层等参数有关。,饱和度、压力场分布,取决于含水率、地层压力、流压等的拟合情况，但经常需修改以下参数：原始饱和度和压力场分布、渗透率、孔隙度、水体大小、断层封堵性等。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,4. 历
24、史拟合的常见问题,含水率随生产时间的变化曲线,？,油水过渡带、窜流层,单井拟合分析,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,4. 历史拟合的常见问题,含水率随生产时间的变化曲线,？,初始饱和度,单井拟合分析,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,4. 历史拟合的常见问题,含水率随生产时间的变化曲线,？,边水油藏,单井拟合分析,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,4. 历史拟合的常见问题,含水率随生产时间的变化曲线,？,底水油藏,单井拟合分析,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油
25、藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,4. 历史拟合的常见问题,含水率随生产时间的变化曲线,？,相渗问题,单井拟合分析,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,4. 历史拟合的常见问题,含水率随生产时间的变化曲线,？,措施井：补孔合采,单井拟合分析,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,4. 历史拟合的常见问题,含水率随生产时间的变化曲线,？,比较难拟合，层间差别大,单井拟合分析,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,5. 历史拟合结果展示,QHD32-6油田目标井组日产液量、日产油量
26、、日产水量的拟合曲线,QHD32-6油田目标井组含水率随时间的拟合曲线,E22井的日产水量、日产油量的拟合曲线,E22井的含水率的拟合曲线,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,5. 考查一下,含水率随生产时间的变化曲线,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,5. 考查一下,含水率随生产时间的变化曲线,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,历史拟合的过程及方法,6. 小节,根据含水率拟合曲线，拟合结果和实际数据的差别存在四种情况：低、高、前低后高、前高后低。 低：拟合曲线始终低于实际曲线； 高：拟合曲线
27、始终高于实际曲线； 前低后高：拟合曲线前段低于实际曲线，但是后段却高于实际曲线； 前高后低：拟合曲线前段高于实际曲线，但是后段却低于实际曲线；,(1)形态相似，调整相渗曲线，可分区给不同相渗；(2)形态不相似，先调整其他参数，再调整相渗；,以调整其他参数为主，调整相渗为辅！,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,热采模型岩石及流体参数,平行直线,1. 粘温曲线脱气原油,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,热采模型岩石及流体参数,2. 粘温曲线含气原油,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,热采模型岩石及流体参数,3. 高温相渗曲线,不同温度条件下的油水相渗曲线,随温度升高，束缚水饱和度逐渐增加，残余油饱和度逐渐降低体现热采提高采收率的机理。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,热采模型岩石及流体参数,3. 高温相渗曲线,不同温度条件下的驱油效率曲线,随温度升高，束缚水饱和度逐渐增加，残余油饱和度逐渐降低体现热采提高采收率的机理。,对应不同残余油饱和度,谢谢！,
