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1、CMG数模软件培训,庞占喜2007.3.17 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,*CMG软件简介*STARS模块主要关键字*STARS模块泡沫的模拟*STARS模块所需数据的准备及处理*STARS模块油藏热采模型的建立*油藏热采模型的运行及结果后处理*氮气及氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,一、CMG软件简介,STARS,IMEX,GEM,MODEL BUILDER,GRID BUILDER,3D,2D,CMG可以进行常规黑油模拟、稠油热采模拟、组分模拟以及泡沫模拟。STARS模块是三维、四相、多组分
2、、热采、蒸汽添加剂模拟器。,其数据体文件为*.dat,计算产生的文件包括:输出文件*.out(用户查看),SR2二进制索引文件*.irf(数据后处理),SR2二进制结果文件*.mrf(二进制计算结果存储)。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,油藏模型数据体包含内容,STARS数据体,INPUT/OUTPUT CONTROL：输入/输入控制，定义控制模拟器输入和输出行为的各个参数，例如，文件名、单位、out文件和SR2文件写入频率，重启文件的定义等。,GRID AND RESERVOIR DEFINITION：网格和油藏定义，这部分包括：模拟网格的定义、天然裂缝油藏选项、离散
3、化井筒定义、基本油层岩石特性、区块选项，其他油藏特性描述（岩石压缩系数、岩石热物性参数、顶底盖层热损失系数、井筒热损失系数、水体）。,FLUID AND COMPONENT DEFINITIONS：流体和组分定义，定义组分名称、个数，相应的K值，各组分的基本参数（摩尔质量、密度、粘度、临界温度、临界压力，化学反应式等）。,一、CMG软件简介,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,油藏模型数据体包含内容,STARS数据体,ROCK-FLUID PROPERTIES：岩石-流体特性，定义相渗曲线，毛管压力、组分的吸附和扩散特性；（*泡沫的定义以及相渗插值的定义）。,INITIAL
4、CONDITIONS：初始条件，这部分包括：初始压力（或者参考压力及参考深度），初始温度，初始的饱和度场（或者油水界面及油气界面）,WELL AND RECURRENT DATA：井定义和生产动态数据，定义井名、井位和完井层位，设置相对应的生产动态数据。,NUMERICAL METHODS CONTROL：数值方法控制，这部分定义模拟器数值方法参数：时间步数、非线性迭代解法、误差控制；（*等温、非等温控制项）,一、CMG软件简介,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,INPUT/OUTPUT CONTROL,输入/输出文件名(可选)*FILENAMES(建立重启文件用)错误检查
5、的模式(可选)*CHECKONLY项目的主要名称(可选)*TITLE1,*TITLE2,*TITLE3,*CASEID输入/输出单位控制(可选)*INUNIT,*OUTUNIT质量守恒选项(可选)*MASSBASIS错误信息的最大数量(可选)*MAXERROR重启文件选项和最大计算步数*RESTART,*MAXSTEPS写入重启文件选项(可选)*WRST,*REWINDOUT文件写入频率(可选)*WPRN写入OUT文件中的信息选项(可选)*OUTPRN,*PARTCLSIZESR2文件写入频率(可选)*WSRF写入SR2文件中的信息选项(可选)*OUTSRF,*SR2PREC,*SRFASCI
6、I,*XDR网格数组输出方向选项(可选)*PRNTORIEN,*PRINT_REF方程组求解信息输出选项(可选)*OUTSOLVR模拟计算终止方式选项(可选)*INTERRUPT,二、STARS模块主要关键字,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,GRID AND RESERVOIR DEFINITION,网格类型选项*GRID,*KDIRI方向网格步长(必需)*DI J方向网格步长(必需)*DJK方向网格步长(必需)*DK网格中心深度选项(条件)*DEPTH网格顶部深度数据(条件)*DTOP油层中部深度数据(条件)*PAYDEPTH网格倾角数据(条件)*DIP局部网格加密选项
7、(条件)*REFINE,*RANGE网格几何特征修正选项(可选)*VAMOD,*VATYPE（修正部分网格的面积及体积）无效网格选项(可选)*NULL离散井筒选项(条件)*WELLBORE,*RELROUGH,*LAMINAR,*TRANSIENT,*CIRCWELL,*WELLINFO,*REGIME,*WELLWALL,*TUBINSUL,*ANNULUSWAL,*CASING,*FILM_COND,*RANGE,*WBZ,*WBZADJ,二、STARS模块主要关键字,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,二、STARS模块主要关键字,GRID AND RESERVOIR
8、DEFINITION,孔隙度数据输入标志(必需)*POR渗透率数据输入标志(必需)*PERMI,*PERMJ,*PERMK孔隙体积修改因子(可选)*VOLMOD有效厚度(可选)*NETPAY净毛比(可选)*NETGROSS传导率因子(可选)*TRANSI,*TRANSJ,*TRANSK,*TRANSIJ+,*TRANSIJ-,*TRANSIK+,*TRANSIK-尖灭网格输入(可选)*PINCHOUT,*PINCHOUTARRAY断层选项(可选)*FAULT,*FAULTARRAY门限孔隙体积(可选)*PVCUTOFF（如果网格的孔隙体积小于此值，此 网格将被设定为无效网格）油层分段选项(可选
9、)*SECTOR,*SECTORARRAY网格定义结束标志(必需)*END-GRID,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,二、STARS模块主要关键字,OTHER RESERVOIR DEFINITION,岩石类型*ROCKTYPE,*THTYPE岩石压缩系数(必需)*PRPOR,*CPOR,*CTPOR,*CPORPD,*PORMAX岩石热物性参数(可选)*ROCKCP,*THCONR,*THCONW,*THCONO,*THCONG,*THCONMIX盖底层热损失参数(可选)*HLOSSPROP,*HLOSST,*HLOSSTDIFF井筒热损失参数(可选)*RTI,*RTO
10、,*RIN,*RCI,*RCO,*RH,*ETO,*ECI,*EIN,*EE,*XKE,*XKIN,*XKCM,*XAE,*DEPTH,*CDEPTH,*ANG,*AGD水体模型*AQUIFER,*AQGEOM,*AQH,*AQPERM,*AQCOMP,*AQPOR,*AQVISC,*AQRCND,*AQRCAP,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,FLUID AND COMPONENT DEFINITIONS,组分类型及名称(必需)*MODEL,*COMPNAMEK值相关系数*KV1,*KV2,*KV3,*KV4,*KV5K值表*GASLIQKV,*LIQLIQKV,*KV
11、TABLIM,*KVTABLE,*KVKEYCOMP摩尔质量(必需)*CMM临界特性(必需)*TCRIT,*PCRIT,*IDEALGAS参考条件*PRSR,*TEMR,*PSURF,*TSURF,*SURFLASH流体焓系数*CPL1,*CPL2,*CPL3,*CPL4,*CPG1,*CPG2,*CPG3,*CPG4,*HVR,*EV,*HVAPR固相特性(必需)*SOLID_DEN,*SOLID_CP,二、STARS模块主要关键字,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,FLUID AND COMPONENT DEFINITIONS,液相标识*LIQPHASE,*WATPHA
12、SE,*OILPHASE（随后的特性参数赋值对象）液相密度(必需)*MOLDEN,*MASSDEN,*MOLVOL,*CP,*CT1,*CT2,*GASSYLIQ液相密度非线性计算参数*DNMIXCOMP,*DNMIXENDP,*DNMIXFUNC气相粘度*AVG,*BVG,*GVISCOR液相粘度(必需)*AVISC,*BVISC,*VISCTABLE,*XNACL液相粘度非线性计算参数*VSMIXCOMP,*VSMIXENDP,*VSMIXFUNC指定网格的粘度类型(可选)*VISCTYPE,*VSTYPE关键化学反应方程式参数*STOREAC,*STOPROD,*FREQFAC非关键化学
13、反应方程式参数*RENTH,*RPHASE,*RORDER,*EACT,*O2PP,*O2CONC,*RTEMLOWR,*RTEMUPR,二、STARS模块主要关键字,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,ROCK-FLUID PROPERTIES,Rock-Fluid数据起始标志(必需)*ROCKFLUID岩石类型数据*RPT,*KRTYPE,*RTYPE插值参数*INTCOMP界面张力数据*INTLIN,*INTLOG,*IFTTABLE泡沫插值参数*FMSURF,*FMCAP,*FMOIL,*FMGCP,*FMOMF,*FMMOB,*EPSURF,*EPCAP,*EPOI
14、L,*EPGCP,*EPOMF,二、STARS模块主要关键字,有关泡沫参数的设置及泡沫模拟方法后面介绍。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,ROCK-FLUID PROPERTIES,插值序号及参数*KRINTERP,*DTRAPW,*DTRAPN,*WCRV,*OCRV,*GCRV,*SCRV水油相渗数据表*SWT气液相渗数据表*SLT相渗临界点*SWR,*SORW,*SGR,*SORG,*SWRG,*KRWRO,*KROCW,*KRGCW,*PCWEND,*PCGEND相渗临界点随时间的变化数据*KRTEMTAB组分弥散系数*DISPI_WAT,*DISPJ_WAT,*
15、DISPK_WAT,*DISPI_OIL,*DISPJ_OIL,*DISPK_OIL,*DISPI_GAS,*DISPJ_GAS,*DISPK_GAS吸附组分函数*ADSCOMP,*ADSLANG,*ADSTABLE依赖于岩石性质的吸附数据*ADSROCK,*ADMAXT,*ADRT,*PORFT,*RRFT,*ADSTYPE,二、STARS模块主要关键字,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,INITIAL CONDITIONS,初始条件输入标识(必需)*INITIAL垂向平衡输入标识(可选)*VERTICAL,*REFPRES,*REFDEPTH,*REFBLOCK原始地层
16、压力及温度*PRES,*TEMP原始饱和度*SW,*SO,*SG,*DWOC,*DGOC原始各相的摩尔分数*MFRAC_WAT,*MFRAC_OIL,*MFRAC_GAS,*PBC原始固相浓度*CONC_SLD,二、STARS模块主要关键字,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,NUMERICAL METHODS CONTROL,数值控制输入标志(可选)*NUMERICAL最大时间步长(可选)*DTMAX数值模型算法选项(可选)*TFORM,*ISOTHERMAL每时步变量的正常变化量(可选)*NORM松弛选项(可选)*CONVERGE,*MATBALTOL最大牛顿迭代次数(可
17、选)*NEWTONCYC低松弛选项(可选)*UNRELAX上游权计算选项(可选)*UPSTREAM线性解法的收敛精度(可选)*PRECC最大正交化次数(可选)*NORTH网格块的求解排序(可选)*SORDER最大迭代次数(可选)*ITERMAX自适应隐式求解方法(可选)*AIM回流关闭开关(可选)*BAKFLOSW压力和温度的限制值(可选)*MINPRES,*MAXPRES,*MINTEMP,*MAXTEMP每时步最大相转变次数(可选)*PVTOSCMAX,二、STARS模块主要关键字,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,WELL AND RECURRENT DATA,井和动
18、态数据输入标识(必需)*RUN模拟参考时间*TIME,*DATE,*DTWELL井定义标识(必需)*WELL井组定义(可选)*GROUP,*GROUPWT井类型定义(必需)*PRODUCER,*INJECTOR,*SHUTIN,*OPEN注入蒸汽特性参数*TINJW,*QUAL,*PINJW,*TINJOV,*HEATLOSS注入相的含量*INCOMP井控制选项(必需)*OPERATE控制条件转换开关(可选)*CONSTRNCHK井监测选项(可选)*MONITOR井筒几何特征(条件)*GEOMETRY井的完井层位(条件)*PERF垂直井的完井层位(条件)*PERFV加密网格完井层位(条件)*P
19、ERFRG改变井动态数据选项*ALTER模拟终止标志(必需)*STOP,二、STARS模块主要关键字,热采模型,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,组分特性的选择及计算,两相相渗内插函数的参数选择,泡沫特性参数的选择,吸附特性参数的选择,注入井注入参数的选择及计算,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,组分特性的选择及计算,*MODEL 6 6 4 2*组分总个数 油气水中组分总个数 油水中组分总个数(水相中组分总个数)*COMPNAME WATER SURFACT
20、 OIL SOL_GAS N2 LAMELLA*-*CMM 0.018 0.308 0.4 0.018 0.028 0.018*各组分的摩尔质量，Kg/mol*MASSDEN 1000.0 1137.0 965.0 14.46*各组分的质量密度mol/m3*PCRIT 22048 992.8 1475.5 4544 3394 3394*临界压力，注意单位KPa*TCRIT 374.0 527.0 434.0-82.72-147.0-147.0*临界温度，单位，摄氏度,在STARS中，把气泡和液膜看作一种稳定的分散组分，存在于某相或某几相中的。把泡沫的各种特征作为该分散组分的性质来处理，包括吸附
21、特性、封堵孔道的特性、非线性粘度特性、扩散传播等。通过合理选择输入数据，适当的选取该分散组分的性质，可以描述泡沫流现象。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,组分特性的选择及计算,已知：发泡剂原液密度为1.044g/cm3，有效浓度为35，发泡剂的摩尔质量为0.308kg/mol，水的摩尔质量为0.018kg/mol，现在求纯发泡剂的质量密度。假设单位体积发泡剂溶液中，发泡剂的体积为x，则水的体积为（1-x），若纯发泡剂的质量密度为DENs，水的密度为DENw，则可以求出单位体积发泡剂溶液中纯表活剂所占的体积和质量密度（MASS
22、DEN），同样可以求出对应的摩尔密度（MOLDEN）和摩尔体积（MOLVOL）。,各组分质量密度、摩尔密度、摩尔体积的计算方法,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,两相相渗内插函数的参数选择,高界面张力和低界面张力间的插值计算：考虑一种岩石类型，常规的油水相渗与高界面张力（无表活剂存在）所对应；当表活剂加入该系统时，残余饱和度Sr降低，润湿性发生改变。最后，由于高的表活剂浓度，极低的界面张力，导致Sr降低，Kr成直线。利用内插函数DTRAPW和DTRAPN在高界面张力时Kr曲线和极低界面张力时Kr曲线间插值，从而得到不同界面张力
23、时的相渗曲线。所需的参数包括：插值组分（INCOMP）、界面张力数据（IFTABLE）、泡沫插值函数（FMSURF）、相渗内插函数（DTRAPW和DTRAPN）、高低界面张力时的相渗曲线（SWT和SLT）。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,两相相渗内插函数的参数选择,高界面张力和低界面张力间的插值计算,有无表活剂时油水相渗曲线图,有无表活剂时气液相渗曲线图,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,泡沫插值函数,*FMSURF fmsurf 临界表活剂浓度*FMCA
24、P fmcap 临界毛管数*FMOIL fmoil 临界油饱和度*FMGCP fmgcp 临界总毛管数*FMOMF fmomf 临界油摩尔分数*FMMOB fmmob 流度降低因子*EPSURF epsurf 临界摩尔分数指数*EPCAP epcap 临界毛管数指数*EPOIL epoil 临界含油饱和度指数*EPGCP epgcp 临界总毛管数指数*EPOMF epomf 临界油摩尔分数指数,只有当*INCOMP和*IFTABLE都出现时，泡沫插值函数有效。FMMOB的取值：在临界表活剂浓度FMSURF时，So=0.0，油摩尔分数为0时测出。典型值：FMSURF=0.00001,FMCAP=
25、0.0001,FMOIL=0.2,FMGCP=1.0*10-6,FMOMF=0.2,EPSURF=1.0,EPCAP=0.5,EPOIL=1.0,EPGCP=1.0,EPOMF=1.0。当考虑毛管数的变化时，收敛性较差，可取EPCAP=0,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,吸附特性参数,*ADSCOMP SURFACT*WATER 吸附组分名 组分所在相*ADMAXT 4.0E-1*RRFT 1.0 最大吸附量 残余阻力因子*ADSLANG 8.41E+3 0 2.1E+4 Langmuir等温吸附系数*ADSCOMP LAM
26、ELLA*GAS*ADMAXT 3.2E-1*RRFT 2.0*ADSLANG 0.48E+6 0 1500,表活剂吸附数据,液膜吸附数据,*ADMAXT对吸附计算是必须的参数，用于计算残余阻力因子造成的绝对渗透率的降低。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,注入井注入参数的计算,*INJECTOR*MOBWEIGHT 5*INJ-N2*OPERATE*MAX*STG 14400*CONT*OPERATE*MAX BHP 28000*INCOMP*GAS 0 0 0 0 0.956 0.044*GEOMETRY*Rad Geof
27、ac Wfrac Skin 0.089 0.249 1 0*PERF*GEO 5*i j k FF 20 20 15:16*INJECTOR*MOBWEIGHT 6*INJ-SURF*OPERATE*MAX*STW 60*CONT*OPERATE*MAX BHP 28000*INCOMP*WATER.997 0.003 0 0*GEOMETRY*Rad GeofacWfrac Skin 0.089 0.249 1 0*PERF*GEO 6*i j k FF 20 20 15:16,定义注氮气井,定义注表活剂井,以600Nm3/h为例，则日注气量为：600*2414400Nm3/d；最大注气压力
28、取28Mpa；根据理想气体公式和气液比而确定表活剂溶液的日注入量。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,三、STARS模块泡沫的模拟,与泡沫有关的设置,注气井注入气量和液量的计算,注入气量的计算：注气速度为600Nm3/h，则日注气量为600*2414400Nm3/d。假设气液比为1:1，则在注入压力为28MPa下，由理想气体方程可以求出日注入液量为60m3/d。,注入井注入参数的计算,注入表活剂摩尔浓度的计算,假设表活剂溶液浓度0.5wt（质量浓度），设单位体积溶液中注入纯水体积为Vw，则单位体积中表活剂所占体积为（1-Vw），又因为纯表活剂密度为1137.0Kg/m3，水
29、密度为1000.0Kg/m3，即可计算出注入表活剂溶液中表活剂的摩尔浓度。,泡沫模型,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,研究过程,油藏静态和动态特征,油藏静态资料整理,将模拟区块内各井的测井资料根据油组和层位分别进行统计整理，即将每油组中同一小层的井号、井口坐标、顶面深度、底面深度、砂层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度和解释结果统计到一张表格内，以便于插值得到目标井组的静态参数场。,四、STARS所需数据的准备及处理,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,四、STARS所需数据的准备及处理,研究过程,油藏静态和动态特征,油藏静态资料整理,根据勘探资
30、料，按油组、层位、钻遇井号、代表井、井深、海拔统计油水界面资料。,根据勘探资料，确定每个油组的含油面积、有效厚度、平均孔隙度、含油饱和度、原油密度、原油体积系数，根据容积法进行储量复算，从而得到目标区块的储量。,油水界面统计,目标区块储量复算结果,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,四、STARS所需数据的准备及处理,研究过程,油藏静态和动态特征,油藏静态资料整理,目标井组完井层位表,根据完井资料，按井名、油组、层位、解释结果统计射孔资料，同时列出各对应的模型中的模拟层位。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,四、STARS所需数据的准备及处理,研究过程,油
31、藏静态和动态特征,油藏动态资料整理,目标井组区块生产动态统计表,根据单井生产动态资料，按生产天数、日产液、日产水、日产油、累产液、累产水、累产油、含水率、采出程度排列方式统计区块和单井的月产量动态数据，然后按月平均得到日产，并计算相应的含水率。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,四、STARS所需数据的准备及处理,研究过程,油藏静态和动态特征,油藏动态资料整理,E20井生产动态统计表,根据单井生产动态资料，按生产天数、日产液、日产水、日产油、累产液、累产水、累产油、含水率、采出程度排列方式统计区块和单井的月产量动态数据，然后按月平均得到日产，并计算相应的含水率。,中国石油大
32、学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,面积：2.32平方公里，模拟区块共有两个井组，17口生产井，其中包括两口新完钻的水平井(E6Hs和E10Hs)。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,研究过程,模拟区块选择及网格划分,旋转一定角度,目标井组油藏模型的建立,将模拟区块的边界划定之后，如图所示的断层和蓝色边框包括的区域，将区域内的边界、井点旋转一定角度，以利于插值和建模，从而减少网格数，平滑边界。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,平面上的网格数为：4030，网格步长为:dx
33、50m;dy50m纵向上分为31个小层，Nm0、Nm1、Nm2、Nm3四个油组。总网格数:37200,五、STARS模块油藏热采模型的建立,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,注：主力层；油水过渡带所在层,五、STARS模块油藏热采模型的建立,表13 QHD32-6油田西区目标井组地质小层和模拟小层对应关系表,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,表14 QHD32-6油田模拟区块地层及流体基本参数,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,研究过程,模拟区块选择及网格划分
34、,目标井组油藏模型的建立,将模拟区块的边界X、Y坐标、井点的X、Y坐标，以及需旋转的角度代入上面的两个公式内，即可得到旋转后的井点坐标和边界坐标。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,研究过程,模拟区块选择及网格划分,目标井组油藏模型的建立,根据地质分层资料划分垂向上的模拟层，平面上根据划分的边界进行网格划分，求出每个井点所在的网格，断层所在的网格。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,研究过程,模拟区块地质模型的建立,目标井组油藏模型的建立,1.将统计好的每口井的静态资料进行插值，
35、从而得到每个网格的静态参数值，包括顶面深度、砂层厚度、有效厚度（净毛比）、XYZ方向的渗透率、孔隙度；2.添加断层数据以及白化断层（封闭边界）外的网格；3.添加水体，一般当三维网格范围没有包含全部的外接水体时，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。,地质模型建立完毕,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,根据整理的油田静态资料，利用SURFER软件进行插值，建立油藏地质模型。,五、STARS模块油藏热采模型的建立,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,研究过程,流体及组分的定义,目标井组油藏模型的
36、建立,流体及组分定义及参数输入：,定义模拟区内的组分，输入组分的摩尔质量、流体压缩系数、热物性参数等,粘温曲线的输入：,输入油藏条件下液相粘度随温度变化的数据表,油藏岩石类型定义,油水及气液相渗曲线的输入：,输入不同温度时的油水及气液相渗，相渗曲线的临界点；,泡沫参数的输入：,根据室内实验数据确定泡沫参数,o地层条件下原油粘度,mPas;oa 地层温度下脱气原油粘度,mPas;A,B经验系数，由线性回归确定,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,五、STARS模块油藏热采模型的建立,研究过程,初始条件的输入,目标井组油藏模型的建立,原始地层压力的输入：,输入参考压力和参考压力对
37、应的参考深度,原始饱和度场的输入：,根据平衡区的划分，输入油水界面，建立初始饱和度场；或者直接输入含油饱和度、含水饱和度和含气饱和度（或者输入溶解气油比）。,原始地层温度的输入：,生产动态的输入,井的定义：,根据井所在平面网格和完井所在模拟层位进行井的定义；,生产动态数据的输入：,根据实际的生产过程，按定液生产输入生产数据,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,主程序窗口,STARS,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,主程序窗口,STARS,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,
38、六、热采模型的运行及结果后处理,数据运行窗口,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,数据运行窗口,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,研究过程,油气藏数值模拟主要历史拟合指标及影响参数,开发过程的历史拟合,油气水储量,构造图、地层厚度、孔隙度、有效厚度、油水（油气）界面、油气饱和度（场）、束缚水饱和度（场）、毛管压力、油气水体积
39、系数、溶解气油比、数字（网格、解析）水体。,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、数字（网格、解析）水体、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、数字（网格、解析）水体、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,中国石油大学（北京）石油天
40、然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,研究过程,油气藏数值模拟历史拟合的顺序,开发过程的历史拟合,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,六、热采模型的运行及结果后处理,研究过程,油气藏数值模拟不确定和确定参数的修改程度,开发过程的历史拟合,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。,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。,
41、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变化影响，因此岩石压缩系数可扩大1倍。,初始压力和流体分布为确定性参数；油、气（汽）、水PVT性质为确定性参数；相对渗透率数据为不确定性参数。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,对生产井而言，压水锥技术改变油藏流体的相对渗透率，有利于提高原油的流动能力而降低水的流动能力；实施压锥措施时，先注一个段塞的非凝析气体，随后注入一定量的表活剂溶液。油田现场试验结果表明
42、：实施压锥措施后，生产井的剩余油得到启动，有些井的剩余油的启动量达到了50%以上。现场应用情况证明每实施一次压锥措施，有效期可以达到大约1年时间。使用油田标准设备即可实施压锥措施，通常实施措施一周后油井即可见效。,氮气泡沫压锥堵水的机理,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,压锥方法：在底水锥进的生产井中实施氮气泡沫压锥措施，即 注入氮气和泡沫剂溶液；然后关井，进行焖井；再开井生产，进行多轮次氮气泡沫吞吐。,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,氮气泡沫压锥堵水的机理,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,主要机理：（1）向水锥井中高压注入氮气，近井区域快速升压，促
43、使近井地带水锥下移压锥（2）压锥过程中，由于重力分异作用，气体上浮，油、水下移，形成新的气油、油水界面，近井带形成原油富集区增油（3）泡沫剂是亲水的表面活性剂，大部分进入含水高区域，使泡封堵渗流通道，降低水相的相对渗透率控水（4）水锥被压低到一定高度，同时，水锥带是泡沫的富集区域，是水渗流的高阻力区域，在合理的生产压差下，气泡稳定在多孔介质中，生产时阻挡底水锥进降水,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,建立的模型如图所示：地层倾角为5度；油水界面在1152m；油层划分为20个层，射孔1:16层，氮 气/氮气泡沫注入层位为15和16小层；水层划
44、分为5个层；dx20m，dy20m，油层dz1m，水层dz8m；取九点井网的1/4为研究对象，其中Well4为氮气/氮气泡沫实施井，其他3井始终以原工作制度生产。井的工作制度：生产井日产液量：80方/天；注入井日注气量：14400方/天（标况）；气液比为1:1（井底状况）。,1、理论模型的建立,Well 4,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,2、模型参数的选择,井组模型地层及流体参数表,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,3、泡沫及表活剂参数的选择,模型中
45、所用表活剂参数表,表面张力随表活剂浓度的变化数据表,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,由图可以看出：实施注氮气和注泡沫压锥措施后，Well4的单井日产油量增幅较大，其中第一周期时的日产油量，注泡沫达到52.48方/天，注氮气达到34.02方/天；对比而言，注泡沫的效果要远优于注氮气压锥增油的效果。,4、不同方式时生产动态的对比,日产油量的变化情况,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,52.48方/天,34.02方/天,4.11方/天,不同压锥措施时WELL4日产油量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,由图可以看出：实施注氮气和注泡沫压锥
46、措施后，Well4的单井单井含水率在每周期降幅较大；对于注泡沫而言，含水率最大降幅从94.86%降至34.43%；注氮气时含水率的最大降幅从94.86降至57.48%。第一周期后，注泡沫压锥优势更为明显。,4、不同方式时生产动态的对比,含水率的变化情况,94.86,34.43,57.48,不同压锥措施时WELL4综合含水率随生产时间的变化曲线,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,由图可以看出：实施注氮气和注泡沫压锥措施后，Well4的单井累积产油量增幅较大；实施压锥措施四周期后，注泡沫的累积产油量达到4.69万方，注氮气的累积产油量为3.25
47、万方，为实施压锥措施时的累积产油量仅为2.10万方。,4、不同方式时生产动态的对比,累积产油量的变化情况,不同压锥措施时WELL4累积产油量随生产时间的变化曲线,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,5、未采取压锥措施时的水锥变化,低部位井见水时，生产30天,低部位井生产1年,低部位井生产3年,低部位井生产5年,低部位井生产7年,低部位井生产9年,由水锥变化图可以看出：低部位的井（WELL3和WELL4）在生产30天后开始见水，见水后日产油量迅速下降，含水率迅速增加；生产1年后，水锥已上升到第12层，即油水界面上升了9m；生产3年后，水锥上升到
48、第11层，水锥底部最大半径达到60m，此时水锥基本稳定，变化不大；水锥锥进到生产井后，造成生产井基本产水，因此必须对水锥锥进严重的井进行压锥处理。,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,6、注氮气压锥措施时的水锥变化,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,注入过程,由水锥变化图可以看出：注氮20天可以实现把水锥基本压回原始油水界面，注氮30天时水锥完全回到原始油水界面。,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,6、注氮气压锥措施时的水锥变化,注氮气结束时,注氮气结束后生产2个月,注氮气结束后生产10个月,注氮气结束后生产5个月,生产过
49、程,由水锥变化图可以看出：低部位井（WELL4）在注氮气结束后生产2个月，水锥基本没有变化，至生产5个月的时候，水锥又上升到WELL4的底部，油井见水，至生产10个月油水界面又恢复到未实施措施前的状态，因此可认为实施注氮气压锥时，第1周期的有效期较长，基本达到了10个月。,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,注入过程,7、注氮气泡沫压锥措施时的水锥变化,注氮气泡沫初始时,注氮气泡沫10天,注氮气泡沫20天,注氮气泡沫5天,注氮气泡沫15天,注氮气泡沫30天,由水锥变化图可以看出：注氮20天可以实现把水锥基本压回原始油水界面，注氮30天时水锥完
50、全回到原始油水界面。,七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟,中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组,7、注氮气泡沫压锥措施时的水锥变化,注氮气泡沫结束时,注氮气泡沫结束后生产2个月,注氮气泡沫结束后生产12个月,注氮气泡沫结束后生产5个月,由水锥变化图可以看出：低部位井（WELL4）在注氮气结束后生产2个月，水锥基本没有变化，至生产5个月的时候，水锥又上升到WELL4的底部，油井见水，至生产12个月油水界面又恢复到未实施措施前的状态，因此可认为实施注氮气泡沫压锥时，第1周期的有效期基本达到了12个月。而后的每个周期的有效期时间都较长，能够实现控水增油的效果。,七、氮气/氮气泡沫压水锥
