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1、青海油田公司勘探开发研究院 西南石油大学石油工程学院 油气藏地质及开发工程国家重点实验室,中国石油天然气股份有限公司青海油田公司,2009.05,油藏数值模拟实用技能培训 Applied RESERVOIR NUMERICAL SIMULATION,一、什么是油气藏数值模拟？ 二、为什么要做油藏数值模拟？ 三、怎么做油藏数值模拟,前 言,1 油气田开发的任务,确定井位，优化井网 确定开发方式 确定开采速度，保持长期稳产高产 寻找油气田开发中后期剩余储量的富集区域，确定调整方案 合理开发油气藏，提高采收率,技术方法 类比 经验 油藏工程 数值模拟 物理模拟 开发实验,2 油藏数值模拟的技术优势,

2、定义：“在数学模型（计算机软件及数据体）上再现真实油田的生产动态” 技术原理：通过建立渗流力学方程，借用大型计算机，结合地震、地质、测井、油藏工程等方法，在建立的地层三维属性参数场中，对数学方程进行求解，模拟油气的复杂开发过程，再现油气田的生产历史，预测未来的开发动态，提高油气藏的开发效益 技术关键：仿真、预测、可视,前 言,2 油藏数值模拟的技术优势,仿真：可多次“开发”油气田，寻求最优开发方案，避免决策失误,前 言,2 油藏数值模拟的技术优势,预测：短期内模拟开发油气田，分析不同方案的动态，降低开发试验成本,前 言,2 油藏数值模拟的技术优势,可视：通过可视化技术，深入到油藏内部，观察每个

3、参数随时间的变化,前 言,3 发展历程,30年代：开始研究地下流体的渗流规律，并将理论方法用于油田开发 50年代：在模似计算的方法上取得了较大进展 60年代：开始用计算机解决油气田开发上的一些简单间题，当时的计算机速度只有每秒几万-几十万次，只能做些简单的科学运算 70年代：计算机快速升级，带动了油藏数值模拟的迅猛发展，计算速度达到每秒100-500万次，内存增至16兆字节。黑油模型日趋成熟，已能解决中小型油藏的模拟问题 80年代：油藏数值模似技术飞跃进步，计算方法及软件迅猛发展，超级向量机诞生，计算机速度达到亿-几十亿次，内存高达10-20亿字节 90年代：油藏模似软件的各模块功能迅速发展，

4、体现为向一体化方面发展，出现了集地震、测井、钻井工程、完井工程、油藏工程、采油工程、压裂酸化措施工艺及地面集输、经济评价等为一体的大型软件,前 言,4 油藏数值模拟专业软件,黑油模型：已被广泛用于各种常规油气藏的模拟 裂缝模型：用来模拟灰岩、花岗岩、凝灰岩和变质岩裂缝性油气藏开发 组分模型：用于凝析气藏、轻质油和挥发油藏的开发设计和混相驱 热采模型：用于稠油油藏蒸气吞吐、蒸汽驱和就地燃烧的设计 化学驱模型：用于在注入水中添加聚合物、表面活性剂、碱等各种化学剂进行三次采油提高采收率的计算和设计,前 言,5 最新进展,向量算法、预处理共轭梯度法，使模拟过程更快速、更有效（3天1小时） 不规则网格、

5、混合网格、自适应网格，更好地处理了复杂的几何形状 多重网格法、混合有限元法、流线法，正逐步完善和发展 并行处理技术，给大中型油气田的数模工作带来了生机,一、什么是油藏数值模拟 ,1 工作过程,实际油藏,数学模型,数值模型,计算机模型,数值模拟模型,连续性方程 假设条件 初始条件 边界条件,离散化 线性化 迭代求解,程序化设计 编写计算机代码 误差分析 零流量检验,渗流机理 开采机理 模拟目标,网格划分 地质、流体、生产数据输入 模拟计算,计算结果分析 编写成果报告,成果输出,一、什么是油藏数值模拟 ,2 典型的数学模型,2.1 三维单相,2.2 一维油水两相,定解条件、辅助方程略,2.3 二维

6、气水两相,2.4 组分模型,一、什么是油藏数值模拟 ,2 典型的数学模型,2.5 黑油模型,定解条件、辅助方程略,气组分,油组分,水组分,2.6 聚合物-表面活性剂驱模型,一、什么是油藏数值模拟 ,油气藏数值模拟,渗流力学,数学物理方程,计算方法,石油地质,储层描述,油层物理,油藏工程,计算机工程,钻井工程,采油工程,风险概率,经济评价,软件研发,渗流机理,优化方案,开发机理,工程运用,调整方案,提高采收率,剩余油分布,计算机软件,计算机硬件,GUI设计,3 基础与应用,知识集成,4.1 概念模拟 采用平均油藏参数，代表局部区域 常用于敏感性分析或机理研究，模拟结果具有普遍指导意义,4.2 实

7、际模拟 特定某一个油藏或储层单元、井组 非均质油藏参数，结果没有普遍意义 用于具体某个油藏的开发方案优选及其开发效果预测,概念模拟：韵律层对水锥的影响,实际模拟：某气藏边水推进动态研究,一、什么是油藏数值模拟 ,4 模拟类型,5.1 单井模拟 通常用r-z坐标系 评价各种完井措施、预测直井的锥进动态、数值试井,单井模型网格示意图,5.2 剖面模拟 通常用x-z坐标系 研究与重力有关的问题，如：水驱、气驱的纵向动态,5.3 井组模拟 考虑一个典型的注采单元，二维或三维 跟踪井组单元内的驱替前缘、驱替效率研究,5.4 全油田模拟 考虑参与渗流的整个生产区域，包括油藏、井筒 模拟全油藏的整体开发规律

8、,利用井组概念模型，进行鱼骨刺分支水平井注采井网开发效果研究,一、什么是油藏数值模拟 ,5 模拟范围,6.1 零维模型 也叫物质平衡方程 不能区分任何方向的流动 计算原始地质储量、预测全油田产量、估算水侵量及确定整个开采时间内油藏平均压力及平均饱和度变化等 6.2 一维模型 考虑流体在一个方向的流动 用于实验室岩芯驱替的模拟研究 6.3 二维模型 包括单井模型（r-）、剖面模型（x-z）和全油田模型(x-y) 用于研究开发机理,一、什么是油藏数值模拟 ,6 模型的维数,零维模型,一维径向模型（R,二维径向模型（R,二维剖面模型（X-Z,二维平面模型（X-Y,6.4 多层二维模型 - 由几个平面

9、二维模型组成 各层在整个油藏中处于不连通状态，但由于合采或合注而在井筒中连通 用于模拟各种合采措施、修井、二次完井 6.5 三维模型 - R-Z用于单井动态的模拟研究 - X-Y-Z三维模型用于全油藏的模拟研究,一、什么是油藏数值模拟 ,6 模型的维数,三维径向模型（R-Z,三维全油藏模型（X-Y-Z,多层二维模型（X-Y-Z,7.1 常规网格系统,一、什么是油藏数值模拟 ,7 网格系统,直角坐标网格系统,径向坐标网格系统,7.2 非常规网格系统,局部加密网格系统,混合网格系统,8.1 根据流体分类,一、什么是油藏数值模拟 ,8 模型的类型,1）黑油模型,8.2 根据储集-流动介质分类 - 单

10、孔单渗（基岩孔隙存储，基岩内渗流） 双孔单渗（基岩孔隙和裂缝存储，从基岩流向裂缝，从裂缝流向井） 双孔双渗（基岩孔隙和裂缝存储，基岩和裂缝都参与渗流,2）组分模型,3）热采模型,简单的相态（油-气-水），温度的变化可以忽略 - 用于一次采油、注水、干气注入、聚合物注入,复杂的相态，温度的变化可以忽略 - 凝析气藏的开发及循环注气 - CO2或富气注入 - 挥发油,任何相态变化，温度的变化不能忽略 - 热力采油，如：蒸汽驱、火烧,9.1 定义,一、什么是油藏数值模拟 ,9 黑油模型,黑油：由甲烷及重质碳氢化合物组分所组成的低挥发油 黑油模型：描述黑油系统的数学模型 黑油的烃组分：气组分（甲烷）+

11、油组分（重质碳氢化合物） 黑油系统的相：油相、气相、水相,9.2 特点,黑油模型是目前油藏模拟中发展最完善，最成熟的模型 所有常规油气田的开发问题，都可以用黑油模型来进行模拟 也是目前全球应用最为广泛的数值模拟模型,9.3 基本假设,一、什么是油藏数值模拟 ,9 黑油模型,等温渗流过程 考虑油气水三相，每一相的渗流均遵守达西定律 油藏烃类中含有油气两个组分 油组分：大气压下差异分离残存下来的液体 气组分：全部分离出来的天然气 油藏烃类中含有油气两相 油相：包括油组分和以溶解气方式存在的气组分 气相：以自由气方式存在的气组分 油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的 油水两相不互溶，气水两相不互溶 岩

12、石微可压缩，渗透率各向异性 流体可压缩，考虑渗流过程中重力、毛管力的影响,10.1 定义,一、什么是油藏数值模拟 ,10 组分模型,以烃类体系的自然组分为基础，建立各个组分的质量守恒方程，而形成的数学模型,10.2 特点,数学模型中，对烃类体系的每个自然组分的PVT性质、相态特征和相平衡计算，都是分别用状态方程来完成的 描述各种凝析气藏（带油环、不带油环、有边底水等）的开发全过程 描述油气两相中各个组分的瞬间变化 计算井流物中重质组分含量的变化 计算在给定的分离条件下可以获得的凝析油量等 模拟循环注气、注干气、注氮、注CO2、混相驱的工作机理和开采效果,10.3 基本假设,一、什么是油藏数值模

13、拟 ,等温渗流过程 储层内的油气水三相流动均服从达西定律 油气体系存在N个组分 各个组分在渗流过程中会发生相间传质，但相平衡是瞬间完成的 水组分为独立相，不参与油气相间传质 考虑岩石的压缩性和渗透率的各向异性 考虑重力、毛管力的影响,10 组分模型,二、为什么要做油藏数值模拟,地质特征复杂：裂缝、断层、尖灭、非均质、隔夹层、多层 油气水关系复杂：多个压力系统、多个油气水界面、油气水间互 流体特征复杂：三维三相、三维四相、复杂的相态变化、多组分,1 油气藏的复杂性,通过各种措施增加产量和利润，是一个复杂的多因素决策过程 存在地质和工程的不确定性，需要进行完备的风险评估 剩余油以及开发潜力的分析是

14、一个基于时间和空间的过程 油气藏开发是具有高成本的不可逆过程,2 油气藏开发的复杂性,二、为什么要做油藏数值模拟,油藏工程方法：物质平衡法、递减分析法、水驱特征曲线法 无法考虑复杂储层的地质特征与流体变化特征 无法考虑井史的时间效应 无法考虑多层、多井、复杂流体分布的综合效应 概率分析方法：不确定性大 不稳定试井：具有多解性 物理模拟实验：时间长 小区块现场试验：投资大,3 常规方法的局限性,油藏数值模拟可以考虑微观到宏观的各种复杂情况,对于初期开发方案的模拟 -选择合理的开发方式；如：枯竭开采、注水开发等 - 选择合理的井网、开发层系、确定井位 选择合理的注采方式、注采比 对油藏和流体性质的

15、敏感性进行研究,二、为什么要做油藏数值模拟,4 油藏数值模拟的功能,对于已开发的油田 核实地质储量，确定主要驱替机理（天然气驱、注水开发） 落实油藏和流体特性中不确定的因素 - 提出问题、潜力所在区域 剩余油饱和度分布规律的研究 提出调整加密井的设想,二、为什么要做油藏数值模拟,4 油藏数值模拟的功能,能提供时间上和空间上都更加详尽的计算及预测结果 能考虑各种微观和宏观的地质及工程影响因素 小到一段岩芯，大到数百平方公里的大型油气藏都能模拟 能更加直观、快速地告诉开发决策者各种方案的开发效果 比其他工程技术方法需要更多的输入数据 计算精度受数据数量及质量控制，结果具有多解性和风险性,二、为什么

16、要做油藏数值模拟,5 油藏数值模拟的技术特点,输入数据的误差将导致计算结果的误差甚至是严重错误 考虑因素越是全面、模型越精细，需要输入的数据就会越多，造成误差的可能性就会越大。 历史拟合存在多解性、人为性、任意性，过多地依赖于经验；有时为了拟合上动态指标，可能错误地修改地质模型 历史拟合耗费大量的时间和精力，因此而无法在一定的时间内利用更多的测试资料（如分层测试资料）进行精细拟合 有些油藏过于复杂，无法准确计算，只能做机理性的描述,二、为什么要做油藏数值模拟,6 油藏数值模拟的技术局限性,三、怎样做油藏数值模拟,1)问题定义,2)数据检查,3)模型建立,4)初始化,5)历史拟合,6)动态预测,

17、7)报告编写,根据油田的开发问题，明确油藏数值模拟的目的和要求 - 根据目标和资料丰富程度，确定研究的空间和时间范围,三、怎样做油藏数值模拟,1)问题定义,2)数据检查,3)模型建立,4)初始化,5)历史拟合,6)动态预测,7)报告编写,分析所收集数据的完整度、准确性、可靠性、一致性 - 评价数据质量及其对模拟结果的影响 - 数据的校正或等效处理 - 提出数据补充、完善计划,1)问题定义,2)数据检查,3)模型建立,4)初始化,5)历史拟合,6)动态预测,7)报告编写,针对所研究的问题（流体、空间）选择相应的模拟软件 - 设计并建立能够合理反映油藏地质特征及流体渗流特征的网格模型（矩形、径向、

18、混合、动态、粗细） - 完善动态模型（井位、射孔历史、生产措施历史） - 考虑模型规模、精度与效果的协调统一,三、怎样做油藏数值模拟,1)问题定义,2)数据检查,3)模型建立,4)初始化,5)历史拟合,6)动态预测,7)报告编写,计算初始条件下油藏压力及流体的分布状况 - 原始地质储量的拟合 - 零流量物质平衡检验（初始P、S不变，平衡区间无交换,三、怎样做油藏数值模拟,1)问题定义,2)数据检查,3)模型建立,4)初始化,5)历史拟合,6)动态预测,7)报告编写,从投产开始，计算历史生产时间的产量、含水、压力 - 对比分析模型计算的生产指标与实际油藏动态的产别 - 根据拟合情况和参数的不确定

19、性，调整地质模型参数 - 分析油藏动态变化规律及油藏压力、剩余油分布状况,三、怎样做油藏数值模拟,1)问题定义,2)数据检查,3)模型建立,4)初始化,5)历史拟合,6)动态预测,7)报告编写,在历史拟合满足工程精度条件下，预测未来生产动态 - 评价各种开发方案和调整方案 - 评价各种地质不确定性对开发效果的影响 - 评价油气藏的极限开采效果,三、怎样做油藏数值模拟,1)问题定义,2)数据检查,3)模型建立,4)初始化,5)历史拟合,6)动态预测,7)报告编写,陈述模型选择的理由，评价输入数据的质量 - 各种因素对开发效果影响的对比分析 - 详细分析推荐方案的各项预测指标 - 主要结果与结论

20、- 评价研究的目的是否达到,三、怎样做油藏数值模拟,四、什么时候做油藏数值模拟,4.1 根据任务目标确定数值模拟工作的时机,岩芯试验模拟 储层内的渗流机理、开发机理 单井模拟 连井剖面模拟 开采单元（注采单元、典型井组） 典型开发层组模拟 油藏全区域范围的模拟,4.2 根据数据质量及精度要求确定数模的时机,4.3 根据软件及硬件条件确定数模的时机,数据量增加,解决问题能力增加,复杂程度增加,五、如何选择模型和数据,5.1 模型/软件选择原则,在满足目标任务和工程精度的前提下，尽量简单 软件及其供应商在行业内的口碑 软件界面的可操作性，操作步骤简洁、符合传统习惯 软件的售后服务、技术培训、产品升

21、级、技术支持人员的素质 购置软件的经费,5.2 搜集数据,根据研究的目标，制定数据采集计划 落实数据采集的时间、频率、责任人、采集顺序 收集、整理和预处理数据资料 分析所采集到数据的来源渠道、准确度、一致性及数据的齐全程度 列出补充数据的清单及完备数据的期限,基础地质资料,地震资料解释成果 测井二次解释成果数据表 油藏描述所提供地质模型的三维数据体和分层二维成果图及数据表： 油藏构造（顶部海拔）、断层、裂缝分布 储层孔、渗、饱、有效厚度的分布 隔、夹层厚度 油气水系统划分、油气水界面 油气藏温度和压力特征 油气藏储量分布 储层及流体的非均质特征 水体大小及分布,五、如何选择模型和数据,5.2

22、常规数据采集清单,岩心分析资料,相对渗透率曲线（驱替和吸吮过程） 毛管压力曲线 岩石的压缩系数等 对于非匀质性强的油藏，尽可能提供具有代表性的多套数据,五、如何选择模型和数据,5.2 常规数据采集清单,流体PVT资料,油相组成分析 产出气组成分析 Pob P - Bo、Co、Rs、o、o P - Bw、w、w P - Bg、g、g,生产动态资料,模拟工区所有井的井位、井眼轨迹 射孔历史 试采动态 产能测试、不稳定试井资料 日产油、水、气 日注水、气 测压（地层静压、井底流压、井口油套压） 产液、吸水剖面 示踪剂,五、如何选择模型和数据,5.2 常规数据采集清单,地震资料,储层构造、圈闭大小、形

23、状、走向以及构造的连续性 油藏的总厚度 断层和不连续性 裂缝的密度和走向,五、如何选择模型和数据,5.3 主要数据源,岩芯分析 地质,地层岩性（砂岩、石灰岩、白云岩等） 沉积结构（层状、交错层理等） 孔隙类型（反映了储存能力） 渗透率（反映流动能力） 有油或无油（通过荧光分析） 地层的层序、年代 岩相 沉积环境（有助于分析成藏环境） 裂缝情况 成岩环境,五、如何选择模型和数据,5.3 主要数据源,岩芯分析 工程,孔隙度 渗透率及其非均质性 孔隙度与渗透率的关系图 油层含水饱和度（油基泥浆取芯分析） 油层剩余油饱和度（保压取芯） 测井解释的标定和修正 相对渗透率及地层润湿性 毛管压力 孔隙压缩系

24、数 注入流体的配伍性,五、如何选择模型和数据,5.3 主要数据源,测井解释,构造顶部 总厚度 - 有效厚度 孔隙度与深度的关系 原始含水饱和度与深度的关系 泥岩隔夹层信息 气-油界面和油-水界面深度 根据井间对比情况，分析储层的连续性，确定垂向分层 确定岩性,五、如何选择模型和数据,5.3 主要数据源,不稳定试井资料,地层压力 KH值 采油指数、注水指数、完井效率、地层损害表皮系数 井离边界（断层或非渗透层）的距离 油藏的大小（井控储量） 储集系统是单孔隙还是双孔隙介质 井间连通性、干扰情况 有无裂缝或有无高渗透条带存在,五、如何选择模型和数据,5.3 主要数据源,首先应根据目标任务，制定数据

25、采集计划 数据丰富，但并不代表资料的完备和充足，需要进行数据筛选 不同来源的同类数据，要确定数据的品质，以满足一致性原则 动态监测数据要确定有效性，消除误差（如井口、井底转换） 个别数据，要进行适合于模拟的转换（如分层产量劈分） 借用或推算的数据，要充分论证其合理性 必须分析数据的不确定性对模拟结果的影响 数据分析要集合不同专业组的人,五、如何选择模型和数据,5.4 数据采集的注意事项,六、数据处理,6.1 资料一致性检查的常见问题,同一数据不同来源的唯一性 同一层的顶面深度应小于或等于底面深度 上一层的底面深度应小于或等于下一层的顶面深度 有效厚度应小于或等于砂面厚度 小层数据表与小层顶面构

26、造图要一致 孔、渗、饱奇异点的控制 生产日报中，产量、生产时间与日产量的一致性,下层超越上层深度,常见错误1：构造交叉,常见错误2：微构造与油水界面矛盾,油水界面应与构造基本一致,六、数据处理,6.2 资料有效性检查的常见问题,动态资料的有效性检查 人工劈分产量的合理性 作业水返排 计量误差 未考虑到的储层渗流条件的改变（储层污染、污染解除） 未考虑到的井筒流体状态变化，影响了井底-井口数据转换 实验资料的有效性检查 取样过程的不规范，样品受到不可逆该表，试验结果不代表地下状态 实验过程的不规范，压力、温度、测试时间为达到要求,六、数据处理,6.3 岩芯试验数据的处理,岩芯测试数据的平均处理,

27、平均孔隙度（有效厚度加权,平均水平渗透率（有效厚度加权,平均垂直渗透率（有效厚度倒数加权,平均饱和度（孔隙体积加权,六、数据处理,6.3岩芯试验数据的处理,相对渗透率曲线的处理 回归处理：岩芯实验只能得到相对渗透率曲线的一些测试点，由于试验误差或偶然因素，数据点的波动性很大，连续性很差，需要通过回归的方法得到连续变化的理想相对渗透率曲线 平均处理：同一层段不同取芯岩样具有不同的渗透率和孔隙度，测得的相对渗透率曲线是不同的。利用归一化统计计算方法获得平均相对渗透率曲线，作为代表整个油藏或某个区域的平均参数而用于油藏数值模拟,六、数据处理,6.3 岩芯试验数据的处理,端点数据的处理 油、气的相对渗

28、透率曲线端点值代表了其最大采出程度 测试条件和时间的限制，导致岩芯测试的端点值差异较大,I、利用岩芯分析的束缚水和残余油饱和度，计算驱替效率,II、计算各岩芯的平均驱替效率,III、根据测井解释，计算各个层段的束缚水饱和度,IV、根据测井束缚水饱和度及驱替效率，计算各个层段的端点饱和度,六、数据处理,渗透率的方向性问题 对于直井径向流，全直径岩芯打孔取芯的轴向渗透率可代表油藏平面渗透率 对于倾斜油藏中垂直井的取芯渗透率，须进行方向校正 对于水平油藏中斜井的取芯渗透率，须进行方向校正,6.3 岩芯试验数据的处理,垂直渗透率的处理 对于水平井产能评价、层间窜流、底水锥进，垂直渗透率非常重要 纯产层

29、可以利用岩心分析加权平均处理方法计算得到 当存在不连续的页岩夹层时，垂直渗透率需要做进一步调整,微裂缝的问题 对于非裂缝性油藏，岩芯观察也常见到微裂缝 结合其他资料分析裂缝的分布、产状及连通性，校正岩芯分析渗透率 利用动态监测资料复核渗透率的微裂缝校正是否满足要求,六、数据处理,岩石压缩系数的校正 通常实验室测定单轴压缩系数 油藏中三维受压，应转换为水力压缩系数 需要将实验室数据转换到油藏中,6.3 岩芯试验数据的处理,实际油藏的三维受压,六、数据处理,储层参数 有效厚度加权，根据孔隙度剖面（1/8）计算小层平均孔隙度 有效厚度加权，根据渗透率剖面（1/8）计算小层平均渗透率 体积加权，根据饱

30、和度剖面（1/8）计算小层平均流体饱和度,6.4 测井解释资料的处理,垂向压力梯度 通过电缆式地层测试器测得垂向压力梯度 利用地层原始压力梯度判断流体界面（油气和油水）位置 判断多层油藏各个小层的水动力连通状态，并进行非油藏岩层的分析 利用开发中期垂向压力梯度的不连续性分析垂向流动屏障或独立油层单元的存在,隔夹层的处理 隔层，分布稳定，处理成无效网格层或渗透率极低的非储层网格 延续较好的夹层，用模拟网格层之间的局部零传导率或低传导率等效 局部小夹层，定义夹层所在网格的等效垂向渗透率,六、数据处理,渗透率 不稳定试井解释的渗透率综合反映了储层岩石的绝对渗透率、流体的影响以及微裂缝和断层的影响，用

31、于数值模拟更加可靠 不稳定试井解释的KH值比较可靠，但由于有效厚度数值上受多层合采和孔眼间流动状态的相互干扰，具有不确定性，因此解释的渗透率具有一定的不确定性,6.5 不稳定试井解释资料的处理,地层压力 通过压力恢复试井测算地层静压，用于地层压力的历史拟合 各种方式测量或测算的压力，都需要校正到相同的深度 对于多层合采井，其关井恢复压力代表的是垂向平均压力 电缆式地层测试器测得的压力是在一定的目标深度下测量的，无需校正,六、数据处理,多层合采油井产量的劈分 最理想的情况，分层产量的求取应当用生产测井工具来测量 也可通过各层的KH值和各层的生产压差来分配,6.6 生产历史数据的处理,日产量数据处

32、理 数值模拟中基本上定义为连续生产，但实际上由于修井、作业、措施、实施动态监测，特定时期不能连续开井，存在每天的开井时间，需要按照当日总产量折算到平均日产量。例如：某天开井12小时，日产量100吨，折算为50吨/日,出水量的校正 由于钻井和完井过程中泥浆滤液侵入油层，导致多数采油井一开井就产水，在拟合含水和产水量时这部分的误差应予校正 清水压井作业也会引起单井含水的上升,生产气油比的校正 高含水后，溶解在水内的气量使生产气油比随含水的上升而上升，表现为油层压力高于原始泡点压力，但生产气油比却明显大于原始溶解气油比 考虑溶解水气比对生产气油比的影响,六、数据处理,油藏温度 所有流体的PVT特性以

33、及相对渗透率都与温度有关 将测量的油藏温度作为流体性质的实验室测定的环境温度,6.7 生产测井数据的处理,固井质量 若水泥环或油管-环空通道发生窜流，将引起水、油、气产量数据的异常 历史拟合中尤其需要检查油藏动态趋势出现的异常，寻求合理解释 例如：若一口井先于低部位邻井出水或先于高部位邻井出气，则要检测套管、水泥环和油管之间机械组合的完整性 固井质量检测方法：水泥胶结测井、水泥评价测井、热测井和声波测井,六、数据处理,典型数据矛盾 测井数据与岩芯分析数据得到不同的饱和度分布 测井、岩芯分析与不稳定试井渗透率解释的差异 排驱和吸入毛管曲线及相渗曲线的差异 闪蒸分离与差异分离PVT特性的差异,6.

34、8 异源数据矛盾的处理,数据评价 由测井数据得到的饱和度分布较为合理 不稳定试井解释的渗透率更可靠 吸入毛管力曲线及相渗曲线比排驱实验的合理 差异分离PVT数据比闪蒸分离更合理,按照最能反映油藏条件下的渗流过程为优的原则,七、数值模拟网格设计,7.1 网格设计,研究目标,模拟精度,运算效率,硬件配置,模型规模,网格设计基础,网格类型,网格尺寸,网格方向,网格分层,网格边界,网格设计内容,七、数值模拟网格设计,7.2 网格类型,七、数值模拟网格设计,7.2 网格类型,不规则网格边界,不规则油藏几何形态,角点细网格，更能体现油藏的不规则形态,正交网格，对不规则边界的近似程度较低,七、数值模拟网格设

35、计,7.3 网格方向,网格区域的边界要与天然的非流边界相一致 网格区域应包含所有有效井的井位 网格的定向必须考虑： 成藏过程的流动沉积方向 储层内流体流动的主要方向 油藏内天然势能的梯度方向,七、数值模拟网格设计,7.4 网格尺寸,网格尺寸设计原则 精确反映目标区域微构造形态及储层非均质性特征 准确反映工区内压力及饱和度的空间变化 正确模拟流体在油藏中的流动机理 确保流动方程的求解精确 确保模拟计算过程的快速高效,提高网格系统效率的方法 目标:在满足预测精度要求的基础上，减小网格规模 方法一：网格分段处理 方法二：变网格尺寸 方法三：局部网格加密,七、数值模拟网格设计,7.5 提高网格系统效率

36、,网格分段处理 将模拟工区划分为不同的区域，在不同的区域按照不同的要求，定义不同的网格尺寸，既满足模拟精度，又减少了网格的总数,七、数值模拟网格设计,变网格尺寸 油区到水区的网格尺寸逐渐增大 避免邻近网格之间的孔隙体积差异过大，既降低了网格总数，又提高了运算收敛性,7.5 提高网格系统效率,七、数值模拟网格设计,局部加密网格系统 在保证目标区域网格尺寸不变的情况下，对非目标区域实施网格局部粗化 有效减少网格数量，又不影响对目标区域的精细模拟,对驱替前缘实施动态加密,7.5 提高网格系统效率,正韵律厚油层细分后的剩余油分布,七、数值模拟网格设计,下列情况需要细分纵向网格 具有明显韵律特征的厚油层

37、 层内含有薄的高渗层或低渗透夹层 底水油藏的过渡层（描述水锥） 需要拟合纵向饱和度剖面 部分完井和射孔情况 水平井设计,7.6 纵向网格的划分,七、数值模拟网格设计,新钻水平井9P511，投产初期日产油23.7t，含水31.7,7.6 纵向网格的划分,八、储层地质建模,复核各种静态参数 储层：构造、孔隙度、渗透率、有效厚度（或净毛比）、原始饱和度 岩芯实验：相对渗透率曲线、毛管压力曲线、岩石压缩系数 流体PVT：油、气、水PVT 水体：各种水体描述 根据微构造研究，建立网格构架模型 各个网格赋值，建立储层定量地质模型 - 地质图件：通过数值化软件，转化成等值线或散点形式，然后赋值到网格单元 -

38、 数据表：通过平面插值，然后赋值到网格单元,8.1 构造模型,物性参数插值：沉积相控制 有效厚度零线约束 有效厚度插值：尖灭线控制,约束前,约束后,八、储层地质建模,8.2 数值化过程中的参数插值技术,相控参数插值,八、储层地质建模,8.2 数值化过程中的参数插值技术,相带图,渗透率,有效厚度,孔隙度,定量地质模型 网格数量上亿，超过数值模拟的计算机处理能力,8.3 网格粗化技术,储层描述定量地质模型,数值模拟网格模型,3亿个网格,3000个网格,数值模拟模型 根据储层描述、渗流规律和研究目标，建立合理的网格系统 合理 = 计算效率 + 模拟精度,网格粗化,八、储层地质建模,技术关键,减少网格

39、数量，提高计算效率 同时必须保留油藏的主要特征，反映出主要渗流特征，确保模拟的精度 如果计算条件允许，应直接使用精细地质模型的三维数据体,储层描述定量地质模型,数值模拟网格模型，采用非均匀网格，保留局部主要的地质特征,八、储层地质建模,8.3 网格粗化技术,根据对边底水的认识程度及模拟任务目标，选择水体模型,数字水体 - 网格水体：调整边水所在网格的孔隙体积来描述水体大小，适用于有限水体 - 数值水体：调整水体位置、长度、面积、孔、渗、饱、压力，适用于封闭水体,解析水体 - 拟稳态水体：调整水体体积、水侵指数来描述水体性质 - 稳态水体：根据动态分析的认识，直接给定水侵量,八、储层地质建模,8

40、.4 设置水体,平衡初始化 - 根据压力系数和深度，建立油藏的原始压力分布 - 根据油水及油气界面位置，考虑重力及毛管压力，建立原始流体饱和度分布 - 对于复杂的流体平衡系统，可划分多个平衡区，建立非均质的初始饱和度分布,平衡初始化的饱和度分布,含有多个平衡区的复杂油气水分布,非平衡初始化 - 根据对油藏的认识，直接给定某时刻油藏的压力及饱和度三维空间分布场,地质储量的拟合,八、储层地质建模,8.5 初始化,九、生产历史拟合,9.1 目的 验证地质模型的可靠性 调整、完善油藏地质模型 加深对油藏静、动态的认识 提高模拟预测的准确性 使模拟计算的油（气）藏及油气井生产动态更接近实际观测值,9.2

41、 手段 确定拟合的关键井：数据完整可靠、生产时间长、能够反映油藏主要动态规律 修改油藏参数，对比生产动态指标,压力拟合指标 - 平均地层压力 - 井底静压 - 井底流动压力 - 井口压力,产量拟合指标 - 单井产水动态 单井产油量（定液生产）或产液量（定油产量） 单井油气比 单井气水比,9.3 拟合的指标,九、生产历史拟合,9.5 历史拟合的阶段 根据油藏的开发阶段，结合影响油藏动态的参数敏感性分析，划分历史拟合的阶段 弹性开采阶段、注水补充能量阶段、综合调整阶段、提高采收率阶段 突出不同阶段拟合指标的特殊性及参数调整的针对性，避免多参数与多指标之间的交叉影响，加快拟合速度和效率,9.4 调参

42、原则 以油藏的地质认识为调参幅度的依据 以生产指标的动态变化规律为调参方向的依据 历史拟合的质量取决于研究人员的经验和人员之间的专业协作,9.6 历史拟合的层次 储量拟合：调整静态储集参数 趋势拟合：整体调整 精确拟合：局部调整,九、生产历史拟合,9.7 可调参数 根据数据来源，分析参数的确定性及可调范围 孔隙度：根据油藏描述成果，确定孔隙度分布范围与平均值之间的偏差幅度，作为孔隙度调整的允许范围 渗透率：不确定性最强，尤其是井间，考虑低渗隔断或微裂缝，可调整幅度较大 有效厚度：受钙质层和泥岩夹层的影响，有效厚度的可调范围为-30%0% 流体压缩系数：比较确定，一般不修改 岩石压缩系数：考虑到

43、实验测试误差及非储层的弹性作用，允许2倍之内的调整 初始流体饱和度与初始压力：比较确定，必要时允许小范围的修改 相对渗透率曲线: 不确定性较强，可较大幅度修改 油气PVT数据：确定，不宜修改 油气水界面：允许一定范围的修改,九、生产历史拟合,9.8 压力拟合的步骤 分析影响压力的地质参数及其可能的变化范围 利用简化模型，开展影响压力水平的地质参数敏感性分析 油藏平均压力的拟合，调整以下参数： 水体性质 地层压缩系数 地层孔隙度 有效厚度 流体饱和 外部边界条件，如气顶、断层、不封闭边界等的影响 地层压力分布的拟合：修改局部区域的渗透率 单井压力的拟合 根据单井投产及投注后压力不匹配的时间，调整

44、井的表皮系数 调整井区的局部渗透率或方向渗透率及相对渗透率曲线来拟合 合采与合注井要考虑分层产（注）量的分配不合理对单井压力的影响,九、生产历史拟合,9.9 产量拟合的步骤 分析影响流动的油藏或水层主要特征参数，估算这些参数的大致变化范围 分析油藏开采过程，锥进和指进对油气比和油水比变化的影响 油藏全区油气比及水油比拟合，整体调整： 网格划分方式 分层渗透率 部分选定区域的渗透率及垂向渗透率分布 相对渗透率曲线 单井油气比及水油比拟合，调整： 局部区域渗透率 方向渗透率 相对渗透率曲线 油气或油水界面 油藏内部断层、裂缝、隔夹层等渗流屏障 再次检查单井压力的拟合情况，防止饱和度拟合对压力拟合的

45、影响 检查油藏产量，确保整个油藏累积产量与实际情况的一致性,九、生产历史拟合,9.10 实例分析,某注水开发油田，模拟计算的压力与含水远远高于实际值,模拟含水,模拟压力,实际含水,实际压力,九、生产历史拟合,9.10 实例分析,物质平衡分析认为，截止目前，油藏外溢水总量4000多万方 但数值模拟中没有体现出注入水的外溢，导致模拟的压力和含水比实际高 数值模拟工作目标：调整模型，模拟外溢水,工作步骤 区域地质研究水体 动态监测评价水体 确定数模研究思路 调整模拟,九、生产历史拟合,9.10 实例分析,1 区域地质研究水体,地层存在露头，注入水会沿露头溢出,九、生产历史拟合,9.10 实例分析,2 动态监测评价水体,注水一定阶段后，三口水体观测井的压力上升，说明注入水对外部水体产生了补充,九、生产历史拟合,9.10 实例分析,3 确定数模研究思路,确定单井外溢量,确定油田外溢量初始值,油田压力拟合,单井压力拟合,微调油田外溢量,不满意,拟合精度,结束,满意,九、生产历史拟合,9.10 实例分析,4 调整 模拟,含水拟合,压力拟合,九、生产历史拟合,9.11 历史拟合的质量要求 区块拟合精度应高于单井 历史末期拟合精度应高于初期和中期 产量拟合精度应高于压力 关键井拟合精度应高于一般井 主力层的拟合精度应高于非主力层 模拟模型必须要体现控制油田生产的主要机理 牵强的拟合虽然拟合率