砂岩油藏黑油数值模拟技术规范

1、Q/SY DQ 0XXX2003 Q/SY中国石油天然气股份有限公司企业标准大庆油田有限责任公司 Q/SY DQ 00262005代替Q/SY DQ 00262000砂岩油藏黑油数值模拟技术规范Technical Specifications of Numerical Simulation forSandstone Reservoir and Black Oil Model 2005-××-××发布 2005-××-××实施中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司 发 布IQ/SY 00262005目 次前

2、言1 范围 12 规范性引用文件 13 基本工作程序 14 油藏数值模拟软件 15 数据的收集、处理和输入 26 地质模型 47 模拟模型 78 历史拟合 99 动态预测及跟踪模拟 1110 成果输出和存档 13 前 言本标准代替Q/SY DQ0026-2000砂岩油藏黑油数值模拟技术规范。本标准与Q/SY DQ0026-2000相比主要变化如下：第6章“地质模型”是原标准的第4章，增加了“采用多学科综合研究方法进行地质建模”、“地质模型规模的级别”和“地质模型的基本内容和数字化”三条要求；第8章“历史拟合”是原标准的第7章，增加了“拟合的准备工作”和“拟合的精度”二条要求；原标准的第8章“动

3、态预测”改为第9章“动态预测及跟踪模拟”，并增加了“动态预测方案的设计”等内容；原标准的第9章“计算结果的检查、整理和保存”改为第10章“成果输出和存档”，增加了“技术报告的主要内容”一条要求。本标准内有关信息是保密的，其版权属于大庆油田有限责任公司（以下简称油田公司）所有。未经油田公司质量安全环保部的许可，该标准的任何一部分不得泄露给第三方，或复制、或储存于可检索系统，也不允许以任何形式或任何方法（电、机械复制、抄录）传播。标准使用的管理权属油田公司，用户分两类：a) 油田公司和所属单位在其管理、科研、生产和经营活动中有权使用本标准。b) 承包商/分包商、制造厂/供方、以上述第一类组织的名义

4、，为达到下述目的的也可被授权使用本标准。 为项目做准备或被授权使用本标准； 确实为这些组织执行任务。本标准的提供程序总是在获得充分的保密保证后才予以提供，并且是永不更改的须知程序，被授权使用本标准的单位，有责任安全保管并保证标准不被用于油田公司之外的目的。油田公司将寻访这些组织，以确认他们是如何执行这些要求的。本标准由大庆油田有限责任公司开发部提出。 本标准由大庆油田有限责任公司批准。本标准由大庆油田有限责任公司开发地质专业标准化技术委员会归口。本标准起草单位：大庆油田有限责任公司勘探开发研究院。 本标准主要起草人：赵国忠、张平实、尹芝林、佟斯琴、李翠玲、王曙光、唐文峰。本标准所代替标准历次版

5、本的发布情况为： Q/SY DQ0026-2000。Q/SY 00262005砂岩油藏黑油数值模拟技术规范1 范围本标准规定了砂岩油藏黑油数值模拟工作中的主要技术要求。本标准适用于砂岩油藏黑油的开发动态历史拟合及开发方案指标预测。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而形成本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。SY/T 5851 砂岩油田注水开发调整方案编制技术要求Q/SY DQ0022 油田开发规划经济技

6、术指标计算方法 Q/SY DQ0675 油田开发数据库文件格式 3 基本工作程序根据研究问题的需要选择合适的砂岩油藏黑油数值模拟软件，对油藏静、动态及实验室资料进行收集、处理和输入，建立相应的地质模型和模拟模型；利用模拟模型计算出所需拟合的指标，根据计算结果与实测指标拟合情况，在符合油田实际，符合地质、开发、渗流力学概念的前提下，在合理的范围内不断地修改那些本身误差较大，对拟合影响也较大的静、动态输入参数，重复计算，直到满足拟合精度要求为止；在此基础上，按研究的目的进行动态预测。4 油藏数值模拟软件4.1 对油藏数值模拟软件的要求4.1.1 选用的油藏数值模拟软件必须是经过上级有关部门鉴定和认

7、可的，可以是串行或并行的，其解法必须稳定。目前可以使用的油藏数值模拟软件有ECLIPSE、VIP、PBRS、CMG、SURE等。 4.1.2 软件应具备文本及交互两种操作方式。能交互地进行前后处理、查寻、修改、监控，并能提供主要外部功能模块的接口。4.1.3 软件文档应包括用户使用指南、用户使用说明及软件功能示例三个部分。4.1.4 使用的油藏数值模拟软件应具备下列基本功能：a) 能够分别在一维、二维、三维空间中对单相、两相、三相流体的渗流问题进行求解计算，二维空间具有水平平面和垂直剖面的两种选择。在软件中能够考虑重力、毛管力的作用；b) 非线性方程组和线性系统应具有几种不同的解法，并能够随时

8、间阶段变化；c) 能够按定压、定产两种方式处理内外边界；d) 具备自动和给定时间步长的两种选择；e) 能够在需要时对流压进行隐式求解；f) 能够设置不同的平衡区，每个平衡区都允许分区使用不同的油气、油水相对渗透率曲线和油、气高压物性资料；g) 数据能够按自由格式输入，输入数据的修改灵活方便；h) 能够设置不同的输出区域、不同的输出指标。4.1.5 根据研究问题的不同，所使用的油藏数值模拟软件应能够妥善地处理和模拟下列油田地质、开发问题:a) 能够处理地质静态参数的方向性和非均质性；b) 能够处理空间内不同流体的接触面；c) 能够处理空间内不同区域的初始压力、饱和压力、束缚水饱和度、岩石类型及油

9、、气、水特性；d) 能够模拟油田不同的开采方式。可以对注水、注气、气水混注、气举、保持和降低压力开采、注采系统调整、井网加密等进行模拟；e) 能够模拟单井、多井、斜井、水平井的特征和动态情况。可以对单井的静压、流压、产量、含水、油气比、产液及吸水指数、井别转换、开关井等进行模拟；f) 能够模拟（或等效模拟）层段的压裂、酸化、堵水、补孔等改造增产措施。4.2 油藏数值模拟的应用4.2.1 根据研究问题的需要和油藏数值模拟软件的具体情况，可以在历史拟合和动态预测中解决下列有关油田地质特征和开发措施的一般问题：渗透率大小、分布及其方向性； 边底水大小和活跃程度、气顶大小和油、气互窜数量及特征； 断层

10、密封性； 原始储量和剩余储量的大小、分布及动用状况； 地下水饱和度分布状况； 生产井见水方向和层位； 层间动用状况及层间窜流； 不同油区间流体窜流量； 注水、注天然气； 保持或降低地层压力； 层系调整、注采系统调整、井网加密调整； 产和注入井工作制度调整、注采关系、增产、增注措施评价； 给定开采措施下的产液水平、压力水平、综合含水、采出程度和开发动态趋势。4.2.2 如果没有特殊的技术处理作保证，不应在油藏数值模拟软件上进行下列研究:4.2.2.1 确定压力在渗流场中传播的速度；4.2.2.2 确定单井压力在渗流场中影响的范围；4.2.2.3 在非单井模型上研究单井附近的压力分布和流动状况。4

11、.2.3 研究孔隙介质裂缝大小及其分布时应使用具有双孔双渗功能的数值模拟软件。4.2.4 较大规模的模拟计算应使用具有并行计算功能的数值模拟软件。4.2.5 使用油藏数值模拟软件时应注意其适用范围，了解它的功能和主要处理方法。应掌握油田实际情况，分析模型和实际油田的差别。在同一个研究问题的计算中，应使用同一油藏数值模拟软件的同一版本和同类计算机。在保证能够很好地体现方案设计意图的前提下，应尽量使用简单的模型。4.2.6 矿场实际数据不齐全、不准确时，不应对其进行数值模拟。5 数据的收集、处理和输入5.1 数据的收集5.1.1 数据的收集应满足计算的要求。5.1.2 应按下列类别收集数据：a)

12、模拟区域内地质静态数据，包括顶深、地层厚度、有效厚度、渗透率、孔隙度等；b) 模拟区域内开发动态数据，包括井的产、注量、压力、完井数据等；c) 有关模拟区域进行过的室内渗流、高压物性物理实验报告及现场地质、开发研究成果。5.1.3 收集资料时应注意数据的真实性、准确性，剔除那些不可信的数据。5.1.4 对于计算时不使用，但又有较大参考价值的资料也必须收集齐全。5.1.5 按Q/SY DQ0675的规定从数据库提取数据。5.2 数据的处理数据的处理应满足可拟合性，方便拟合对比，数据的处理要求如下：5.2.1 实测压力数据必须按（1）式进行等压面折算： ···

13、3;···············································（1）式中： 折算压力，MPa；

14、 单井推算压力，MPa； 油区压力折算基准深度与单井油层中部深度的差值（深度从地面向下算起），m； 在井筒相应流压下的原油密度，kgm； 水密度，kgm； 井测压之前的含水，按体积计算，小数，无量纲。5.2.2 经过等压面折算后的压力数据应该再按（2）式进行皮斯曼（Peaceman）校正：··························

15、;·························（2）式中： 皮斯曼校正压力，MPa； 折算压力，MPa； 关井前稳定的三相总产率，md； 三相总流度，； 射开厚度，m； 孔隙度，小数，无量纲； 岩石和流体的总压缩系数，1MPa； 井网格X方向步长，m； 井网格Y方向步长，m； 关井时间，h。 注：对于不是采用压力恢复方法获得的压力数据，可以不

16、做皮斯曼校正。5.2.3 单井压力应按井的不同供给面积加权平均产生实测全区平均压力。5.2.4 应按阶段内累积产液量、累积产水量分别求出各个阶段的单井、层系和全区的综合含水。5.2.5 按（3）式进行重量含水和体积含水之间的换算： ······························

17、3;····················（3）式中：按体积计算的含水，小数； 按重量计算的含水，小数；原油密度，kgm； 水密度，kgm。5.2.6 表外储层厚度可根据本模拟区的实际地质情况，将其按一定比例折算成有效厚度。5.2.7 表外储层的孔隙度、渗透率及饱和度可用类比法或根据其折算的有效厚度大小来确定。5.2.8 油层、流体物性资料中的压力应涵盖模拟计算中油藏可能出现的压力。5.2.9

18、离散的曲线数据应是光滑的，避免使用变化率很大的数据。相对渗透率数据应通过一致性检查。5.3 数据的输入5.3.1 数据的输入格式和次序应符合所选用油藏数值模拟软件的要求。5.3.2 地质模型（初始）部分输入的数据应包括下列部分：a) 定义类：数组大小的定义、初始部分的输出控制、网格大小等；b) 物性常数类：每一个平衡区的岩石和流体常数、油水和油气界面、标准温度和标准压力等；c) 数据表格类：相对渗透率、流体物性数据等；d) 参数场类：网格尺寸、顶深、地层厚度、有效厚度、渗透率、孔隙度等及有关场参数修改；e) 附加要求类：指定不同的岩石类型和不同物性区域等。5.3.3 模拟模型（运行）部分输入的

19、数据应包括下列部分：a) 运行控制类：非线性方程组和线性系统的解法、时间步长选择、迭代收敛控制条件及物质平衡精度限制、运行部分输出要求；b) 井数据类：井位、井别、井指数、收集中心及井的产注量、流压、经济产量与含水限制等；c) 完井数据类：射开层段及其地层系数等；d) 运行时间类：模拟计算的时间阶段。6 地质模型6.1 采用多学科综合研究方法进行地质建模6.1.1 可根据需要组建大小规模不等的研究组织，多学科共同参与地质建模。参加人员应基本来自地质、地震、测井、油田开发、油藏数值模拟、油层物理等主要学科。6.1.2 使用不同学科的数据时，应了解其测取的方法、原理和精度，同时应注意不同学科的数据

20、在空间和时间上代表性的差异。6.1.3 应了解、掌握相关学科有关研究报告的观点及结论。6.2 地质模型规模的级别6.2.1 基本要求地质模型建立之前，应根据研究问题的需要，在能够充分反映油藏非均质性和复杂性，并满足模拟区地质特征的研究和不同开发阶段需要的前提下，来确定地质模型规模的级别，可分为油田级地质模型、储层级地质模型和砂体级地质模型。6.2.2 油田级地质模型6.2.2.1 针对整个或部分油藏，能提供其范围内的典型地质情况，以表征宏观非均质性的特点。6.2.2.2 能充分反映构造特征及断层分布、砂体连续性及连通性、沉积相和微相的类型及分布、流体类别和分布等主要情况。6.2.2.3 必须把

21、储层主要的地质、岩石和流体的特征利用沉积相分析、物理实验和其它方法识别、提取出来，并概括、填加到模型中去。6.2.3 储层级地质模型6.2.3.1 针对小层范围内的沉积，以表征储集体之间的平面非均质性为主。6.2.3.2 在沉积相和微相划分的基础上建立。6.2.3.3 能充分反映砂体的平面展布特征及砂体间的连通程度等。6.2.4 砂体级地质模型6.2.4.1 针对横向和垂向上连续的单一沉积砂体，以表征单砂体规模的内部物性变化。6.2.4.2 在单砂体内应具有基本相同的渗流特征和流体特性。6.2.4.3 能充分反映垂向上的沉积韵律特征和渗透率在平面上的方向性。6.3 地质模型的基本内容和数字化6

22、.3.1 概述不同级别的地质模型所包含的内容应有所侧重和不同。地质模型应包括地层格架特征、构造特征、圈闭特征、储集条件、层组划分、隔层特征、沉积相和微相、储层特性、流体性质和分布特征等基本内容。6.3.2 地层格架、构造及圈闭特征 使用与地层的几何形态及接触关系、顶深、地层厚度、地层倾角、断层的分布形态、断距的大小等有关的参数进行表征。6.3.3 储集条件 使用与储集空间类型如孔隙或裂隙有关的参数来表征。6.3.4 层组划分 使用各层段的地层厚度或顶深来表征。6.3.5 隔层特征 使用各层段之间的垂向传导率来表征。6.3.6 沉积微相6.3.6.1 以按照不同地质特征和岩石物性细分岩石体积的流

23、动单元方法为基础，实现不同的沉积微相或差异体的数字化。6.3.6.2 沉积微相的表征中应包括流体物性和渗流特征。6.3.6.4 表征时，同类沉积微相的同一参数允许存在较大差别，而同一沉积微相内同一参数的差别应小于同类相间的差别，如果差别过大，可按亚相或差异体处理。6.3.6.5 沉积微相的表征。a) 地质特征如沉积构造、分界面、隔层等有关参数；b) 同时岩石物性如孔隙度、渗透率等有关参数；c) 同时流体物性如流体粘度、原油饱和压力等有关参数；d) 同时渗流特征如束缚水饱和度、最大含水饱和度、相对渗透率和毛管压力曲线的类型及形态等有关参数。6.3.7 储层特征6.3.7.1 储层物性特征。 应使

24、用孔隙度、渗透率、微裂缝、双孔双渗等参数来表征6.3.7.2 储层润湿性和渗流特征。 应使用束缚水饱和度、等渗点饱和度、最大含水饱和度和相渗曲线、毛管压力曲线来表征。6.3.7.3 储层的非均质性。 应使用不同层段的有效厚度、渗透率的方向性等参数来表征。6.3.8 流体性质分布特征 应使用原油密度、天然气密度、水密度、初始压力、油气水的高压物性曲线、油气水的界面深度等参数来表征。6.4 地质模型中区域的确定6.4.1 区域的位置6.4.1.1 区域的位置由研究问题的需要来确定。6.4.1.2 区域的位置对于所研究的问题应具有较强的地质、开发方面的代表性，使得最终获取的结论和认识也能够指导其它类

25、似区块的开发而具有较普遍的意义。6.4.1.3 区域的位置可以从实际油藏中选取，也可以从已有的大型油藏数值模拟结果中选取。从数模结果中选取的层段应使用本层段经过拟合的静动态数据；边界应使用经过模拟计算的流入流出量。6.4.2 区域的大小6.4.2.1 能充分反映油藏静态的特征。6.4.2.2 能充分反映油藏的开采方式。6.4.2.3 能保证各套开采层系井网的完整，使模型中的注采对应关系真实。6.4.2.4 能充分反映研究区域的弹性能量和流入流出的影响。6.4.3 区域的边界6.4.3.1 选择的区域边界应尽可能使内外流体之间的流动为最小且垂直于边界，可选择密封断层、尖灭变差区的边部作为边界；也

26、可以选择流体界面、生产井或注入井井排作为边界，但要做相应流入流出的处理。不应把边界设置在井排之间。6.4.3.2 模拟区域边界的形状应符合实际边界形状。边界设置在井排上时，边界的形状可以依井取线。对于形状复杂的实际边界，允许做合理的简化或处理。6.4.3.3 为了减少开放边界的不利影响，可以在模型中多取一些面积，采用输出分区指标的方式来考察目的区域的开发状况。6.5 地质模型中层段的确定6.5.1 层段划分的精细程度要求层段划分的多少应根据地质模型的规模级别和不同的精细程度来划定。基本要求：a) 油田级分层应能反映开发层系中划定的各个层段（小层）在垂向上的沉积状况；b) 储层级分层应能反映层系

27、中各层段内的沉积相或微相在垂向上的更叠状况；c) 砂体级分层应能反映砂体在垂向上的沉积韵律特征。6.5.2 层段设置应注意的事项6.5.2.1 某一层段的确定，应视具体地质条件而定，尽量避免人为劈分地层。6.5.2.2 不应把岩性隔层单独做为一个层段，应依据实际层段的顶深，把隔层厚度划入或劈分到上、下层段的地层厚度中。6.5.2.3 在地质模型上可以使用垂向传导率来描述上、下两个层段之间有无隔层及隔层不同发育状况下的接触、连通关系，其数值大小、范围应依据本模拟区有关的静态资料来给定。6.5.2.4 地质模型中的油水界面、油气界面应与实际层界面相一致，同时应保证油水、油气混合段的高度与实际一致。

28、不包括气顶、底水时，油气、油水界面可以根据需要上下移动。6.5.2.5 模拟层段的深度必须与实际井点处的深度保持一致。6.6 地质模型的储量6.6.1 除了专门对地质储量的研究外，地质模型的储量必须和实际区域、层段的储量一致。6.6.2 为了拟合实际储量而修改模型地质参数时，应从准确性最差的储量参数着手，修改后的储量参数必须和其它地质参数保持匹配，并得到地质人员的认可。6.6.3 对各个相控区应给出相应的地质储量。6.7 井间参数预测6.7.1 必须进行井点抽稀预测试验。6.7.2 参数场平均值应接近井点参数平均值。6.7.3 对场内突变及无数据部位的处理要符合地质情况。6.7.4 井间参数预

29、测时应考虑断层、尖灭、沉积相带等不同地质现象的影响，在相应的区域内确定参数预测的范围。相控区的参数预测范围应限定在相内，区内有断层时，应以断层为界来分别确定顶深的不同参数预测范围。6.8 相渗曲线的选取地质模型应依据静态情况对不同的层段和相控区分配不同的相渗曲线。6.9 地质模型的检查地质模型建立后，应将各个原始参数场绘图检查，确保数据无误并能真实地反映实际。7 模拟模型7.1 概述建立的模拟模型必须能准确地反映油田实际动态。7.2 网格设计7.2.1 网格的数量7.2.1.1 网格的数量应考虑研究的目的和模型的分辨程度。7.2.1.2 提供足够的网格使模型能反映出相应尺度下的静态属性在空间的

30、展布和变化情况，非均质状况越严重、地质的认识越丰富细致，网格数应越多，比较精细时应能够对最小沉积微相在平面和垂向上进行细致地刻划。7.2.1.3 在涉及一种流体驱替另一种流体的油藏研究中，必须提供足够的网格以控制和跟踪流体界面的运动。7.2.1.4 在油田级的三维模拟中，同一层系的注采井间至少有三个网格。7.2.1.5 如果油藏模拟的后续预测方案涉及加密井，那么在网格设计时还应事先预留出位置，以保证注采井间至少有三个网格。7.2.1.6 在进行只包括几口井的小规模研究中，井间至少有五个网格。7.2.1.7 垂向网格的数量取决于模拟层段的数量。7.2.2 网格的尺寸7.2.2.1 要考虑网格尺寸

31、对所研究问题精细程度的影响。网格尺寸过大会使动静态参数在较大范围内平均化，不利于参数分布的刻划，也使获取适当的相对渗透率曲线变得困难，而网格尺寸过小，模型的收敛性差，计算需要的时间长，内存大。7.2.2.2 优先考虑使用均匀网格。7.2.2.3 注意注入井或其它位置上的低孔隙体积网格单元对时间步长带来的不利影响，在不使油藏特征发生畸变以至损害模拟结果的前提下，应调整相邻网格单元的尺寸、形状或采用死孔隙体积的方法进行处理。7.2.2.4 对于实际位置很近的井，应将它们设置成同网格的井。7.2.2.5 在建立油田规模的非均匀直角坐标网格时，在主要变化方向上相邻网格单元的大小之比应不大于2，在次要变

32、化方向上应不大于3。7.2.2.6 对于径向网格系统应按（4）式使半径以几何级数递增，以保证网格块之间的压力降相等。 ········································&

33、#183;··········（4）式中：第n个网格块外缘的半径，m； 第n-1个网格块外缘的半径，m； 常数。7.2.2.7 径向网格最内部单元的半径要尽可能大一些，应大于或等于井筒半径。常数值的大小可根据径向网格总数和网格尺寸来确定，应在大于1小于2的范围内。7.2.2.8 以模拟层段的地层厚度作为垂向网格的步长。7.2.2.9 网格的尺寸应结合网格的数量一起来设计。7.2.3 网格的取向7.2.3.1 网格的取向应使其可靠地反映静动态参数主要变化方向上的特征。7.2.3.2 网格应平行于主

34、要渗透率方向。7.2.3.3 网格应尽量与井排的主要驱替方向平行。7.2.3.4 应注意网格不同取向带来的不同影响。7.2.3.5 需要时可使用九点差分格式来克服由于网格取向带来的影响。7.2.4 网格的类型7.2.4.1 在油田级的三维模拟中优先使用矩形直角坐标网格。7.2.4.2 采用直角坐标的变形网格时，变形较小的网格可以不对网格的传导率进行校正，变形较大者必须做校正。7.2.4.3 在评价单井动态特点及其饱和度和压力分布时，应使用径向网格。7.2.4.4 油藏顶深变化比较大或油层不整合接触时，可采用角点网格，但应尽量减少矩形网格的变形程度，当变形较大时应按方向对其传导率进行校正。7.3

35、 解法和时间步长的选择7.3.1 应在油藏数值模拟软件所提供的解法中，按模拟问题的难易程度来合理选择解法。只要能满足对问题的求解精度要求，效率越高、越简单的方法越好。可以根据不同时间阶段中的不同运算情况来改变所选择的解法和收敛条件。7.3.2 一般的模拟问题，非线性方程组可以选择隐式压力显式饱和度解法，在网格大小相差较大，单井产、注率大，地下饱和度变化急剧，计算中压力下降较多，脱气严重情况下，可考虑其它解法。7.3.3 在隐式压力显式饱和度方法不适应时，方程组可选择交替求解或自适应隐式方法。7.3.4 对于特殊困难的模拟问题或交替求解、自适应隐式方法失效时，可选择全隐式解法。7.3.5 线性系

36、统解法的选择应考虑油藏数值模拟软件中矩阵解法的具体设置、矩阵解法的速度及矩阵解法与非线性方程组解法的匹配性来确定。7.3.6 在网格数量很少时，线性系统可采用直接法求解。7.3.7 使用迭代方法求解矩阵时，应选用相对先进的迭代方法来进行。迭代控制参数的选定应经过试算比较。线超松驰方法应选择网格数量少、传导率大的方向作为松驰方向。7.3.8 自动时间步长限定参数的选定应考虑计算精度和计算速度的要求及与解法的匹配，应经过试算调整，使限定参数处于最佳，保证计算既稳定又迅速。7.3.9 时间步长的限定参数可以随时间阶段的不同而变化，在生产井、注入井工作制度变化不大时，可以适当放大限定参数。7.4 井和

37、层段在模拟处理7.4.1 按实际单井在模拟模型平面网格上的位置，给定每口井的井名、位置、注采井别和收集中心。7.4.2 按实际投产、投注、转注、关井的时间，在相应的时间阶段中给出相应井的操作信息。7.4.3 单井的产、注量（按地面或地下标准）在划定的时间阶段内按天数累积平均，作为阶段内的日产、注量。7.4.4 在对井实行流压限制时，应给出实际井在同一参考深度处的流压值和井指数。井指数按下式计算给出初值，再按产、注量的多少进行校正： ·············

38、3;·····································（5） 1/2 ···········&#

39、183;·······································（6）式中：井指数，无量纲； 网格内井的等效半径，； 井水力半径，； 表皮因子，无量纲； 井所在网格块X方向步长，； 井所在

40、网格块Y方向步长，。7.4.5 各井模拟层段的地层系数按实际射开情况给定。实际层段的压裂、酸化、堵水、补孔等增产措施，要按实际施行时间进行模拟操作。7.4.6 边、角井的KH值和产注量先按1/2和1/4劈分来做静态预处理。7.5 时间阶段的设置7.5.1 时间阶段的设置应根据研究目的和实际井工作制度及措施的变化情况来确定。7.5.2 划分的时间阶段不应过短，在满足研究要求的前提下，应尽可能减少时间阶段总数。7.6 输出项目的安排7.6.1 在模拟模型中应根据研究问题的需要来确定输出项目。7.6.2 尽量减少不必要的输出。7.7 模拟模型的检查模拟模型建立后，应对每口井、每个层段的操作进行核实，

41、确保无误。8 历史拟合8.1 拟合的指标8.1.1 根据需要可对全区、区块、各套开发层系、分类井、井组和单井有关指标分别进行拟合。8.1.2 拟合的指标一般包括：综合含水、地层压力；油、气井的见水、见气时间及层位、油气比。8.2 拟合的方法8.2.1 在符合油田实际，符合地质、开发、渗流力学概念的前提下，在合理的范围内，对误差较大，对拟合影响也较大的参数进行修改。8.2.2 可以根据实际拟合情况修改渗透率的量值和方向性。具体要求如下：a) 渗透率修改的大小应考虑不同沉积相带的差别、与周围数值关系的合理性及与其它有关参数的匹配性；b) 渗透率修改的范围应根据实际见水层位、来水方向，逐层考虑平面上

42、不同沉积相带的范围进行修改。8.2.3 可以根据实际拟合情况，修改或使用不同的相对渗透率曲线，具体要求：a) 根据渗流特征及油井含水的不同，垂向上可分层段、平面上可分区域使用不同的相对渗透率曲线；b) 可以使用拟相对渗透率曲线来拟合含水；c) 修改后的相对渗透率曲线，必须保证模型的储量及采出程度不变。8.2.4 边界井的处理可选择如下:a) 边界井做定压处理时，按实际资料给定流动压力；b) 边界井做定产处理时，应考虑边界井内、外边界的压力差及地质条件对产、注量进行劈分。8.2.5 当模拟区与外区域有流体交换时，可使用流入流出边界。流入流出相关的范围、流体种类和强度应根据实际地质、开发和指标拟合

43、的情况来分析、确定。8.2.6 必须依据实际井的措施效果、分层测试结果和单井各层段拟合情况来修改模型的层段射开地层系数或表皮因子。8.2.7 可按相控进行区域修改来拟合同一批井的相关指标，主要包括：a) 可对沉积微相的分布范围进行修改；b) 可对沉积微相相内渗透率的整体水平、相互大小及分布进行修改；c) 可对沉积微相相内的渗流特征进行修改，同一个相控区应基本使用同一相对渗透率曲线。8.3 拟合的基本过程8.3.1 拟合的准备工作8.3.1.1 首先应对拟合区块的实际地质开发情况有一个全景式的了解，把握整体和一般规律，同时注意在开发过程中所显示出来的特殊性及相关细节。8.3.1.2 了解该区块历

44、史上的研究状况及有关研究的结论和存在的问题。8.3.1.3 结合区块的具体情况，确定动静态参数的准确性次序，了解相关参数的变化范围。8.3.1.4 应结合生产井含水实际情况，对不同层段不同沉积微相初步分配的相对渗透率曲线进行适配调整。8.3.1.5 把全区历年注采比和实测地层压力的变化情况进行对比，了解注采比对全区压力的影响，以便在历史拟合中把握边界上流入流出的大小和变化，同时注意是否存在由于扩射造成无效或纯水层吸水而出现的高注采比情况。8.3.1.6 把各井的实际含水、压力分类，考虑各类井平面分布的特点，确定属于哪个沉积微相，同时分析其在时间上的共性，为历史拟合中按沉积微相修改或个别处置做准

45、备。8.3.1.7 按井累加给出各层段的KH值占全区总KH值的比例和次序，为定性拟合全区层间动用关系做准备。8.3.1.8 对单井各层段KH值占全井KH值的比例进行排序，为定性拟合单井层间动用关系做准备。8.3.1.9 加工出全区、各层系的含水与含水上升率的数据，作为全区、各层系含水拟合精度的基础。8.3.2 模型的调试8.3.2.1 使输入数据通过模拟软件的数据流检查。8.3.2.2 选择适当的解法和时间步长，保证模型能通过计算调试。8.3.3 指标拟合的次序8.3.3.1 压力和含水的拟合应交替进行。8.3.3.2 先对全区指标进行大致的拟合，再拟合单井指标，单井拟合时应从最差的井着手，在

46、拟合单井指标中实现对全区指标拟合的精细化。8.3.4 提高拟合速度的方法8.3.4.1 可以使用并行计算。8.3.4.2 可以使用重启动。8.3.4.3 应根据模型计算的快慢、收敛和时间步长大小的情况，更换解法和调整时间步长、迭代等限制，在保证收敛和物质平衡的基础上提高计算速度。8.3.4.4 全隐式解法中时间步长的大小不应超过三个月，隐式压力显式饱和度解法时间步长不应超过一个月。饱和度最大变化不应超过0.05。8.3.4.5 每次计算后应对迭代报告中给出的饱和度和压力变化较大的位置进行处理。8.4 拟合的精度8.4.1 根据不同问题研究的需要对含水、压力的拟合精度可以在粗略、一般和精细三个级

47、别中进行。8.4.2 全区、各层系的含水拟合精度应以实际不同含水下的含水上升率为基础。8.4.3 在含水、压力的拟合中拟合点的变化趋势须与实际点变化趋势一致。8.4.4 全区、各层系含水拟合精度要求： a) 粗略级 应不大于相应含水下的含水上升率 ； b) 一般级 应不大于相应含水下含水上升率的0.75倍 ；c) 精细级 应不大于相应含水下含水上升率的0.5倍。8.4.5 全区压力拟合精度要求： a) 粗略级 0.30.2 MPa； b) 一般级 0.20.1 MPa；c) 精细级 小于0.1 MPa。8.4.6 含水、压力的单井拟合率及单点拟合率均应为: a) 粗略级 60% - 69% ；

48、 b) 一般级 70% - 79% ； c) 精细级 80% 以上 。8.4.7 各级单井含水拟合精度应不大于相应的全区含水拟合精度的4倍。8.4.8 各级单井压力拟合精度应不大于相应的全区压力拟合精度的4倍。 9 动态预测及跟踪模拟9.1 概述采用多学科综合研究方法进行动态预测方案的制定和分析。动态预测模型须经过标定，以确定单井预测时的产注能力。可根据所用模拟软件的要求，对井指数或产注指数进行校正。9.2 动态预测模型的标定过程在最后一个时间阶段拟合好各井的地层压力后，给定实际流压计算出产液量，视其与实际产液量的差别，按校正公式标定井指数或产注指数，直到计算的产液量与实际产液量一致时为止。校

49、正公式如下：井指数 ················································&#

50、183;（7）产注指数 ················································

51、·（8） 式中： 上一次使用的井指数，无量纲； 本次准备使用的井指数，无量纲； 上一次计算的产液量，； 实际产液量，； 本次产注指数的校正乘数，无量纲。新投产、投注井的产注能力应类比于本区域内井的初期产注能力来确定，当整个区域均为新投油水井时，可以参照其它类似区块的产注能力来确定。9.3 基础预测方案的计算使用油藏目前现有的操作条件计算基础预测方案，并把此方案作为以后对比的基础。9.4 动态预测方案的设计9.4.1 未开发的油田的动态预测对尚未开发的油田应依据其开发方针的要求在动态预测方案中研究、解决下列主要问题：a) 合理地划分和组合开发层系，把具有良好隔层、油层性质相近、驱动方式

52、相近、具备一定储量和生产能力的模拟层段组合成一个独立的开发层系。b) 合理的开采方式和注水方式，研究驱动方式、开发方式的转化、注水时机及注水方式等。c) 研究井网密度、一次井网与多次井网、布井方式的效果和影响，确定合理的注采井网形式及井、排距。d) 确定开发步骤，包括不同开发层系、不同开发区块的投产次序和时间，确定基础井网、确定注采井别和射孔原则，给定油水井工作制度等。e) 确定合理的采油速度和稳产期限，使原始可采储量的大部分能够在稳产期间采出来。9.4.2 注水开发的油田的动态预测对注水开发的油田应针对综合含水的不同阶段分析含水和产量变化规律及相应的条件进行预测方案的设计，具体要求：。a) 低含水期（含水20%以前）：在搞清模型区域内油层发育及水淹状况的基础上，围绕保持能量开采、提高产油能力，对平面调整的效果和注采强度允许提高的程度、增加或稳定原油产量的相应条件等问题进行预测方案的设计。b) 中含水期（含水20%-60%）：在平面调整的基础上，围绕层间接替工作，对中低渗透层段综合调整措施的选择和评价来进行动态预测方案的设计。如果油井采用自喷方式开采，应对开采方式转变的时机、方式、效果进行研究。c) 高含水期（含水60%-90%）：主要围绕层系细分和井网加密调整的对象、时机、方式、效果，研究如何增加