数值模拟在致密气田中的运用

1、键入公司名称键入文档标题数值模拟作业题目数值模拟在致密气田中的运用学生姓名学 号教学院系石油与天然气工程专业年级单 位石工院 第一章 非常规油气藏数模概况非常规油气藏地质建模与数值模拟是通过对地质、地震、油藏综合研究，建立储层精细地质模型。首先建立构造模型，同时运用地震反演的成果结合单井岩相数据建立岩相模型，利用钻井泥浆漏失、油气田和单井的实际生产情况和微地震监测，描述油气藏内发育的天然裂缝和人工压裂裂缝，最终利用岩相模型控制建立孔隙度和饱和度等属性模型!为数值模拟提供能够反映与实际地质情况相符的三维油气藏粗化地质模型。在此模型的基础上，进行生产历史拟合、产量预测，并制定合理的开发方案。1.1

2、网格划分构造模型是油气藏地质建模的研究内容之一，精细的构造描述是油气藏评价的基础。根据油气藏发育特点，需要建立起地层的地质模型。考虑到地质模型的一致性以及有限的钻井数，采用：“构造、沉积相、相控属性整体建模”的研究思路，将目的层段建立起一个统一的构造地质模型，在此基础上分别计算目的层段的属性模型并分别计算地质储量和地质模型粗化。采用角点网格的剖分算法建立油藏的三维模型网格，能够处理各种复杂的断层情况和各种地层接触关系，适应不同的沉积模式；网格剖分结果能够很好地描述油藏三维空间的构造模型（图1.1）。图1.1 适应于各种复杂断层和地层的焦点网格划分角点网格的均匀性和正交性都比较好，而且网格拓扑剖

3、分自动程度高，交互编辑功能强大；能够适应正断层、逆断层、削截断层、分支、交切断层、增长断层的网格剖分，适应不同沉积模式的地层接触关系来划分小层；断面构建适应多种数据源，包括断层多边形、断层柱条、散点数据、地震解释数据、规则化数据，并且可以选择多条主断层作为网格划分的趋势方向；井数据作为硬数据能有效地约束构造层面，对模型进行质量控制，具有层面交叉错误的自动检查功能；数据格式方面，可加载和输出VIP、Eclipse、CMG等网格数据格式。1.2 离散裂缝描述和建模针对非常规油气藏的裂缝模型，目前国内外主流技术都是以双孔介质模型，这样做的特点是使大规模的流动仅在裂缝之中发生，由基质向缝洞之间的流动由

4、“传输方程”描述，而缺点则显而易见，模型过于理想化“传输方程”难以确定，不能反映油气藏裂缝（洞）的真实分布情况。随着石油勘探开发技术的发展，各种测试手段越来越丰富，同时，各种算法及计算机模拟技术的快速发展为离散裂缝模型提供了支持，使得对缝洞的描述成为可能（图1.2）。图1.2 非常规裂缝建模的流程井周裂缝系统描述的数据来源是成像测井及生产测井解释数据，包括裂缝倾角、方位角、开度，依据经验关系推算出裂缝的长度、宽度、开度等参数，最终获得过井的每条裂缝的完整参数描述（图1.3）。图1.3 井周裂缝系统描述地震反演裂缝描述的数据来源硬数据成像测井解释，软数据是地震反演数据体，根据数据分析，得出过井解

5、释裂缝几何参数（缝长、缝宽、开度）与地震解释裂缝强度的关系。利用这一关系得出三维空间内的裂缝长/宽/高分布，将地震解释的裂缝密度及方位用成像测井解释成果进行校正，根据校正后的裂缝密度和方位，以及三维空间内的裂缝长/宽/高分布，完成三维空间内的裂缝展布（图1.4）。结合三维地震预测及成像测井解释成果，建立离散的裂缝模型，对油气藏中的裂缝系统进行三维精细描述（图1.5）。图1.4 地震反演裂缝描述图1.5 裂缝网络模型利用测井数据和地震解释成果进行三维地质网格空间的属性插值。属性建模算法包括最近点方法、移动平均法、克里金及协同克里金方法、高斯、序贯高斯模拟等方法。提供各种测井曲线粗化、数据统计分析

6、功能。建模过程可采用地震数据作为约束条件进行协同模拟，可以自动优化计算、拟合变差函数的块金值、变程、基台值、各向异性等参数（图1.6）；属性建模可以按层、分相进行控制模拟；可以按地层或地质属性的展布选择不同的插值方向；克里金类算法的参数包括变差函数类型、参数和趋势都可以很方便的调整；用于地震属性约束建模的协克里金算法，可以快速拟合、选择协同变量的权重；支持并行高性能计算（图1.7）。图1.6 变差函数自动拟合结果和各向异性图图1.7 地震反演波阻抗约束相控模拟生成的空隙度模型1.3 MSR裂缝粗化技术及离散裂缝数值模拟1.3.1 MSR裂缝粗化技术基于快速流动计算的结果对地质模型网格进行粗化，

7、粗化后的模型能够极高的提高流动数值模拟的计算效率；同时保持地质模型的关键特征，以及单井及全区块数值模拟的精度。非结构化网格（四面体网格）粗化基于FRS、FMI建立裂缝网络进行平面网格粗化，针对每一个粗网格范围，给定一口生产井（注入或开发井）使之流动，假定粗化网格为封闭边界，进行拟稳态压力模拟（PSS；Pseudo Steady State），根据模拟的压力场将模型分成几个压力区，循环对其他粗网格进行模拟（图1.8，图1.9）最后根据压力分布，进行属性粗化，求取K或传导率等。基于流动模拟的网格粗化有二种粗化方式，一是基于几何特征的粗化（K-upscaling），二是基于流动计算结果（T-upsc

8、aling）的粗化，其具有智能的纵向多层合并技术，能有效反映裂缝、断层、高渗层、隔挡层等关键地质因素的分布及影响；基于多重网格的高精度、高效率的粗化算法，能够处理结构化和非结构化网格，能够对多相流的近井区域网格进行粗化，粗化的结果可以输出为主流数值模拟软件的网格格式。针对非结构网格采用多重次级网格（MSR）进行粗化，通过改变边界条件，使流体从裂缝注入并沿垂向线性流动，并改变相应的连通表（图1.10、图1.11）。图1.8 基于流动模拟的网格粗化流程图1.9 压力区分布图图1.10 MSR流程示意图图1.11 MSR联通图1.3.2 离散裂缝数值模拟常规油气藏数值模拟软件的井筒压力剖面都是先计算

9、出来一个数据表，如VFPi，根据需要，模拟的时候从这个表中查询相应的压力数据，这就存在一个滞后效应，是流体流动后，再去表中查询前一阶段的压力数据；而实际上，随着开采过程的推进，井筒压力是不断变化的，多段井模拟技术可以随时计算并更新压力剖面，井筒模拟与油藏模拟同步进行(图1.12)。图1.12 多段井模拟技术用多段井模型对井筒进行离散，是对多分枝水平井等复杂结构井进行精确模拟的最有效方法 (图1.13)。在这个过程中，既考虑了压头、摩擦力、加速度，也考虑了井筒的滑脱效应。历史拟合采用集合卡尔曼滤波方法进行拟合(图1.14)，可以在每个步长进行边拟合边预测，同时可以根据预测的成果对模型不断进行调整

10、，拟合流程是在初始时刻t0，由状态向量S的先验信息生成S的一系列实现S1，S2，Sn。对每一次实现，应用预测模型得到下一时刻t1的预报。整合t1时刻的观测值和预报值，通过数据同化更新该时刻的状态向量，优化对状态向量的估计。反复进行这个迭代过程，就可以得到更精确的预测结果（图1.15）。图1.13 多段井模型对井筒进行离散图1.14 集合卡尔曼滤波理论流程图1.15 某煤层气藏产量拟合成果根据离散裂缝建模及基质建模成果，在三维空间内生成四面体非结构化网格系统，计算基质-基质、裂缝-基质、裂缝-裂缝网格之间的传导率，通过基于联通表（Connection List）的数值模拟进行精细的流动数值模拟。

11、基于复杂裂缝分布约束下的非结构化网格，具备大型非结构、非线性系统的高效求解，可以考虑天然及人工压裂裂缝精细描述的数值模拟，也考虑到低渗及超低渗基质中的非线性渗流，可以在任意形态及相互位置关系下，计算多面体网格之间的传导率，计算平板及管道流动裂缝等效渗透率，同时，基于联通表的油藏数值模拟也兼容传统的双孔双渗模型。针对非常规油气藏的复杂流动机理及特殊开采方式，特别是煤层中大规模的构造裂缝、压裂裂缝，以及页岩气藏中天然-压裂裂缝网络的离散建模及精细模拟时，采用水平井的多段压裂-微地震描述及改造体积（SRV）技术，应用多段井模型模拟羽状、鱼骨状等复杂结构的煤层气井，考虑吸附/解吸、扩散、达西及非达西渗

12、流等多种复杂机理的煤层气及页岩气藏进行数值模拟，具有非常规油气藏的产能规律和影响因素敏感性分析，可以为非常规油气藏开发方案的制定提供强大的定量支持，能够基于数值模拟及压裂评估的页岩气高效开发生产控制条件进行优化。1.4 一体化裂缝油藏地质建模及数值模拟最新进展及应用1) 根据微地震侦测的不同层段和不同时期的压裂裂缝，按照低、中、高三种密度分别生成的离散裂缝模型（图1.16）。2) 考虑天然及压裂裂缝的页岩气数值模拟及产能分析（图1.17）。3) 吸附-解析曲线及历史拟合。历史拟合采用扩展的兰格缪尔等温曲线模拟吸附-解吸效应，同时考虑地应力变化对孔隙度和渗透率的影响，根据低、中、高三种密度分别生

13、成离散裂缝模型进行数值模拟和历史拟合（图18、图19）。4) 煤层气藏多分支水平开采的数值模拟成果（图1.20）。5) 碳酸盐岩的油藏数值模拟成果（图1.21）。图1.16 微地震侦测生成的离散裂缝模型图1.17 页岩气数值模拟及产能分析流程图1.18 页岩气吸附/解吸曲线及煤层气的对比图1.19 页岩气产能预测及历史拟合图1.20 煤层气藏多分支水平井开采的数值模拟成果图1.21 碳酸盐岩的油藏数值模拟成果第二章 致密砂岩气藏数值模拟研究2.1 解决问题的方法根据生产、测试资料，压裂生产井的井区渗透性能在生产过程中动态变化，且随地层压力呈一定规律变化。在同一地区和储层条件，各井的渗透率变化规

14、律是类似的。如图2.1所示。图2.1 渗透率曲线图参考致密储层的相关资料，在生产、测试数据的基础上建立典型井的渗透率变化曲线，应用ECLIPSE数模软件的ROCKTAB关键字来描述井区附近渗透率随地层压力降低的变化规律，然后与主模型耦合进行模拟计算。研究发现这种方法能够比较好的反映实际情况，生产历史拟合结果较好。在进行方案预测时，对设计新井也应采用这一方法，计算结果的稳产时间较短，采收率较低，与实际情况更符合。因此，提出在进行致密气藏压裂井的生产历史拟合时，可以应用数模软件提供的特殊功能来描述在生产过程中多因素引发的储层渗透率动态变化，从而进行开采指标计算。储层渗透率变化曲线应由现场实际数据来

15、提供，这种曲线规律可以在一定范围内推广。2.2川西致密砂岩气藏实例分析2.2.1 地质模型模拟计算的工区是川西中深层致密砂岩某气藏的一试验区。综合静、动态特征可以确定气藏属于统一压力系统背景下受构造岩性圈闭控制的致密异常高压定容封闭弹性气驱干气藏。根据储层、测井、试采和试井等多项研究，得到气层静态地质模型:孔隙度、含气饱和度、有效厚度、渗透率等参数场的空间分布，天然气高压物性、地层水性质、相对渗透率及气水毛管压力由实验分析处理获得。2.2.2 数值模型因为工区边界的不规则性，主要把工区边界作为确定数值模拟网格形态的控制线。另外，考虑到气藏的主渗流方向，来确定网格的方向，从根本上减少模拟计算误差

16、。建立40 ×40的非均匀角点数值模拟网格系统，网格边界与工区边界吻合，网格方向与气藏主渗方向一致。根据纵向上的气层厚度变化建立3D 不规则角点网格系统，其网格形态与地质构造相吻合。这样，避免模拟网格和实际地质构造的差异，利用网格技术减少模拟计算的误差。分别对各属性参数从精细的MESH分布粗化到数模网格上，根据各属性参数的物理意义选择不同的粗化模型。孔隙度、厚度、饱和度采用体积加权的数值计算方法，渗透率采用线性流动边界的计算方法，建立符合气藏地质特征和开发动态特征规律的网格数值模型。如图2.2为工区渗透率分布(0.120.26 mD)及井位图。图2.2 川西某气藏实验区平面描述图在所

17、有压裂井附近网格采用ECLIPSE软件的ROCKTAB关键字，根据图2.1建立地层渗透率的变化模型，然后与主模型ECLIPSE100耦合进行模拟计算。2.2.3 生产历史拟合根据上述方法对主要生产井进行了历史拟合，从拟合结果来看，气井实际生产曲线和模拟计算结果基本吻合。如图2.3所示，如果不考虑井区附近地层渗透率随地层压力的降低，模拟计算结果将不能反映井底压力的快速降低，即储层渗透性改变对单井动态的拟合影响较大。因此，采用此方法，生产历史拟合的误差较小， 建立的地质模型更符合实际。图2.3 储层渗透性改变对单井动态的拟合影响2.2.4 模拟预测结果分析设计了不同井距， 不同采气速度的开发方案，

18、 并分别进行了预测计算。所有新井均考虑为加砂压裂井， 新井的产能预测也考虑井区附近地层渗透率的动态变化。由计算结果可知， 考虑储层渗透性改变，生产井产能递减快， 气藏稳产时间较短， 预测的产气量和累积产气量较低， 采收率较低， 与实际情况更符合， 而且考虑储层渗透性改变和不考虑储层渗透性改变对开采指标的计算影响较大， 不能忽略。图2.4 气藏采气速度与稳产年限的关系图图2.4为其中一套井网方案的气藏采气速度与稳产年限的关系，由图可见储层渗透性改变对稳产年限的影响较大，考虑井区附近地层渗透率随地层压力的降低， 更能正确预测气藏动态，为决策提供依据。根据预测结果，应该调整部分气井的生产制度，适当降

19、低配产，避免压力漏斗过深造成裂缝闭合、水敏等储层伤害，实现气藏高产稳产。2.3 结论川西致密砂岩气藏具有常规气藏不具有的特征：孔渗性差、储层敏感性等，在生产过程中随地层压力的降低，裂缝闭合、水敏效应等因素引发井附近储层的渗透性能随地层压力的变化不能忽略，而常规数值模拟理论基础是假定储层孔隙度、渗透率为静态模型，导致常常不能正确描述储层真实渗流状况，因此不能合理有效的进行生产历史拟合和动态预测。考虑井区附近地层渗透率随地层压力的降低，对开采指标计算具有明显影响，其生产历史拟合和动态预测更加符合实际。第三章 致密低渗气藏压裂水平井数值模拟利用压裂水平井开发致密低渗气藏能有效减小生产压差，提高开发动

20、用程度和采收率。但由于致密低渗气藏压裂投产后，裂缝的闭合以及储层应力敏感等问题，在开发过程中如何进行动态预测，仍有待于进一步研究。笔者在致密低渗气藏模型基础上，对多段压裂水平井进行开发历史拟合，并对应力敏感与裂缝闭合对开发效果的影响进行分析。3.1 压裂水平井数值模拟3.1.1 单井数值模型的建立根据气田的地质特征、储层特征及流体性质，采用三维两相黑油模型进行模拟计算。研究目标是单井压裂水平井，因此采用Eclipse 软件的双孔双渗模型，用块中心网格来描述单井的网格模型。D 井水平井裸眼井段为800m，但由于钻遇率较低（65%左右），同时储层存在污染，不能自然建产，因此进行了分段压裂，共压裂4

21、段，设计缝长60m。利用Eclipse软件进行模拟计算，基质网格属性模型根据测井解释结果建立，裂缝网格属性根据压裂层位、加砂量等分析设定初值。该模型的网格节点为：100×100×5=50000，X方向网格大小为10m，Y方向网格按照钻遇的水平井解释层段建立；Z方向网格大小为2m（图3.1）。近井部位以及压裂层段，网格进行局部加密。图3.1 D井单井三维地质模型模拟所应用的储层流体参数均来自该气田高压物性实验测试报告，气相的高压物性曲线见图3.2。在建立数值模型过程中，考虑了储层的应力敏感，详细应力敏感数据来自岩心实验数据（图3.3）。按井距的一半设定泄气范围，以此来确定单井

22、的控制范围。图3.2 气体高压物性曲线图3.3 应力敏感曲线3.1.2 开发动态历史拟合数值模拟的生产历史拟合是通过对地质模型的调整，得到更符合实际情况的数学模型，以提高方案预测结果的准确性。本次单井历史拟合主要是在产量一定的条件下，拟合井底压力和产水。目标井底压力利用井口油压数据通过井筒压力计算得到。拟合中考虑了应力敏感及压裂裂缝的闭合，达到了较好的拟合效果（图3.4）。在此拟合地质模型基础上进行气藏动态预测能反映气藏开发的实际情况。图3.4 D井产气量、产水量、井底流压历史拟合曲线3.2 储层应力敏感对开发动态的影响储层的应力敏感通常是在实验室利用岩心实验得到，而实际上，由于岩石类别、储层物性的不同，所得到的结果千差万别。笔者在上述压裂水平井模型的基础上，按照强、中、弱3 种应力敏感程度和4 个采气速度情况设计12 套方案，分析其对开发动态的影响，结果见表3.1。从预测结果可以看出，应力敏感对开发动态指标影响很大，在采气速度为5% 的情况下，强、中、弱3 种应力敏感程度对应的稳产时间分别为1.3 年、2.8 年和4.1 年，采收率分别为34.9%、41.2% 和45%，应力敏感的存在使气田的开发效果明显变差。因此，如何把应力敏感对开发