CMG培训多媒体PPT学习教案

1、会计学1CMG培训多媒体培训多媒体历史拟合历史拟合( (History Matching) )指标预测指标预测( (Index Forecast) )软件演示讲解软件演示讲解( (Ex) )利用计算机模拟地下油水的流动，给出某一时刻油水分布，预测油藏动态。油藏数值模拟定义（油藏数值模拟定义（defining）油藏数值模拟是大规模的动态仿真技术，是高性能计算在油田开发中的重要应用。通过该油藏模拟软件研究剩余油的分布，以便科学发展采油工艺和技术，确保各大油田的稳产。 意义（意义（significance）软件简介（软件简介（introduce）1.1数值模拟方法 数值模拟是应用数学模型把实际的油、

2、气藏动态重现一遍，也就是通过流体力学方程借用计算机，计算数学的求解，结合油藏地质学、油藏工程学重现油、气田开发的实际过程，用来解决油、气田实际问题。1.2 CMG模型类型（1） 从油藏特性来分：黑油模型和组分模型 黑油模型是指油质较重的油藏类型模型，可以模拟油、气、水三相存在的油气藏。 组分模型是指油质较轻、气体较富的油气藏，如挥发性油藏和凝析气藏。这种类型油气藏开采过程中碳氢组分是变化的，而相间的变化是受热动力影响的，这是与黑油模型的典型不同之处。 （2） 从模型维数来分：两维平面、两维剖面、两维径向以及三维模型。 两维平面模型：主要用于较薄的油层，研究平面上油、水运动规律，不考虑层间的影响

3、。使用这种模型一般研究改变井网、井距、注水方式等平面上变化对采收率的影响，研究平面上非均质变化及断层对开采的影响。 两维剖面模型：主要用于研究层间非均质的影响，它考虑了重力、毛管力及流速对驱油效率的影响，研究纵向上油水运动规律。 两维径向模型：主要用于研究锥进动态，包括气锥和水锥。 三维模型：主要用于全区块的模拟，油层较厚、平面和纵向上非均质比较复杂的油藏。二维剖面模型三维空间模型顶面网格图单井径向模型顶面网格图1.3 CMG数模数据体的内容输入、输出控制段油藏描述段流体组分性质部分岩石流体性质部分初始条件数据段数值计算方法数据控制段井数据段1输入、输出控制段 这部分内容包括：确定输入、输出文

4、件名；单位标准（国际标准单位、矿场单位、实验室单位）；输入、输出内容等等。1.3 CMG数模数据体的内容2油藏描述段 这部分内容主要是把建模输出的静态参数包含进来（include），定义你所应用的坐标系。如果是多个压力系统还要用关键字sector定义每个压力系统 包括的部分。 注意的一点是建模输出的网格节点数要和数模定义的网格节点一致。1.3 CMG数模数据体的内容3流体组分性质段 这部分内容包括：流体组分模型；高压物性(PVT)；其他参数如下表。油层平均有效厚度，m地面原油密度，g/cm3平均有效渗透率，10-3m2地层水密度，g/cm3平均有效孔隙度，%地层水粘度，mPa.s油藏温度，OC

5、天然气相对密度, f岩石压缩系数，10-4/MPa原油压缩系数， 10-4/MPa原始饱和压力，MPa地层水压缩系数，10-4/MPa原始含油饱和度，%地层原油体积系数, f4岩石流体性质数据段 这部分内容主要是相对渗透率的定义。00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro5初始条件数据段 主要是压力和饱和度的定义，方法有两种： 一、确定每个网格的压力和饱和度，这种方法适合无边、底水气藏。 二、确定油水、油 气界面深度，参考深度的参考压力，饱和压力6数值计算方法数据控制段 一些运算限制条件，如最大时间步长、最大时间步数等等，建议用缺省值。7井数据段 内容包括：井位置的

6、定义（网格定义），井类型的定义，井生产或注入的限制条件，射孔，动态数据等等。 井号年月生产天数 套压动液面月产油量 水气年产油量 ncslncqlljcylljcslljcqlXP2-37320021015.350.1380414110.50.00010.04110.50210.00010.04110.00005XP2-29920021015.290.6589904480.1400.04480.143600.04480.00001XP2-2620021011.2501330.1700.01330.165900.01330.00002XP2-23720021018.130.67697346000

7、.550.00340.060.54520.00340.060.00005PC3380.799608250.7900.08250.794400.08250.00008PC2-48420020423.460.6180049170.640.00490.00170.6390.00490.00170.00006PC2-48420020530.880.5317524030.860.00890.0021.49880.00890.0020.00015PC2-48420020627.80.4230123160.750.01120.00372.24580.01120.00370.0002

8、2PC2-48420020730.960.5520962460.80.01360.00433.0430.01360.00430.0003PC2-48420020830.830.55230131210.850.01670.00643.8930.01670.00640.00039PC2-48420020923.790.6266164450.980.02310.01094.87160.02310.01090.00049PC2-48420021030.850.551157115371.30.03460.01466.17020.03460.01460.00062PC2-47520021028.210.3

9、51018510201.290.00050.1021.29410.00050.1020.00013PC2-4412002095.10.680621210.050.00010.01210.05350.00010.01210.00001PC2-44120021027.270.58491414120.470.00160.15330.5230.00160.15330.00006PC2-41720020422.290.65927173330.520.00170.03330.52190.00170.03330.00005PC2-4172002053.251520.040.00180.03850.55940

10、.00180.03850.000052-16924 2-16991981052-17326 2-173301981052-18719 217325 2-173301981062-18723 2-187301981062-16923 2-169301981072-17325 2-173301981072-18728 2Date19810501*Alter2-1692-1732-187242619*on-time 2-1692-1732-1870.2900.9680.290*Date19810601*Alter2-1732-1872523*on-

11、time 2-1732-1871.0001.000*Date19810701*Alter2-1692-1732-187232528*on-time 2-1692-1732-1870.9680.9680.968Sub fore ()按格式重新排列按格式重新排列Dim rg As String, rg1 As StringDim pre As IntegerDim times As Long, years As LongDim lettters As StringDim tmp As LongDim temp As Longletters = ABCDEFGHIJKLMNOPQRSTUVWXYZt

12、imes = 1i = 1pre = 0For years = 198105 To 198301 Step 1Do If years = 198113 Then years = 198201 If years = 198213 Then years = 198301 If Sheet1.Range(E & i).Value years Then Exit Do If (i + 1 - pre) 27 Then rg = Left(letters, (i + 1 - pre) rg = Right(rg, 1) ElseIf (i + 1 - pre) 53 Then rg = Left

13、(letters, (i + 1 - pre) - 26) rg = A & Right(rg, 1) ElseIf (i + 1 - pre) 79 Then rg = Left(letters, (i + 1 - pre) - 52) rg = B & Right(rg, 1) Else MsgBox Error! End If rg1 = rg & times Sheet2.Range(A & times).NumberFormatLocal = Sheet2.Range(B & times).NumberFormatLocal = Functio

14、n data(year As Long, mon As Long) As LongIf mon = 2 Then If Not (year Mod 4) Then data = 29 Else data = 28 End IfEnd If If mon = 1 Or mon = 3 Or mon = 5 Or mon = 7 Or mon = 8 Or mon = 10 Or mon = 12 Then data = 31 ElseIf mon 2 Then data = 30 End If End Function 为了取得跟油藏实际动态相一致的一组油藏参数，可以把模拟计算的动态跟实际动态相

15、比较，这种方法叫历史拟合。 历史拟合过程实际是参数校正的过程，在储量拟合的基础上进行单井和井组拟合。根据实测的动态数据，主要拟合以下参数，油藏地层压力及综合含水，单井井底压力的变化，单井见水时间及含水率变化，单井生产指数变化等。 (1) 历史拟合的定义 （一）对数模参数全面检查使模型数据体通过运算； （二）确定参数的可调范围； （三）全区的储量拟合； （四）全区的地层压力拟合； （五）单井生产指数拟合。(2) 步骤 在数模数据体完成后，要经过运算生成用于再处理的其它文件。CMG软件：(一)、对数模参数全面检查使模型数据体通过运算数据体文件(文本）IMEX.OUT.IRF.MRF.RRF输出的文

16、本文件索引文件主文件可回绕、可选择(2) 步骤 由于模型参数数量较多，可调自由度大，而实际油藏动态数据种类和数量有限，不能唯一确定油藏模型的参数。为了避免或减少修改参数的随意性，必须确定参数的可调范围。 首先分清哪些参数是确定的，哪些是不确定的。然后根据情况确定可调范围。 (二)、确定参数的可调范围(2) 步骤 孔隙度：此参数由测井解释和岩心分析得出，视为确定参数，允许改动范围在3%，一般不做修改。 渗透率：渗透率在任何油、气、田都是不定参数。这不仅是由于测井解释的渗透率值和岩心分析值误差大，而且根据渗透率的特点，井间的渗透率分布也是不确定的。因此对渗透率的修改允许范围较大，可以增大或缩小几倍

17、乃至几十倍。 有效厚度：油层测井解释的有效厚度与取心井资料对比，一般偏高，主要是钙质层和泥质夹层没有完全挑出来。在调整有效厚度（范围30%）拟合储量后，拟合其他参数时，一般不要再改动。(二)、确定参数的可调范围(2) 步骤初始流体饱和度和初始压力：认为是确定参数。 相对渗透率曲线：认为是不确定参数。油气PVT：认为是确定参数。油水、气水界面：允许在一定范围内修改，在储量 拟合上后，不再做改动。(2) 步骤(二)、确定参数的可调范围 影响储量的参数有油水界面、气水界面、有效厚度、孔隙度。一般通过校正油水或气水界面以及有效厚度来拟合储量，孔隙度最好不要做改动。在储量拟合好后，这几相参数基本上是确定

18、的参数，必要时做些局部微调。 (三)、全区储量拟合(2) 步骤 影响地层压力的参数很多，几乎所有的物性参数都能影响其变化，如果实际的测压资料由于关井时间不够等因素而不够准确，那么建议拟合压力趋势，不要求追求每个压力值都拟合上。影响地层压力的参数如下： (1).孔隙度和有效厚度和压缩系数：这几个参数的提高会减缓地层压力的下降，同时也会增大地质储量。 (2).此外还有其他一些参数影响地层压力，如原油体积系数、原油密度等。(四)、全区地层压力拟合(2) 步骤 这部分工作是最耗时间的工作，主要是拟合含水问题，调节的参数主要是渗透率和相渗，其它参数作为辅助。渗透率的调节参照试井分析以及压裂酸化情况等资料

19、，下面把相渗的一些调节技巧讲一下： (五)、单井的生产指数拟合(2) 步骤00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro油井见水过早油井见水过晚油藏在初含水时期拟合不好可以做以下处理00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro油井后期含水太低油藏在后期拟合不好可以做以下两种处理00.20.40.60.810.20.40.60.81.0KrwKro00.20.40.60.810.20.40.60.81.0Kr

20、wKro油井后期含水太高见水过早见水过早井底流压拟合井底流压拟合综合含水拟合综合含水拟合拟合后的结果五、 指标预测1方案内容 在历史拟合基础上进行油田开发方案分析研究，预测阶段将提供一个灵活的、功能强的模型，首先是油田开发决策、部署论证分析，对开发原则进行调整，根据剩余饱和度提供新井井位，或对油、水井进行调层，调整液流方向等措施研究，提出不同的提高采收率的开发方案。预测前要做如下生产界限规定： (1) 单井产量（注水量）； (3)含水关井条件； (4)气油比关井条件； (5)最大注入水量界限； (6)井底压力保持数据。2 布置方案注意事项指标预测 老油区经常遇到的是如何控制地层压力问题，研究剩

21、余油分布如何挖潜油层潜力；如何钻加密井、补打新井井位；注采系统如何调整，改变液流方向，调整层间矛盾等问题。 3 方案调整方法指标预测(1)维持地层压力 油藏工程根据动态分析，指定产量预测方案。在模拟预测阶段，通过注水井来补充地层压力损耗，应用注采比可以调整压力恢复程度。(2)加密井或局部新井投产 新井的井位根据剩余油分布来确定，新井工作制度按地层条件，给定产液量再限制一个合理流压，这样新井按定产液量生产，如果达不到产液量，则会按流压限制，产液量自动调整。 3 方案调整方法指标预测 ( 3)单井调整 如何调整油井见水、高含水，一般分为两类： 一类为不改变现有井开发方式，不钻新井的开发调整： 改善

22、油、水井的水动力学特征（开采阶段补孔、压裂、酸化、表面活性剂处理）在模型上主要是调整开采层的渗透率(k) 封堵油井高含水层，在模型上关闭高含水层。 改变工作制度，强采或周期性采油，在模型上也比较好解决放大压差或改间歇开采等。 油井转注，在模型上通过定义井的类型来实现。3 方案调整方法第二类是通过局部或全面的改变注水方式钻新井调整注水动态。 新区油田开发的数模与老区区别在于新区偏重于开发方案的可行性评价、井网层系模式研究、开采方式、注水 方式的选择，通过对比不同速度、不同井网模式、不同方式对开发方案的影响，提供最佳方案，而老区偏重于历史拟合和机理研究，主要目的为油田调整提供可靠的依据。指标预测2

23、030405060708090100051015202530采出程度(%)含水(%)方案1方案2方案3指标预测 数值模拟的关键在于模型的准确性，而模型的准确性除了受地质建模提供数据体的影响，历史拟合也是主要因素。所以历史拟合在数值模拟过程是关键。 由于我们建立的油藏模型，未知参数（孔隙度、渗透率、饱和度）远比已知参数（生产数据等）多得多，这是历史拟合的困难之处，换句话说历史拟合有不唯一解。要想把模型做得准确，历史拟合过程中参数调整的合理，需要有丰富的经验以及相关的地质油藏知识。指标预测 * *FILENAMES FILENAMES * *OUTPUT OUTPUT * *REWIND-OUT

24、REWIND-OUT * *INDEX-OUTINDEX-OUT* *MAIN-RESULTS-OUTMAIN-RESULTS-OUT *INDEX-IN cpu53-1.irf *MAIN-RESULTS-IN cpu53-1.mrf *REWIND-IN cpu53-2.rrf *TITLE1 2-PHASE (OIL-WATER) DEPLETION, CANKAO1 *TITLE2 84 WELLS DEPLETION OPERATION *TITLE3 COMPARE WITH WTRFLD & PSEUDO-MIS.FLOOD *CASEID WAT-GAS-OIL标题段输

25、入、输出控制段 * * *-INPUT/OUTPUT CONTROL SECTION-INPUT/OUTPUT CONTROL SECTION- *INUNIT *SI *RESTART *WRST *REWIND *WRST *TIME *WPRN *WELL *TIME *WPRN *GRID *TIME *OUTPRN *WELL *LAYER *OUTPRN *GRID *IMEXMAP *SG *SO *SW *PRES *WSRF *WELL *TIME *WSRF *GRID *TIME *OUTSRF *GRID *IMEXMAP *SG *SO *SW *PRES *OUTD

26、IARY *BRIEF *PRESAQ *HEADER 20 油藏描述段* * *-RESERVOIR DESCRIPTION KEYWORDGROUP-RESERVOIR DESCRIPTION KEYWORDGROUP- *GRID *VARI 52 48 14 *KDIR *DOWN *DI *CON 50.0 *DJ *CON 50.0 *DEPTH-TOP *ALL *INCLUDE F:pushumomoxing3dtop.inc *DK *ALL *INCLUDE F:pushumomoxingdz.inc *NETPAY *ALL *INCLUDE F:pushumomoxin

27、gdznet.inc *NULL *IJK *POR *ALL *INCLUDE F:pushumomoxingpor.inc *PERMI *ALL *INCLUDE F:pushumomoxingavk.inc *PERMJ *EQUALSI *PERMK *EQUALSI * 0.1 *PRPOR 23400 *CPOR 4.85E-7流体组分性质部分 * * *-COMPONENT PROPERTIES-COMPONENT PROPERTIES- *MODEL *BLACKOIL *TRES 86 *PVT 1 * P RS Bo EG VISO VISG *DENSITY *OIL 847.7 *DENSITY *GAS 1.0192 *DENSITY *WATER 1000.0 *CO 1.1360E-6 *CVO 3.0120E-5 *BWI 1.030 *CW 7.3822E-7 *REFPW 23400.0 *VWI 1.00 *CVW 0.0岩石流体性质部分* * *-ROCK-FLUID DATA KEYWORD GROUP-ROCK-FLUID DATA KEYWORD GROUP- *ROCKFLUID *RPT 1 *S