油藏数值模拟方法

/13结果的可信度会大大降低。分阶段模拟就是一种解决上述问题的行之有效的方法。分阶段模拟可将一个长期开发的油藏,按照一定原如此划分成几个模拟阶段。动态跟踪模拟油田开发是一个长期过程,储层物性和原油物性随开发期的不同以与油水井措施发生变化。根据开发期与措施类型制定数值模拟的时间步长,在油水井见效初期采用较小的时间步长,进入见效稳定期后以较大的时间步长,将分析周期由常规的以年计算提高到以月或天计算。对方案实施后的效果、生产状况等再进展跟踪模拟,并提出新的方案。如此反复研究,使人们对油藏的构造、物性、油水状况与生产动态的认识更趋合理。数值解法古老的差分法继续得到创造性的开展和应用,也得到深入的分析和研究。差分法的另一重大开展就是全隐式、自适应隐式方法。由于全隐式方法对所有方程系数进展隐式处理,所以与IMPES、半隐式和SEQ相比，稳定性好，隐式程度高，适应X围更宽。它能解决油、气、水三相渗流、注气、水气锥进、高速气渗等强非线性渗流问题。但是全隐式模型的求解需要采用牛顿迭代法，因此，其工作量和存储量比IMPES、半隐式、SEQ大。所以，20世纪80年代初期美国的托马斯等人为了解决方程隐式程度上下和计算量大小之间的矛盾，提出了自适应隐式方法，其特点是对不同的网格节点和不同的时间步采用不同的隐式程度来处理，以便在具有同样稳定性的前提下减小计算量、加快计算速度。1985年BertegerWI等人又提出了一种近似的自适应隐式方法，其稳定性进一步增强。差分法的又一个重大开展就是多重网格法和预处理共轭梯度法。两者的共同点都在于加速数值解的收敛性。多重网格法实质上是外推与内插技术的创造性应用。近年来，共轭梯度法与各种不完全分解预处理相结合，并采用D4网格排序与Orthomin加速技术，从而使预处理共轭梯度法成为20世纪80年代油藏数值模拟中最引人注目的方法之一。预处理共轭梯度法克制了油藏数值模拟中由于局部网格加密、混合网格嵌套、隐式井底压力处理、大断层大裂缝处理、死节点处理以与自适应隐式方法等产生的不规如此系数矩阵的求解问题。由于Orthomin方法收敛性好，且运算过程简单、不需要迭代参数、不需要估计矩阵的特征值，是一个稳定、有效的迭代加速方法。因此，目前该法在油藏数值模拟中获得了相当成功的运用。三维动态显示数值模拟结果的可视化程度高，人机交互性能强。可三维动画显示油藏中流体的流动规律，再现油藏的开发历史与剩余油的空间分布，并可任意旋转、平移、缩放、光照，多重照相、透视和透明处理;灵活的剖面切割功能，任意参数的区间显示，用户可按自己的爱好定义或修改颜色和注释。工作站由于价格昂贵以至很难普与。而今PC机越来越强大,速度日益加快,内存越来越大且易扩展,价格廉价,应用广泛,因而将数模软件开发在PC机上的远景极为广阔。但目前的困难是PC并行机尚没有统一的标准且易出现网络问题。并行算法的进一步完善、各种灵巧网格的随意化、自适应化以与历史拟合的自动化将大幅度提高数值模拟的精度,减少模拟计算的工作量。在大规模粗化前利用流管法,预先筛选地质模型。根据物质平衡方程和达西定律,在单时间步内采用隐压显饱解法计算流线上流体的流动:全隐式有限差分压力,沿流线解饱和度方程。在考虑重力影响时,先沿流线再沿重力线求解压力和饱和度。勘探开发一体化越来越受到关注。油气勘探开发的各个环节中计算机应用技术的突飞猛进,带动了勘探开发工作向着多学科综合集成方向开展,改变了以往以单项专业为主的顺序化工作方式。各学科间的信息交换、数据共享、成果可视和知识继承遵照统一的标准进展综合集成:通过岩心声波测量建立油藏参数与地震响应间的关系;利用油藏数值模拟技术预测压力和含水饱和度的变化、生成不同观测数据的合成地震记录;开发地震包括了四维地震和地震反演技术,通过井的约束以与和油藏数模技术的结合,将进一步减少多解性的困扰并大幅度提高分辨率,从而扩展开发地震的实际应用X围,特别比照拟复杂的砂泥岩薄互层也能够加以应用。这些技术的开展,将大大加深对井间储层非均质特征与油藏剩余油分布状况的认识。但当前面临的困难是:种类各异的数据格式、各式各样的数据库系统、互不相通的应用软件以与不同的用户界面等严重妨碍了多学科的协同工作、数据资源与研究成果的共享。借助多井试井数据、数值模拟和优化技术,通过对试井实测压力数据的拟合,反演油藏中某些非均质参数分布,能有效地解释测试井的径向平面渗透率变化情况。借助于多井试井数据,结合油藏的地质信息,将突破目前建立在单层、单相、均质储层等根本假设条件下的局限,为非均质、多层、多相等复杂问题提供满意的解释。第三章断块油藏数值模拟技术1〕断块复杂，断块小而多。复杂断块油藏的形成主要来源于众多的断层切割作用,断层多是这类油田共同的、最突出的地质特征。一个较大的复杂断块油田,往往有几十条甚至上百条的断层分布,由于油藏被众多断层切割,结果形成许多被切割的不连通小断块单元油藏。〔2〕含油层系多，常具有多套油水系统，油水关系复杂。复杂断块油藏大多含有多套含油层系。在这类油藏中,凡有断裂系统到达的层位,只要有储集岩发育,差不多都有油层发育。复杂断块油藏内含油层系虽多,但富集程度差异较大。通常只有一套或少数几套分布广泛,油层厚度相对较大,富集程度相对较大的主力含油层系,是小断块油藏单元的最主要的开发层系。〔3〕储层变化大，物性较差，层间非均质严重。在复杂断块油藏中,一般没有一个层位能够在全油藏规模上连片含油。就单个含油层系来说,常常只在油藏的一局部面积上含油,甚至只在很小的一局部面积上含油。纵向上,砂体类型多、变化大、连通差、非均质严重。〔4〕原油性质变化大，生产动态差异大。大多数复杂断块油田内部原油性质变化幅度大。常引起油层产能和动态的差异。此外,产能和动态特点还受到储层物性和其它地质条件的影响,复杂断块油藏中含油层系多,每套层系的岩石性质,沉积环境和成岩作用又各不一样。即使同一套含油层系,由于不同断块的埋深不同,物性也会有很大的差异。因此在一个复杂断块油藏内部常常存在物性差异很大的储层,从而引起产能和生产动态出现明显差异。〔1〕开发单元小而多，单元间差异大。复杂断块油藏的大多数断块含油面积都很小,而且同一个断块里各个油层位置常常相互错开,叠合在一起能自然地组合成一个开发单元的储量少,所以开发单元一般都很小。由于开发单元小,所以与同样规模的油藏来比拟,复杂断块油藏的开发单元数就比大油藏多得多每个开发单元的动态特征不一样,针对性的有效开发措施也不一样。〔2〕初期产量高，产量递减快，很快就会进入中后期能量低产生产。由于开发单元小,油井初期的较高产量只是短暂的,随后产量迅速降低,当能量消耗较多时,就只有维持低能量低产生产。断块油藏控制单元井间连通性差、边界封闭、地层能量有限，开采中地层能量下降很快难以采用早起注水等方式大规模开采。用C02吞吐强化开采是有效的方法。二氧化碳吞吐机理是通过与地层原油之间的屡次接触非混相过程达到驱替和携带原油的目的，其机理包括以下几个方面：二氧化碳溶解引起原油体积膨胀。大量室内和现场试验明确，原油中充分溶解CO2后可使原油体积膨胀10%〜40%，注入CO2后原油的体积增加,其结果不仅增加了原油的内动能,而且也大大减少了原油流动过程中的毛管阻力和流动阻力,从而提高了原油的流动能力。二氧化碳溶解降低原油粘度。当原油中的CO2溶解气饱和后，能够大大降低原油的粘度。在地层条件下，压力越高,CO2在原油中的溶解度就越高,原油的粘度降低越显著。二氧化碳溶解气具有弹性驱动作用。油层中的CO2溶解气,在井下随着温度的升高局部游离汽化,以压能的形式储存局部能量。当油层压力降低时,大量的CO2如此从原油中游离将原油驱入井筒，起到溶解气驱的作甩由于气体具有较高的运移速度,从而将油层堵塞物返吐出来。二氧化碳时原油中轻质烃萃取和汽化轻质烃与CO2间具有很好的互溶性,当压力超过一定的值（此值与原油性质与温度有关）时,CO2能使原油中的轻质烃萃取和气化,这种现象对轻质原油表现得尤为突出。CO2对原油中的轻质烃的萃取和汽化现象是注入co2增油的主要机理之一。改善原油和水的流度比由于大量注入的CO2在原油和水中的溶解，地层水的碳酸化，使原油流度增加，而水的流度降低,从而使原油和水的流度趋于接近,使水的驱油能力提高,同时也进一步扩大了水驱的波与面积,大大提高了扫油效率。酸化解堵。CO2溶解于水后略呈酸性,与地层基质相应地发生反响,从而酸解一局部杂质,尤其在碳酸盐岩中能将局部岩石溶解,生成易溶于水的碳酸氢盐,从而提高碳酸盐岩层的渗透性。由于注入CO2气的酸化作用导致油层渗透性提高，在一定压差下,一局部游离气对油层的堵塞物具有较强的冲刷作用,可有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞.3.2.2CO2吞吐数值模拟在油藏地质模型研究的根底上，从PETREL建模软件中直接输出粗化模型，纵向上以单砂体为单元，，其它高压物性数据、相渗数据等直接应用该断块该层系实验数据，时间单元以月为单位，确保模拟时能满足因生产中层位和频繁作业对时间步的要求。历史拟合的主要目标是完善和验证油藏模拟模型，初始模拟输入数据在一定程度上不能拟合油藏历史动态，以达到准确预测未来动态的目的。历史拟合过程总是使对油藏过程有更好的理解。含水面支撑的平面，流体迁移的路径，以与原油绕流的区域都能在历史拟合过程中得到认识。通过历史拟合，一方面可以求解油藏参数，另一方面可以对油藏动态进展预测，为开发方案的调整提供依据。〔1〕历史拟合的指标历史拟合的指标主要是那些能反响油藏与单井动态的指标。油藏数值模拟的指标包括：油藏原始地质储量、油藏累计产油量、累计生产气油比、综合含水率、地层平均压力、累计注水量等随是火箭的变化。油井动态指标包括：瞬时产油量、含水率、产水量、瞬时气油比、累计产油量、累计产水量、井底压力等随时间的变化。水井动态指标包括：瞬时注水量、累计注水量、井底压力随时间的变化。〔2〕历史拟合参数调整X围历史拟合的过程中,由于模型参数数量多,可调自由度大。而实际油藏动态数据的种类有限,不是可以唯一确定油藏模型的?数,为了防止修改参数的随意油层厚度:经过屡次的划分和认定,一般情况下油层厚度误差不大,可以视为确定参数,但由于软件插值带来一些误差,也允许做一些调整。孔隙度:根据油藏的単井孔隙度统计结果，其值变化X围比拟大，在拟合过程中允许个别调整。渗透率:渗透率在任何油田都是不确定参数,这不仅因为解释和岩芯分析的误差较大,而且根据渗透率的特点,井间渗透率分布也是不确定的,另外由于速敏、水敏、酸敏、盐敏等影响,开发过程中出现增渗或降渗现象,高渗层渗透率越来越大,而低渗透层渗透率越来越小,级差进一步加大。因此，对渗透率的修改可调X围相对较大。岩石和流体压缩系数:它们一般变化X围很小,可以作为确定参数处理,但在一定X围内,也可以适当做些微调。相对渗透率曲线:由于油藏模拟网格较粗,网格内部存在着非均质,其影响不容无视,这与均质的岩芯不同,因此,相对渗透率应作为不定参数。有效厚度：主要是由于局部小夹层没有被完全别离出来，所以有效厚度的调整为0%〜30%。油水油气界面：资料不多的情况下，允许在一定X围内修改。油、气、水的高压物性资料：是实验室测定的，为确定性参数。一般认为是准确的，在一定情况下也可以小X围的修改，但需要在各种资料比照的根底上进展修改。〔3〕历史拟合参数调整方法油藏是一个复杂的系统，各个参数的调整都是相互影响的，因此要拟合一个指标，首先要知道哪些参数会影响到这个指标，然后又正对性的调整。1〕油藏储量的拟合数值模拟方法计算储量和油藏精细描述计算地质储量都是采用容积法，影响储量的因素有含油面积、有效厚度、孔隙度、原始含油饱和度、地面原油粘度、原油体积系数等。含有面积的差异是在建立模型时差值条件不同，导致砂体厚度差值时出现油藏X围扩大或者缩小的现象，这时需要对模型边界进展控制，添加有效厚度零线，或者修改断层边界。有效厚度的修改，应该求出地质模型中每个小层的平均有效厚度，并将其与油藏精细描述的结果进展比照，以确定是否进展修改。修改时建议对有效厚度进展整体的校正，而不应该从单井厚度方面进展修改。地层孔隙度修正方法是：首先求出各个小层的平均孔隙度，然后进展比照以确定是否需要修改。原始含油饱和度容易出现差异的地方是油水过渡带，对于平衡初始化，可以通过修正毛管压力曲线来校正油水过渡带的油水分布，对于非平均初始化的油水分布，可以手工进展修改。地面原油密度和原油体积系数是通过高压物性实验获得的，一般比拟准确，最好不要进展修改，如果需要修改，需要提出确实充分的证据。2〕油层压力的拟合在数值模拟过程中，需要拟合的压力包括：油层平均压力、压力分布、井底流压。影响整体地层压力水平的因素主要有：综合压缩系数、边界性质、产气量、劈产数据的准确性。3〕油藏综合含水率〔气油比〕的拟合含水率和气油比的拟合主要反响了油水和油气之间的分流能力，通过调整相渗曲线来实现。含水率的拟合包括两局部：拟合初始含水阶段的含水率，主要是无水采油期，拟合综合含水率变化趋势。4〕单井含水率的拟合影响单井含水率的主要因素有：初始状况下井底周围的流体分布、周围注水井注入量层间的非均质性、井底丢东参数等。、单井含水率的拟合需要拟合初始的含水率和整个含水率的变化趋势，初始含水率的大小主要取决于单井周围初始的流体饱和度和井所在区域采用的相对渗透率曲线。5〕单井井底压力的拟合模拟井底压力的大小主要取决于两个方面：意识井底周围地层的性质，二是相邻注水井的注水对应状况。井底周围的地层性质主要指地层的渗透率。生产井井底的渗透率越小，流动消耗的能量越大，相应的井底压力越低；反之，井底压力越高。根据计算的井底压力的上下趋势调整井所在网格的地层渗透率，如果计算的井底压力偏高，如此可以适当降低渗透率；反之，应该增加网格的渗透率。除了地层渗透率的影响外．井底的污染状况也显著影响井底压力的计算。这时可以靠修改表皮系数来达到拟合井底压力的目的。在定液量寸产的条件下，增加表皮系数会降低井底的流压，减小表皮系数会增加井底的流压。针对复杂断块油藏此次油藏数值模拟拟合原如此有三个方面：第一，逐井逐层分析注采关系与液流方向进展重点拟合；第二，对开采时间长、注采量大的井进展重点拟合；第三重点对高含水开发后期进展历史拟合。运用数值模拟软件直接计算出的小层含油饱和度值即为开发至目前地下重新分布的剩余油。第一类为注采井网不完善造成的剩余油;第二类为层间、层内干扰造成的差层剩余油;第三类为封闭性断层附近造成的剩余油;第四类为剩余油分布零散型。不同尺度X围内的油水分布结果对油田开发的指导意义是不一样的。数值模拟可以考虑一个区块内的流体分布特征，其尺度X围在km级以上，而且可以得到油藏X围内的流体分布特征，尤其表现在油藏注水开发后期寻找平面和纵向上的剩余油潜力时。在纵向上，数值模拟结果可以提供砂层组、小层，甚至沉积时间单元内的流体分布特征，有助于分析层间矛盾，给开发调整提供可靠的依据。在平面上，数值模拟可以提供井间的油水分布特征。一般计算油水分布的方法都在计算过程中简化了多种因素，但是数值模拟却可以考虑油藏中的复杂地质特征和渗流环境。影响剩余油分布的因素很多．简中来说可以分为地质因素和开发因素。在这两者中，先天的地压条件是主号因素，开发因素是依据先天因素改变而发生变化的。地质因素上要包括油藏的非均质性、构造特征、断层的分布以与流体的性质处异等；开发因素主要包括注采系统的完善性、井网方式、采取的措施类