CMG软件在稠油油藏的全油藏数值模拟中的应用

CMG软件应用于稠油油藏的全油藏数值模拟新疆油田公司重油开发公司Saturday,February4,2023一、全油藏数值模拟的必要性二、全油藏数值模拟的并行方法及关键技术三、实例应用

四、CMG软件应用体会及经验目录五、CMG软件应用技术难点及建议一、全油藏数值模拟的必要性油藏数值模拟技术作为油田开发决策的工具，随油田开发进入中后期，在剩余油分布规律的精细认识、参数敏感性分析以及方案对比预测等方面为油田开发（调整）决策提供了依据。针对克拉玛依油田六区齐古组浅层稠油油藏，剩余油分布日趋复杂，挖潜难度日益加大，受稠油热采模型复杂性影响，仅仅依靠典型井、典型区块的数值模拟定性研究很难对中后期的稠油油藏开发进行有效的指导。利用CMGSTARSII并行稠油热采数值模拟软件，成功将全油藏数模问题分给计算机的多个CPU同时计算，协调各个CPU之间的自动通信，计算的总效率达到最大，解决了模型节点数巨大的问题；在渗流理论基础上，对地下流体变化及精细分布状况进行研究，全面掌握了油藏剩余油分布规律，并对后续开采方式、注采参数、提高采收率等措施进行优化筛选研究。开展了注化学添加剂和水平井开采剩余油研究，为六区齐古组油藏中后期综合治理、提高采收率提供了依据。同时，实现了全油藏稠油热采数值模拟研究尝试和探讨。一、全油藏数值模拟的必要性二、全油藏数值模拟的并行方法及关键技术三、实例应用

四、CMG软件应用体会及经验目录五、CMG软件应用技术难点及建议二、全油藏数值模拟的并行方法及关键技术本次研究采用服务器式连接，这种硬件配置方式将多个处理器置于一台机器内，使用共享内存，其稳定性更好、速度更快。采用了高性能的IBMP690并行计算机，计算中采用了4个CPU共享内存模式。MultiplePOWER4多芯片模块的互相连接二、全油藏数值模拟的并行方法及关键技术影响计算速度的因素：

1、网格节点数：网格节点数主要受井数和纵向的层数的影响。

2、属性参数场：属性参数场的插值尽量合理，不合理以及非均质性很强的参数场分布会使运算速度减慢乃至出现不收敛问题。

3、相渗曲线：相渗曲线体现多相流体存在的时候相互之间的渗流影响，模型中的相渗曲线要尽量平滑，否则会使运算速度减慢。

4、岩石压缩系数、岩石的热性质等参数对模型的运算速度以及收敛性都有影响。

5、开关井的频率、参数场的变化程度（对于稠油主要是温度和压力场）。在历史拟合过程中要对这些参数反复的调整，以提高模型的运算速度。全油藏数值模拟的关键技术在于计算速度。一、全油藏数值模拟的必要性二、全油藏数值模拟的并行方法及关键技术三、实例应用四、CMG软件应用体会及经验目录五、CMG软件应用技术难点及建议三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究本次研究以六区齐古组稠油油藏为例,该油藏自89年投入正式开发以来，历经了吞吐、汽驱、加密调整三个阶段，目前加密井距70×100m，总井数561口。其中蒸汽驱井组80个，高含水、低产井组占95％；累积采出程度30.8%。西白百断裂六九区分界线含油边界线

通过GMSS建模软件，把前期油藏描述解释结果通过克里金插值的方法建立三维地质模型,网格为180×110×20＝39.6×104个。用于数模模型的网格，将纵向的20个层合并为11个层，合并后网格数为180×110×11＝21.8×104个。3.1模型网格确定层组地质建模分层网格合并后备注J3q22-153油层J3q22-1—J3q22-211隔层J3q22-284油层J3q22-2—J3q22-311隔层J3q22-352油层合计2011三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.2模型的油藏基本参数岩石压缩系数，1/MPa0.073原油相对密度，f0.934岩石体积热容，kJ/(m3*C)2360岩石热传导率，kJ/(m*day*C)149.54上下覆岩石盖层体积热容，kJ/(m3*C)2400上下覆岩石盖层热传导率，kJ/(m*day*C)200油藏原始温度，℃19油藏原始地层压力，MPa2.45三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究20℃时原油粘度在452～276712mpa.s之间变化，从普通稠油到特超稠油均有分布，平面差异大。为此，应用多组份混合计算技术给每个网格块赋粘温数据及初始粘度，从而精确的反映流体运动规律，确保摸拟研究更加符合油藏生产实际。根据350口井化验资料分析，得出轻组份原油粘度416mpa.s；重组份原油粘度803233mpa.s)轻组份重组份3.2模型的油藏基本参数－粘温确定三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究六区齐古组原油轻组份摩尔分数平面分布图六区齐古组原油重组份摩尔分数平面分布图3.2模型的油藏基本参数－粘温分布三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究初始化部分：(1)参考网格块及对应的参考压力即油藏中部深度及对应的原始地层压力和温度。(2)初始饱和度场：由地质建模结果给每个网格块赋初始含油饱和度。六区齐古组相渗曲线随温度变化示意图3.2模型的油藏基本参数－相渗及初始化本次数模还考虑了温度变化对相渗曲线的影响三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.3井定义及区域划分1）井定义及动态数据六区齐古组油藏自1989年投入开发至今已近20年，井数多，生产时间长，动态数据量巨大。为了准确、高效地加载油井生产历史数据，本次研究开发了动态数据接口软件，将生产数据转换成CMG软件要求的动态数据格式，大大提高了工作效率。三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6分区情况2）区域划分根据油藏的模拟工区面积大、井数多、地质特点及平面原油粘度的变化情况，将模拟区切割成七小块进行模拟，最后再合并，提高了并行CPU的利用率和计算效率。三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.3井定义及区域划分61090井累积产油、累积产液拟合曲线61158井累积产油、累积产液拟合曲线六1－1累积产油、累积产液拟合曲线六1－5累积产油、累积产液拟合曲线单井拟合精度95％以上分区域拟合精度97％以上3.4生产历史拟合三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究全区累积产油、累积产液拟合曲线全区日产油、日产水拟合曲线在充分考虑模拟过程中储层沉积特性及渗流屏障的影响，通过物质平衡分析及参数敏感性分析，全油藏模拟累积产油318.0万吨，采出程度24.4%。模型客观反映了油藏储层特征及油田生产特征，确保了方案预测和剩余油分布研究的可靠性。3.4生产历史拟合三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究单井平均累积产油量较高的区域主要是六1－2、六1－3，主要是该区域有效厚度大，储量丰度高；六1－5、六1－6的单井平均累积产油量较低，主要原因则是该区域物性较差，储量丰度低。六1－1由于停产井较多，六2由于原油粘度太高，而较早停产，所以累积产油量最少。

拟合期末单井累计产油量与剩余储量丰度分布图分区平均单井累积产油量(104t)六1-10.416六1-20.920六1-30.709六1-40.514六1-50.696六1-60.440六20.1083.5模拟结果分析：单井累计产油量分布情况六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.5模拟结果分析拟合期末单井累计产油、累计产水分布情况三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究热连通方向主要是沿主河道和次要河道方向，这一点与油藏描述的认识相吻合。3.5模拟结果分析：平面热连通情况模拟期末J3q22-1温度场图模拟期末J3q22-2温度场图沉积微相展布图三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.5模拟结果分析：平面热连通情况模拟期末J3q22-3温度场图沉积微相展布图模拟期末温度场三维立体图六1－4、六1－5、六1－6三个区域采出程度较高，主要原因是：三个区域原油粘度较低；六1－1、六1－2、六1－3、六2的采出程度较低，所以该三个区域地下剩余储量较多，是今后挖潜的主要方向。

六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5分区域累积产油量对比曲线分区情况3.5模拟结果分析：平面累积产油、采出程度分布情况分区域采出程度对比曲线三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究六1-6

J3q22-2层累积产油量最多，主要是由于该层平面砂体分布比较连片，有效厚度大；J3q22-1层采出程度最高，J3q22-2其次，J3q22-3采出程度最低，主要是J3q22-1

、J3q22-2射孔井点较多，J3q22-3射孔井点较少。分层累积产油量对比曲线分层采出程度对比曲线3.5模拟结果分析：剩余油分布情况三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究J3q22-1原始含油饱和度场模拟期末J3q22-1剩余油饱和度场3.5模拟结果分析：剩余油饱和度分布三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究J3q22-2原始含油饱和度场模拟期末J3q22-2剩余油饱和度场3.5模拟结果分析：剩余油饱和度分布三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究J3q22-3

原始油饱和度场模拟期末J3q22-3剩余油饱和度场3.5模拟结果分析：剩余油饱和度分布三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究原始储量丰度图模拟期末剩余储量丰度图3.6模拟结果分析：剩余储量丰度分布三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.8开发方案指标预测对比1)各模拟分区预测各区域预测时时间到2015年。由采出程度曲线看六1－4、六1－5、六1－6采出程度较高，原因是该三个区域的原油粘度相对较低。六1－2采出程度最低是由于该区出砂严重而停产和报废的井较多。从油汽比对比曲线看六1区预测期整体油汽比下降较快，经济效果较差。预测期六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6分区三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究各区域采出程度对比曲线各区域含水率对比曲线各区域油汽比对比曲线各区域累积产油量对比曲线不同注汽速度下累积产油量对比曲线不同注汽速度下油汽比对比曲线保持注采比在近1:1的情况下，分别对单井注汽速度30m3/d、40m3/d、60m3/d、80m3/d的情况进行预测。预测结果表明随着注汽速度的增大，产出的油量增多，含水率升高；随着注汽速度加大油汽比下降较快，从整体上看各个注汽速度预测期都在0.2以下，综合评价目前蒸汽驱井网的注汽速度以40m3/d为宜。3.8开发方案指标预测对比2)蒸汽驱敏感参数预测－不同注汽速度不同注汽速度下含水率对比曲线三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究不同注汽干度下累积产油量对比曲线不同注汽干度下油汽比对比曲线注汽速度40m3/d，注采比在近1:1的情况下，分别对单井注汽干度分别为0.55、0.60、0.64、0.70、0.75、0.80的情况进行模拟。定液量生产情况下随着注汽干度的提高，累积产油量增多，油汽比升高。由此可见，注入蒸汽质量对稠油油藏开发效果至关重要。3.8开发方案指标预测对比2)蒸汽驱敏感参数预测－不同注汽干度三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究注汽速度40m3/d，注采比在近1:1的情况下，对单井注汽温度分别为150、180、200、220、250、280、320℃的情况进行模拟。预测结果表明，影响开采效果的敏感性因素为注汽温度，注汽温度越高，生产效果越好。不同注汽温度下累积产油量对比曲线不同注汽温度下油汽比对比曲线3.8开发方案指标预测对比2)蒸汽驱敏感参数预测－不同注汽温度三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究保持注采比在近1：1的情况下，研究不同注汽间歇时间（每年分别注汽间歇1个月、2个月、3个月、4个月、5个月、6个月）对生产的影响。注汽间歇比连续注汽效果要好，每年注汽间歇4个月累积产油量最高，效果最好。不同注汽间歇时间累积产油量对比曲线3.8开发方案指标预测对比2)蒸汽驱敏感参数预测－不同间歇时间三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究不同氮气注入量下累积产油量对比曲线从方案对比曲线可以看出注入氮气后比不注氮效果要好，随着注入氮气的增加效果越明显，方案0.86效果达到最佳，之后随着氮气注入量的增加效果变差。主要原因是氮气注入油藏后要吸收注入蒸汽的一部分热量，氮气量越多这种吸热现象就越明显。优选该区氮气与蒸汽混合比是200m3/d：33m3/d。3.8开发方案指标预测对比3)注氮气辅助注蒸汽开采三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.8开发方案指标预测对比4)注烃类添加剂研究六2区平均原油粘度达到10万mpa.s以上，属于超稠油区常规的蒸汽吞吐加热半径小，油产量低，油汽比高加入烃类添加剂后原油粘度降低，流动性增强饱和压力降低，溶解气析出，体积膨胀，压缩系数增大选择62105（注入井）、62098、62099、62112、62113（生产井）组成反五点井网。六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究3.8开发方案指标预测对比4)注烃类添加剂研究方案设计：选择戊烷（C5）和己烷（C6）的混合物（摩尔分数比为１：１）作为添加剂；每天注入100方温度为60℃的热油，使得添加剂与油藏原油进行混合。注入180天添加剂后：

注入井转注热水，每天100方，温度60℃；同时四口生产井开始生产；定井底压力300KPa生产；注入热水驱的主要目的是降低成本，同时达到较高的驱替效率。溶解渗流扩散本次研究选择戊烷和乙烷的混合物（摩尔分数比为1：1）作为烃类添加剂。选择不同的方案进行敏感性分析。加入添加剂对于降低油藏原油粘度效果明显，从而验证了原预测的方案。尤其是注入井附近区域，可动油量增加。但由于油藏非均质性严重，井距小，注入蒸汽沿高渗带突进，很快向生产井突破。目前条件下，不可行。粘度效果图水相流动矢量图3.8开发方案指标预测对比4)注烃类添加剂研究三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究水平井井位三维效果图3.8开发方案指标预测对比5)水平井研究三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究六1-3区在拟合期末残余油饱和度比较高，选择该区中部的23口井作为研究区。六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6水平井井位与拟合期末残余油饱和度对比图3.8开发方案指标预测对比5)水平井研究三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究在拟合期末，参照油藏残余油饱和度、渗透率、含油饱和度以及有效厚度等因素在该井区打了一口水平井。模拟一个1000米长的水平井模型，增大泄油面积，射孔方式为裸眼完井。初期产量较直井有大幅提高。综合分析表明，该模型能有效提高油藏的采油速度，提高了油层的动用程度。3.8开发方案指标预测对比5)水平井研究三、实例应用——六区齐古组全油藏数值模拟研究产油量与累积产油量曲线水平井水平产油量与含水率曲线一、全油藏数值模拟的必要性二、全油藏数值模拟的并行方法及关键技术三、实例应用

四、CMG软件应用体会及经验目录五、CMG软件应用技术难点及建议四、CMG软件应用体会及经验⑴

全油藏模型为一个整体油藏来模