油藏数值模拟的基本步骤7课件

一般先根据地质的、物探测井的和试井试采的资料建立油藏地质模型。依据开发进程，初期建立概念模型，随之建立静态模型，最后建立动态模型。需要以下基础资料：1、静态资料油层静态资料：构造特征、顶面深度、砂层厚度、有效厚度、有效渗透率、有效孔隙度、原始地层压力、初始含水饱和度等；有气、水锥进时的剖面和三维模拟研究资料，还需要能够识别油层、气层及沉积韵律特征的岩心及试井分析资料（垂向渗透率）。油层流体物性资料：等温渗流，非等温和组分模拟的相平衡计算数据及岩石和流体的热物性资料。特殊岩心分析资料：相对渗透率和毛管压力数据。准备基础资料2、生产动态数据对于新开发油田，模拟直接给出动态资料，如开发井网模式、油水井工作制度、完井层位等。对于具有一定生产历史的油田，需要以下工作：完井与油层改造资料：射孔、补孔、压裂、酸化等油水井动态生产数据：产量、含水率、生产油气比、注水量等。油水井动态监测资料：产液剖面、吸水剖面、动静态测压数据（地层压力和井底流压以及注入压力、液面等。3、提高采收率专门资料化学驱，热采等资料。4、基础资料预处理（1）相渗数据关系端点值应与油井实际生产动态协调修正。（2）毛管压力的压汞数据转换为毛管压力数据，与相对渗透率曲线端点值匹配。（3）要求各油水井的历史具有一个起点的时间轴，并统一划分若干时间段，每口井在一个时间段内生产制度不变，时间段的划分应考虑模拟区块的生产实践和工作制度的变化。（如投产、停产、转注、封堵、补孔），通常最小位一个月，最长为一年）。1、确定模拟区2、建立网格系统3、网格赋值建立油藏开发模型用途再现生产历史、预测未来动态、开发方案优选模拟。编制开发方案、生产动态分析、措施与调整、驱油机理研究：正反韵律地层驱油效率；调剖堵水模拟；提高采收率方法对油水运动规律的影响。在油藏数值模拟时，人们对地下地质条件的认识存在一定的局限性，虽然作了大量工作，但由于在钻井处获得资料，但油藏特性如孔隙度和渗透率的等值线图有多种不同的方法绘出，井间岩石性能的变化只能依靠猜测，因而使得某些参数具有不确定性，导致所建立的模型不能正确反映油藏的特征。历史拟合是模拟研究的一个十分重要的环节。它是预测油田开发动态的基础。历史拟合就是为了获得一组油藏参数(如渗透率、孔隙度、相对渗透率等，使得模拟模型计算的历史动态与实际的动态相一致(或相接近)，这种方法称为历史拟合。换言之，历史拟合就是运用历史动态(已知的)反求油藏特性参数(未知的)的“反问题”。

油藏数值模拟的历史拟合历史拟合是一个相当复杂的工作，历史拟合的过程需要消耗很多人力和机时，它常常占用了模拟研究的大部分费用。历史拟合，目前主要通过试凑法，人工地修改和调整参数。为了用尽可能少的人力和机时获得高质量的历史拟合，必须懂得历史拟合的准则，讲究处理实际问题的方法和技巧，需要应用渗流力学、油藏模拟、油层物理、油藏工程等有关方面的理论知识，以及积累丰富的油田地质、油田开发等有关方面的知识和经验。

在历史拟合中合理给定油水井的工作制度将直接影响每次模拟的效率，也对拟合过程会有大的影响。

1．所有注水井定注入量，所有采油井定地面产液量（压力变）采油井在模拟区内，产油、产水量都是已知的，历史拟合中指定它们的地面产液量，可以保证模型的采出体积与实际一致。减轻含水拟合与压力拟合之间的相互干扰。注水井在模型边界上，注到模拟区内的水量是未知数，可以使用给定劈分系数并在历史拟合中调整劈分系数的办法来实现分配到模拟区的水量。历史拟合中，人工调整劈分系数工作量很大。油藏历史拟合工作制度

大庆油田模拟人员采用了辅助程序进行调整，这样可大大提高效率。并注意在实践中总结经验：拟合全区压力时，在不同含水阶段采用不同的调整劈分系数的幅度。例如大庆萨尔图油田某区块的经验是，一般在含水60—70％以前，劈分系数调整的幅度与压力的调整幅度(以百分数计)基本一致。例如全区平均地层压力，计算结果比实际的低20％，则需要注入模型的总注水量也约需增加20％。在含水80％左右或大于80％时，劈分系数的调整幅度应小于压力需调的幅度。约低30％至40％。掌握了这些关系，就可以减少分配注水量的误差，避免压力的大幅度波动，从而节约了拟合的次数。

2．注水井定压，采油井定地面产液量这种处理方法适合于全部注水井都在边界上，采油井在模拟区内的情况。采油井在模拟区内，定产液量具有上述“1”中的优点。注水井在模型边界上，注水量是未知数。若用人工分配水量工作量很大，如果缺乏实践经验，则分配上不恰到好处，可能会导致计算的压力大幅度波动。注水井指定井底流动压力，可减少分配水量的工作，同时计算的压力稳定。历史拟合以后，模型会自然给出应分配到模拟区的水量。3．模型边界处的注水井和采油井定井底流动压力，模拟区内的注水井和采油井分别定注水量和地面产液量显然这种处理办法适合于边界上和区域内分别都存在着注水井和采油井的情况。不同油田实际情况可能千差万别，模拟研究目的也不尽相同，所建立的模拟模型也会有差异。因此，要求拟合的历史动态指标也可以是多样的。但是归纳起来可以是下列这些类型。

(1)在定产的情况下，拟合指标通常是：实测油水比(或含水，或水饱和度)和油气比；实测地层压力，或实测的井底流压等。

(2)若油井在不变的总采收率或定压的情况下生产，则拟合指标可能是产油量。

(3)拟合见水时间和见水层位等等。

(4)拟合分层开采指标(如果有比较可靠的实测资料)。油藏模拟历史拟合指标

我国许多注水开发油田(包括大庆油田等)基本上保持在原始地层压力附近开采，地层压力比较稳定，并且一般高于原始泡点压力(转抽后井底附近例外)。因此，油气比比较稳定，通常不列为主要拟合指标。还有一个原因是矿场油气比测量资料不准确，因此，一般也不把它列成拟合的主要指标。确定油井的含水和地层压力作为主要拟合指标。其次拟合单井见水时间、见水层位，最后是生产指数和注水指数拟合(也即拟合油水井井底流动压力)。历史拟合就是通过修正油藏模拟模型和参数，使得动态参数的计算值与实际值相一致的模拟计算过程。由于油藏参数本身存在不确定性，在模拟计算时可以进行修正和调整。为了避免修改参数的随意性，历史拟合时，必须确定模型参数的可调范围，使得参数的修正处于合理范围之内。油藏模拟确定参数的可调范围

孔隙度为确定性参数，对于一个实际油田，孔隙度的变化范围较小，层内孔隙度的变化更小，一般比作修改，或允许改动的范围很小。渗透率为不确定性参数，任何油田的渗透率的变化范围较大。不仅由于来源于测井解释，岩心分析和试井解释的渗透率值相差很大。而且井间的渗透率的分布也是不确定性的。因此，渗透率的修改范围较大。一般可放大或缩小2-3倍。甚至更多。有效厚度为确定性参数，一般不允许调整。当个别井点没有提供厚度解释值时，可以适当调整。岩石和流体压缩系数为不确定性参数，岩石和流体压缩系数是实验室内试验测定的，实际开发过程中，受其中饱和流体和应力变化的影响，同时由于非均质性及砂层内部的非有效部分也存在一定的孔隙度，并产生弹性作用，考虑所有这些影响，岩石压缩系数可以放大1倍。初始压力和流体分布为确定性参数。必要时，允许作少量的修改。油气水PVT性质为确定性参数。相对渗透率数据为不确定性参数。油藏模拟模型中的网格较大，网格内部存在严重的非均质性，实际相渗关系与由均质岩心获得的数据差别加大。因此所有模拟计算中通常把相渗关系作为重点修改对象。油水或者气油界面为确定性参数。在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。(油水过渡带)水体性质为不确定性参数。调整较多。必须指出：对于不同油田进行历史拟合，油田的地质情况不同，获得参数的条件和途径不同，可调参数范围可能不尽相同。因此，在确定可调范围时，必须作扎实细致分析研究工作。对于一些不易于轻易改动的参数在拟合时，要采取慎重的态度。例如：石油的地质储量都是经过反复论证并为国家储量委员会所批准，一般不宜改动，所以为拟合某一动态参数而调整油层物性时，对于那些会引起储量改变的物性参数，调整时，要慎重考虑。尽量不调或少调。但是如果经多方拟合而发现确实有些参数必须修改，而且这种修改从地质观点来分析也比较合理。可以进行修改。这也是一种根据动态资料对石油地质储量进行核实的方法。油藏模拟模型的数据很多，一般来说，少则几万，多则十几万到几十万数据。出错的可能性很大，甚至是不可避免的。在正式进行拟合之前对模型数据必须进行全面细致的检查。数据检查包括模拟器自动检查和人工检查两个方面，缺一不可。模拟器自动油藏模拟模型数据检查

模拟器自动检查包括：

(1)各项参数上下界检查，发现某一参数越界打出错误信息。

(2)平衡检查。在全部模拟井的产率(或注入率)都指定为零的情况下，进行一次模拟计算，模拟的时间应大于或等于油藏已经开发的时间(或历史拟合的时间)加上准备动态预测的时间。经过这么长时间的模拟，油藏状态参数(压力场、饱和度场)应该没有任何明显的变化。这与油藏初始状态是稳定状态的假设是一致的。如果发现状态变量发生明显变化，则表明模拟参数有问题。这是不允许的。必须纠正。

(3)模拟器还能帮助检查出不符合于使用说明书上规定的各种错误，如关键字错漏，数据多少等等。黑油模拟器的自动检查是重要的，检错功能很强，但因不能发现所有的错误，它不能完全代替人工检查。人工检查就是把全部参数打印出来进行肉眼检查，与原始数据核对。（特别对于插值点）对原始动态数据进行核实：

(1)不同来源的资料互相对扣，如来自数据库和直接来自矿场统计数据同初次运算结果的累积产量应对扣，若不对扣应查清原因。这些检查，往往可以查出许多停产井，或转注井等忘关井，忘转注等错误来。

(2)物质平衡检查。即分析全区(或全油由)压力变化与累积净注人量(或亏空)的关系是否一致。历史拟合的一般操作方法历史拟合是个相当复杂、消耗人力和机时的工作，如果不讲究方法、不遵循一定步骤，可能陷入纵横交织，错综复杂的矛盾中而难以解脱。通常认为，同时拟合全区和单井的压力、含水和油气比是不可能的。必须把历史拟合过程分解为相对比较容易处理的步骤。比较共同的作法是按下列步骤进行操作。压力拟合压力拟合分两步，首先是拟合全区压力，然后拟合单井压力。在进行全区压力拟合时，首先着重拟合压力水平，兼顾拟合压力变化形状。当计算的压力随时间的变化形状与实测的基本一致，只是压力水平不同时，主要调整压缩系数和孔隙体积。当分析发现全区注采关系不正确时，可根据注采平衡的原则对边界井劈分系数进行调整(对于边界注水井定注入量的情况)或修改注水井指数等(对于边界注水井定井底注入压力时)。当油水井压差过大时，表明全区渗滤能力过低，可适当提高相对渗透率的端点值(这时应同时考虑全区含水拟合)，也包括调整边界流人函数的参数(若有的话)。当压力与时间的计算变化形状与实际的不一致时，则普遍地修改模型的渗透率，也包括边界流人函数的渗透率。因为油藏中产生压力分布是由于流体流动的结果。因此除了通常改变渗透率率外，必要时(视全区含水和单井含水拟合是否需要)也可修改相对渗透率Kr1.

拟合压力形状时，着重调整对全区压力影响大的单井的压力形状。全区压力拟合基本满意后，注意力转移到单井压力拟合上。单井压力拟合主要靠修改井局部地区的渗透率或方向渗透率。如果邻近的井都做了类似的修改，则井间网格的渗透率也应随着做相应的修改。

以上两个步骤不是截然分开的。在进行全区压力拟合时也考虑单井情况，附带做局部修改，并着重那些对全区压力影响很明显的单井的压力拟合。同时还应注意在调整井与井之间平面关系的同时也考虑到单井本身的层间关系，这时还可以修改射开的KH(地层系数)。压力拟合时，同时要照顾到含水拟合情况，有时可从含水拟合情况得到某些启发，帮助修改方向渗透率，这样压力拟合阶段对方向渗透率的修改就会有利于以后含水的拟合。当井下措施多，引起了含水和压力大幅度波动，尤其是含水可能大起大落，对全区压力和含水都影响较大时，应首先着重含水拟合，才能较平稳地、适当地反映井下措施的影响，在压力拟合时，有不使含水拟合结果严重破坏的办法。反之，含水拟合时，由于考虑了井下措施可能破坏压力的拟合结果。饱和度拟合压力拟合基本符合要求以后，注意力转到饱和度拟合，即含水和油气比拟合。油层中流体饱和度分布影响井的注入量和采出量，从而也影响油水和油气比。所以拟合油水比和油气比实质上是拟合饱和度分布。饱和度拟合最常用的做法是修改拟相对渗透率，有时也调整油水和油气界面的位置(若有油水或(和)油气界面存在于模型中)。饱和度拟合也分全区拟合和单井拟合两步。首先做全区含水拟合。在做全区含水拟合时，全区性地修改拟相对渗透率(有时包括油水界面)。全区含水拟合基本达到要求后，再做单井拟合。这时只修改局部拟相对渗透率或井拟函数。饱和度拟合后，往往会影响压力拟合的结果，这时需要反过来再做压力拟合。直至压力和含水的全部拟合指标达到满意的要求为止。历史拟合应遵循一定步骤，但也可灵活。历史拟合的原则是修改那些最不可靠的并对拟合结果影响最大的不定参数，同时做到模型参数的修改在合理的，可接受的范围内。历史拟合的策略是主攻压力拟合时，要有利于含水拟合。反之，主攻含水拟合时，照顾压力的拟合。从全区拟合出发考虑单井的拟合，在单井拟合的基础上促成全区指标的拟合。具体作法是横向看，所有油井同时拟合，纵向看，不同时期一同拟合。即在一个统一的时空里把各口油井的千差万别联系起来，最后把各别的矛盾和对立统一到全区上来。特殊情形，对于拟合不上的单井也应交代清楚。生产指数拟合压力拟合的最后一步是单井的生产指数拟合，即调整各口井的井指数使模型计算的井底流压与井的实际流压相一致。生产指数拟合只做最后一个时间步。因为只有最后一步的生产指数对动态预测有意义。生产指数拟合使用手工计算就可完成。调整后的井指数WI输入到模型中代替原来的WIC，再做一次模拟(一般只需要做最后一个时间阶段的模拟计算)，以检查WI是否正确，若不满意可重新调整再计算。历史拟合操作经验点滴1．关于渗透率的修改渗透率对于任何一个模型都是不确定的参数，人们在修改参数的时候很可能把它摆在第一位。为了避免随意性，在修改渗透率的时候必须考虑修改哪一层，修改哪些点，修改多大幅度，是否考虑方向性，等等。这就需要充分分析一批井的真实历史情况，地层特征及模拟结果才能确定。这时向最熟悉开发历史的人学习是很重要的。(1)修改渗透率与沉积特征联系起来。例如大庆萨尔图油田中区西部高台子油层试验区属于河流相沉积，河道基本顺南北方向，渗透率有一定方向性，一般是南北向高，东西向低；因此历史拟合中南北方向渗透率(Kv)高，而与河道垂直的东西方向的渗透率(Kx)底。又如萨尔图油田中区西部东块模拟区萨尔图及葡萄花层系属于河流相沉积的沙泥岩互层。渗透率修改的特点也是修改方向渗透率较多，修改的结果增强了渗透率分布的南北方向的条带性。大庆杏南区块试验区模拟区块沉积特点是：三角洲内(或外)前缘相沉积，渗透率方向性不明显，历史拟合中，基本没有进行方向渗透率修改(极个别井区例外)，矿场地质师认为修改合理。(2)在拟合分层产液量和水淹程度时，如果发现某层或某区块与实际差别大时，可对某层或某一区块的水平渗透率扩大或缩小若干倍，修改的渗透率幅度要得到地质人员的认可。如大庆采油六厂喇嘛甸油田4-35井区模拟区块，为了拟合分层产液量和水淹程度就将第七模拟层(即S4-7，层)，的水平渗透率扩大了三倍，现场技术人员认为这样修改很合理。(3)拟合单井压力常常修改井区内的渗透率，而且往往要求Kx和Kv两个方向的渗透率同时修改，上下所有油层(特别是产层)同时修改。这样做不会破坏平面关系和层间关系。因而对含水拟合结果不会造成大的影响。2．关于方向渗透率修改(1)具有河道沉积特征的模型，往往渗透率方向性明显，顺河道方向渗透率高，垂直于河道的方向渗透率低，在设计模型网格时已谈到模型网格方向应考虑与油层性质方向一致，修改渗透率时应结合河道沉积情况及模型具体设计，修改方向渗透率。例如河道方向是东西方向(即X方向)，此时渗透率一般不是kv高于Kx而是Kx高于Kv。(2)如果油层中存在高渗透条带或自然裂缝，还是注水诱发裂缝和压裂产生的裂缝，等等。当静动态矛盾明显时，可使用修改方向渗透率的办法来解决。(3)当油井的见水和含水上升特别快或特别慢、计算值与实际值差别幅度很大时，往往需要修改方向渗透率。而且通常只修改个别层或很少一部分层的方向渗透率。这种方法对油井含水影响幅度大，但也往往影油井压力，因此一般在早期使用。3．考虑井下措施当油井含水变化出现大起大落时，一般是由于井下措施引起的，影响最大的井下措施堵水和补孔，其次是配产和压裂。要拟合含水的大起大落，必须考虑措施，考虑井下措施的有效方法是修改射开的KH值。但光这样做还不够，全井含水能否拟合，还要看其它层的含水和产液量是否适当。因此还要同时采用修改渗透率或方向渗透率及相应修改有关的其它层的射开KH和井点拟曲线等。考虑井下措施对井的压力往往也有较大的影响，因此这种做法宜在早期使用。4、修改边底水的孔隙体积在边底水油藏中，修改边底水的水体体积，也即修改边（底）水油孔隙体积，对于全油藏的压力水平十分灵敏。与孔隙体积有关的参数是孔隙度，厚度和网格尺寸，当没有特别条件限制时，修改孔隙度最有效。水浸方式的不确定。5、设置虚拟井虚拟井只有在遇到特殊困难时，其他办法无效时使用。适用虚拟井应查明工程和地质等原因。如：模拟模型的边界为断层，断层可能不封闭，模型内的流体可能相断层的另一侧漏失，或层断层的外界流入模型，这时就可以在断层的附近虚拟井以便反映这种影响。又如：固井质量不好，可能有流体来自外层系。则在井网格处设置虚拟井。一般情况应尽量避免。因为虚拟井的未来动态不好估计，不利于动态预测。在衰竭期，模拟压力过高，降不下去1、孔隙度或许大于实际值，造成容量过多。2、存在过多的含水层或传导率过大。3、产量可能不完全，产出的气或水比报道的多。在衰竭期，模拟压力过低，可以考虑与以上相反的过程调参。在水淹期或者注水操作中，如果压力过高，则1、孔隙度或许过低，需要增加。2、存在着通过水泥环或油藏本身的上一层或下一层的漏失，这种传递是未知的，但又是必须考虑的。在调整孔隙度或渗透率时，不应超过一定的范围。一个致密油气藏，孔隙度超过35%以上是不正确的；孔隙度超过15%停止。对于低渗透油藏，渗透率也有一定的分级。如果模拟孔隙度大于实际值太多1、对油藏进行扩边，向油藏边缘方向发展2、对于断层或者无流动边界取消3、在油藏中部，存在与其它区带的联系。某一部位压力过高而相邻部位为一低压区1、增加相应部位的渗透率。2、减少高压区储量（降低孔隙度，降低厚度，降低原油粘度（不大），或同时）模拟含水率大于实际含水率时候，水相渗透率曲线下移。在调整某一参数时，为了保证岩石和流体性质的连续性和光滑性，应该在一定的范围内，而且不是某一个网格进行修改。历史拟合的成就在很大程度上决定于对油藏地质特点的认识和多项资料的齐全程度。如果没有测压资料，就谈不上历史压力的拟合。如果流体计量不准确也谈不上对含水和油气比以及产量的拟合。而且，正因为历史拟合过程具有多解性，因此，只有当油田的开发时间历史越长，累积的资料越丰富、越准确，对油藏地质开发特征的认识越深入、越准确，才越有可能从众多的参数中正确地选出所要修正的油层物性参数和他们的组合。使历史拟合的结果能够最大限度地复合油藏的实际情况，以免出现荒谬的结果。为了检验历史拟合符合实际情况的程度，在完成了数值模拟工作后还要继续观察油藏的动态变化，并以之和模拟的预测动态相对比。如有较大的差异则说明历史拟合中所修正的油层参数还是不符合或者不完全符合实际情况（在历史拟合时，常常留出一定一个时间段进行检验）。最好能根据新的动态变化资料再次甚至多次进行“追踪模拟和历史拟合”，使历史拟合合模拟结果能更好符合油藏的实际情况。历史拟合过程也是通过动态资料以及数值模拟对油藏进行再认识的过程。所以在实践中也常利用历史拟合反过来进一步认识或核实某些原来认识不清的地质问题。如美国WestSeminole带气顶油藏，其储层是一个带有很多石膏夹层的居厚碳酸盐岩层，在勘探开发阶段过程中，虽然取了大量岩心，但这些石膏夹层对垂向流动的遮挡程度仍不清楚，后来通过数值模拟的历史拟合才搞清楚这些石膏夹层对垂向流动有“强的遮挡性”。吉林油田的含水夹层存在以及垂向渗透率占x方向的比例。历史拟合质量的评价方法从历史拟合的精度评价拟合质量。从历史拟合的历史指标的数量和同一指标数据点的数量，以及拟合结果精度评价历史拟合质量。通过模拟区的水淹时间和形态评价历史拟合质量。通过模型计算的每一相的累计产量与实际测到的相应值作比较，评价历史拟合质量。利用历史拟合后的延续阶段的动态资料检验评价历史拟合的质量。修改参数合理，有根有据。动态预测是油藏模拟的最后一步。全部油藏工程问题要在这一阶段解决，严格地讲，解决全部油藏工程问题还要加上经济分析，而动态预测为经济分析提供了动态参数。动态预测的关键在于方案设计。一、方案设计1．动态预测方案设计的指导思想决定于模拟研究的目的。在模拟工作一开始就应该有个设想，事先有个粗略的考虑。例如在建立模拟模型划分网格时就必须考虑到是否打加密井，可能在什么地方打。在划分模拟层时就应考虑调整方案是否考虑层系调整，等等。如果毫无设想，历史拟合后，有可能出现模拟模型不能满足后继方案计算的需要，造成措手不及。2．预测方案设计要尽可能满足实际情况的需要，但又必须保证能够实现。这一点可能会遇到很多困难需要解决，这时就要靠模拟人员的计算经验和油藏实际经验，依靠模拟人员和开发人员的配合及依靠试验。不论什么实际生产问题(实际方案)变成模型可以实现的方案，都必须在计算之前用一套合适的数据表示出来(即输人数据流)。这往往不是一次就能够成功和实现的(除非比较简单的方案)，这就必须进行试算。3．设计方案要有对比性和合理组合，优化设计。方案设计要讲究科学性，严格性和逻辑性。二、油藏动态预测内容对于开发初期的油田，动态预测内容包括：

(1)通过模拟计算不同开发层系、井网密度、注采系统、采油速度等对开发效果的影响，确定最优开发方案。

(2)对于老油田，动态预测包括基于现有井网层系的油田开发动态评价和开发调整方案优选，开发调整方案中通常遇到的问题有：①调整注采水平来控制和维持地层压力；②研究剩余油饱和度分布以及与此相关的加密钻井和油水井注采关系调整；③提高原油采收率方法评价等。三、方案计算1．计算方案的时候，也应考虑可比性，这个问题要引起重视，忽视了有可能导致错误的结论，起反作用。例如计算一批对比方案，算法(包括方程及矩阵求解方法)都应一致，精度控制也应一致，如果用不同算法及精度计算一组方案中的不同方案，就有可能导致方案对比结论出错。2．方案计算要统筹，合理安排，有一定次序，优化组织，这样可以避免出错和节省准备参数的时间及人力。3．计算过程中要检查物质平衡