油藏数值模拟技术在动态分析中的应用课件

油藏数值模拟技术简介及其在动态分析中的应用油藏工程室1、油藏数值模拟技术简介2、为什么要进行油藏数值模拟3、油藏数值模拟所需要的资料4、怎么做油藏数值模拟前言1油气田开发的任务确定井位，优化井网确定开发方式确定开采速度，保持长期稳产高产寻找油气田开发中后期剩余储量的富集区域，确定调整方案

合理开发油气藏，提高采收率技术方法类比经验油藏工程数值模拟物理模拟开发实验流入流出流入物质-流出物质=积累的物质油藏模拟模型1、没有考虑空间差异；2、油藏和流体性质，以及流体流动，都是整个油藏内进行平均。1、油藏数值模型可以看成多个物质平衡模型的结合体；2、在三维空间上把整个油藏划分为多个离散单元，而且在一些列离散的时间和空间步上模拟油藏和流体性质的变化。前言物质平衡模型定义：“在数学模型（计算机软件及数据体）上再现真实油田的生产动态”技术原理：通过建立渗流力学方程，借用大型计算机，结合地震、地质、测井、油藏工程等方法，在建立的地层三维属性参数场中，对数学方程进行求解，模拟油气的复杂开发过程，再现油气田的生产历史，预测未来的开发动态，提高油气藏的开发效益。技术关键：仿真、预测、可视。一、油藏数值模拟技术简介仿真：可多次“开发”油气田，寻求最优开发方案，避免决策失误；预测：短期内模拟开发油气田，分析不同方案的动态，降低开发试验成本；可视：通过可视化技术，深入到油藏内部，观察每个参数随时间的变化。一、油藏数值模拟技术简介1概念模拟采用平均油藏参数，代表局部区域常用于敏感性分析或机理研究，模拟结果具有普遍指导意义2实际模拟特定某一个油藏或储层单元、井组非均质油藏参数，结果没有普遍意义用于具体某个油藏的开发方案优选及其开发效果预测概念模拟：韵律层对水锥的影响实际模拟：某气藏边水推进动态研究一、油藏数值模拟技术简介模拟类型二、为什么要做油藏数值模拟地质特征复杂：裂缝、断层、尖灭、非均质、隔夹层、多层油气水关系复杂：多个压力系统、多个油气水界面、油气水间互溶流体特征复杂：三维三相、复杂的相态变化、多组分1油气藏的复杂性通过各种措施增加产量和利润，是一个复杂的多因素决策过程存在地质和工程的不确定性，需要进行完备的风险评估剩余油以及开发潜力的分析是一个基于时间和空间的过程油气藏开发是具有高成本的不可逆过程2油气藏开发的复杂性二、为什么要做油藏数值模拟油藏工程方法：物质平衡法、递减分析法、水驱特征曲线法无法考虑复杂储层的地质特征与流体变化特征无法考虑井史的时间效应无法考虑多层、多井、复杂流体分布的综合效应概率分析方法：不确定性大不稳定试井：具有多解性物理模拟实验：时间长小区块现场试验：投资大3常规方法的局限性油藏数值模拟可以考虑微观到宏观的各种复杂情况对于初期开发方案的模拟-

选择合理的开发方式；如：枯竭开采、注水开发等-

选择合理的井网、开发层系、确定井位选择合理的注采方式、注采比对油藏和流体性质的敏感性进行研究二、为什么要做油藏数值模拟4油藏数值模拟的功能对于已开发的油田核实地质储量，确定主要驱替机理（天然气驱、注水开发）落实油藏和流体特性中不确定的因素-

提出问题、潜力所在区域剩余油饱和度分布规律的研究提出调整加密井的设想二、为什么要做油藏数值模拟4油藏数值模拟的功能输入数据的误差将导致计算结果的误差甚至是严重错误;考虑因素越是全面、模型越精细，需要输入的数据就会越多，造成误差的可能性就会越大;历史拟合存在多解性、人为性、任意性，过多地依赖于经验；有时为了拟合上动态指标，可能错误地修改地质模型;历史拟合耗费大量的时间和精力，因此而无法在一定的时间内利用更多的测试资料（如分层测试资料）进行精细拟合;有些油藏过于复杂，无法准确计算，只能做机理性的描述。二、为什么要做油藏数值模拟5油藏数值模拟的技术局限性三、怎样做油藏数值模拟？(1)问题定义(2)数据检查(3)模型建立(4)初始化(5)历史拟合(6)动态预测(7)报告编写-根据油田的开发问题，明确油藏数值模拟的目的和要求-根据目标和资料丰富程度，确定研究的空间和时间范围-分析所收集数据的完整度、准确性、可靠性、一致性-评价数据质量及其对模拟结果的影响-数据的校正或等效处理-提出数据补充、完善计划-针对所研究的问题（流体、空间）选择相应的模拟软件-设计并建立能够合理反映油藏地质特征及流体渗流特征的网格模型（矩形、径向、混合、动态、粗细）-完善动态模型（井位、射孔历史、生产措施历史）-考虑模型规模、精度与效果的协调统一-计算初始条件下油藏压力及流体的分布状况-原始地质储量的拟合-零流量物质平衡检验（初始P、S不变，平衡区间无交换）(1)问题定义(2)数据检查(3)模型建立(4)初始化(5)历史拟合(6)动态预测(7)报告编写-从投产开始，计算历史生产时间的产量、含水、压力-对比分析模型计算的生产指标与实际油藏动态的产别-根据拟合情况和参数的不确定性，调整地质模型参数-分析油藏动态变化规律及油藏压力、剩余油分布状况三、怎样做油藏数值模拟？-在历史拟合满足工程精度条件下，预测未来生产动态-评价各种开发方案和调整方案-评价各种地质不确定性对开发效果的影响-评价油气藏的极限开采效果-陈述模型选择的理由，评价输入数据的质量-各种因素对开发效果影响的对比分析-详细分析推荐方案的各项预测指标-主要结果与结论-评价研究的目的是否达到基础地质资料地震资料解释成果测井二次解释成果数据表油藏描述所提供地质模型的三维数据体和分层二维成果图及数据表：油藏构造（顶部海拔）、断层、裂缝分布储层孔、渗、饱、有效厚度的分布隔、夹层厚度油气水系统划分、油气水界面油气藏温度和压力特征油气藏储量分布储层及流体的非均质特征水体大小及分布四、数值模拟需要的数据岩心分析资料相对渗透率曲线（驱替和渗吸过程）毛管压力曲线岩石的压缩系数等对于非匀质性强的油藏，尽可能提供具有代表性的多套数据四、数值模拟需要的数据流体PVT资料油相组成分析产出气组成分析PobP-Bo、Co、Rs、o、oP-Bw、w、wP-Bg、g、g生产动态资料模拟工区所有井的井位、井眼轨迹射孔历史试采动态产能测试、不稳定试井资料日产油、水、气日注水、气测压（地层静压、井底流压、井口油套压）

产液、吸水剖面示踪剂四、数值模拟需要的数据五、数据处理1资料一致性检查的常见问题同一数据不同来源的唯一性；同一层的顶面深度应小于或等于底面深度；上一层的底面深度应小于或等于下一层的顶面深度；有效厚度应小于或等于砂面厚度；小层数据表与小层顶面构造图要一致；孔、渗、饱奇异点的控制；生产日报中，产量、生产时间与日产量的一致性。下层超越上层深度常见错误1：构造交叉常见错误2：微构造与油水界面矛盾油水界面应与构造基本一致五、数据处理2资料有效性检查的常见问题动态资料的有效性检查人工劈分产量的合理性作业水返排计量误差未考虑到的储层渗流条件的改变（储层污染、污染解除）未考虑到的井筒流体状态变化，影响了井底-井口数据转换实验资料的有效性检查取样过程的不规范，样品受到不可逆该表，试验结果不代表地下状态实验过程的不规范，压力、温度、测试时间为达到要求五、数据处理多层合采油井产量的劈分最理想的情况，分层产量的求取应当用生产测井工具来测量也可通过各层的KH值和各层的生产压差来分配3生产历史数据的处理日产量数据处理数值模拟中基本上定义为连续生产，但实际上由于修井、作业、措施、实施动态监测，特定时期不能连续开井，存在每天的开井时间，需要按照当日总产量折算到平均日产量。例如：某天开井12小时，日产量100吨，折算为50吨/日出水量的校正由于钻井和完井过程中泥浆滤液侵入油层，导致多数采油井一开井就产水，在拟合含水和产水量时这部分的误差应予校正清水压井作业也会引起单井含水的上升生产气油比的校正高含水后，溶解在水内的气量使生产气油比随含水的上升而上升，表现为油层压力高于原始泡点压力，但生产气油比却明显大于原始溶解气油比考虑溶解水气比对生产气油比的影响五、数据处理典型数据矛盾测井数据与岩芯分析数据得到不同的饱和度分布测井、岩芯分析与不稳定试井渗透率解释的差异排驱和吸入毛管曲线及相渗曲线的差异闪蒸分离与差异分离PVT特性的差异4异源数据矛盾的处理数据评价由测井数据得到的饱和度分布较为合理不稳定试井解释的渗透率更可靠吸入毛管力曲线及相渗曲线比排驱实验的合理差异分离PVT数据比闪蒸分离更合理按照最能反映油藏条件下的渗流过程为优的原则六、储层地质建模复核各种静态参数储层：构造、孔隙度、渗透率、有效厚度（或净毛比）、原始饱和度…岩芯实验：相对渗透率曲线、毛管压力曲线、岩石压缩系数…流体PVT：油、气、水PVT…水体：各种水体描述…根据微构造研究，建立网格构架模型各个网格赋值，建立储层定量地质模型-

地质图件：通过数值化软件，转化成等值线或散点形式，然后赋值到网格单元-

数据表：通过平面插值，然后赋值到网格单元网格构架模型储层地质模型1构造模型技术关键减少网格数量，提高计算效率同时必须保留油藏的主要特征，反映出主要渗流特征，确保模拟的精度如果计算条件允许，应直接使用精细地质模型的三维数据体储层描述定量地质模型数值模拟网格模型，采用非均匀网格，保留局部主要的地质特征六、储层地质建模2网格粗化技术根据对边底水的认识程度及模拟任务目标，选择水体模型数字水体

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网格水体：调整边水所在网格的孔隙体积来描述水体大小，适用于有限水体

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数值水体：调整水体位置、长度、面积、孔、渗、饱、压力，适用于封闭水体解析水体

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拟稳态水体：调整水体体积、水侵指数来描述水体性质

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稳态水体：根据动态分析的认识，直接给定水侵量六、储层地质建模3设置水体平衡初始化-

根据压力系数和深度，建立油藏的原始压力分布-

根据油水及油气界面位置，考虑重力及毛管压力，建立原始流体饱和度分布对于复杂的流体平衡系统，可划分多个平衡区，建立非均质的初始饱和度分布非平衡初始化-

根据对油藏的认识，直接给定某时刻油藏的压力及饱和度三维空间分布场地质储量的拟合六、储层地质建模4初始化六、储层地质建模简单建模过程等值线的生成网格赋值地质模型七、生产历史拟合1目的验证地质模型的可靠性调整、完善油藏地质模型加深对油藏静、动态的认识提高模拟预测的准确性使模拟计算的油（气）藏及油气井生产动态更接近实际观测值2手段确定拟合的关键井：数据完整可靠、生产时间长、能够反映油藏主要动态规律修改油藏参数，对比生产动态指标压力拟合指标-

平均地层压力-

井底静压-

井底流动压力-

井口压力产量拟合指标-

单井产水动态单井产油量（定液生产）或产液量（定油产量）单井油气比单井气水比3拟合的指标七、生产历史拟合5历史拟合的阶段根据油藏的开发阶段，结合影响油藏动态的参数敏感性分析，划分历史拟合的阶段弹性开采阶段、注水补充能量阶段、综合调整阶段、提高采收率阶段突出不同阶段拟合指标的特殊性及参数调整的针对性，避免多参数与多指标之间的交叉影响，加快拟合速度和效率4调参原则以油藏的地质认识为调参幅度的依据以生产指标的动态变化规律为调参方向的依据历史拟合的质量取决于研究人员的经验和人员之间的专业协作6历史拟合的层次储量拟合：调整静态储集参数趋势拟合：整体调整精确拟合：局部调整七、生产历史拟合7可调参数根据数据来源，分析参数的确定性及可调范围孔隙度：根据油藏描述成果，确定孔隙度分布范围与平均值之间的偏差幅度，作为孔隙度调整的允许范围渗透率：不确定性最强，尤其是井间，考虑低渗隔断或微裂缝，可调整幅度较大有效厚度：受钙质层和泥岩夹层的影响，有效厚度的可调范围为-30%0%流体压缩系数：比较确定，一般不修改岩石压缩系数：考虑到实验测试误差及非储层的弹性作用，允许2倍之内的调整初始流体饱和度与初始压力：比较确定，必要时允许小范围的修改相对渗透率曲线:不确定性较强，可较大幅度修改油气PVT数据：确定，不宜修改油气水界面：允许一定范围的修改七、生产历史拟合8压力拟合的步骤分析影响压力的地质参数及其可能的变化范围利用简化模型，开展影响压力水平的地质参数敏感性分析油藏平均压力的拟合，调整以下参数：水体性质地层压缩系数地层孔隙度有效厚度流体饱和外部边界条件，如气顶、断层、不封闭边界等的影响地层压力分布的拟合：修改局部区域的渗透率单井压力的拟合根据单井投产及投注后压力不匹配的时间，调整井的表皮系数调整井区的局部渗透率或方向渗透率及相对渗透率曲线来拟合合采与合注井要考虑分层产（注）量的分配不合理对单井压力的影响七、生产历史拟合9产量拟合的步骤分析影响流动的油藏或水层主要特征参数，估算这些参数的大致变化范围分析油藏开采过程，锥进和指进对油气比和油水比变化的影响油藏全区油气比及水油比拟合，整体调整：网格划分方式分层渗透率部分选定区域的渗透率及垂向渗透率分布相对渗透率曲线单井油气比及水油比拟合，调整：局部区域渗透率方向渗透率相对渗透率曲线油气或油水界面油藏内部断层、裂缝、隔夹层等渗流屏障再次检查单井压力的拟合情况，防止饱和度拟合对压力拟合的影响检查油藏产量，确保整个油藏