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数值模拟培训数值模拟培训讲义- Eclipse 软件应用部分第一部分: 数值模拟用数据资料准备第二部分 Eclipse简介及建模步骤第三部分: 地质建模及前处理模块GRID的使用第四部分: 数值模拟计算结果分析及后处理部分石油大学（北京）油藏数值模拟组2003年10月16日第一部分 数值模拟用数据资料准备 在进行数值模拟之前，需要收集一些相关的数据，以便为后面的数值模拟作准备，这些资料总体来讲可以分为两大部分，一是静态资料，二是动态资料。为方便数值模拟操作人员更好更全的收集这些资料，下面将这些必要的资料作一总结如下：（一）静态资料 1. 小层数据表或等值线图包括砂层厚度、有效厚度（或净毛比）、顶部深度、孔隙度、渗透率等； 2. 地质储量及地层、油藏特点的总结报告； 3. 油、气、水高压物性PVT数据； 4. 油水、油气相渗曲线数据和毛管压力曲线数据； 5. 原始地层压力、温度、压力系数数据； 6. 油、气、水分布（原始饱和度）或压力分布或油水界面和油气界面； 7. 井位分布图； 8. 流体和岩石化验分析报告；（二）动态资料 1. 射孔完井报告； 2. 井史报告、压裂等措施； 3. 系统测压资料； 4. 试油、试井和试采资料（压力恢复曲线）； 6. 油水井别，调整井位示意图； 7. 油井生产（水井注水）数据报表： 日产油、日产液、日产气、综合含水、压力 累积产油（气、水、液） 日注水、累积注水 8. 区块综合生产数据统计报表： 日产油（水、气、液）、采出程度、综合含水 累积产油（气、水、液） 日注水、累积注水 第二部分 Eclipse简介及建模步骤一、Eclipse简介Eclpise是斯伦贝谢公司开发的一套数值模拟软件，它界面好，图形输出功能强大，可输出两维和三维视图，并可以进行角度变换，能够很好处理断层，并能半自动进行敏感性分析。Eclpise不仅为各种各样的油藏和各种复杂程度（构造、地质、流体、开发方案）的油藏提供了准确、计算快速的多项选择，而且还提供了全隐式、IMPES、AIM和IMPSAT求解方法，可以在任何工作平台上运行，包括UNIX和PC等，并能够完成在多个处理器上的大型并行计算。二、Eclipse建模步骤及基本数据为了熟悉用Eclipse建立地质模型的基本步骤，在这一部分中以一个一维均质等厚各向同性井组为例作一介绍。模拟井组基本情况如下：模拟区块面积为1040m*560m，网格结点882个(21*21*2)，有效厚度和顶部深度通过文件输入，两个层的X方向渗透率和Y方向渗透率分别为1.25md和2.5md，Z方向渗透率为0.1md，孔隙度分别为0.12和0.15，井网井位如下图所示：基本步骤如下：(一) Case Definition1.Simulator BlackOil2.General(1) Simulation Start: Day 1 Month Jan Year 1970 (2) Title:*(3)Model Dimensions:Number of Cells in X Direction : 21 Number of Cells in Y Direction : 21 Number of Cells in Z Direction : 2 (4)Units 3.Reservoir Aquifers Analytical Numerical Number of Reservoirs 1 Grid Type Cartesian Geometry Type BlackCentred 4.PVT Gas Oil Water Dissolved Gas (二) Grid (Subsection GRID Keywords )1.Geometry (1) Grid Axes wrt Map Coordinates X coord of Y axis: 0 ; Y coord of Y axis: 560 ;X coord of origin: 0 ; Y coord of origin: 0 ;X coord of X axis: 1040 ; Y coord of X axis: 0 ;(2) X Grid Block Sizes : 45.92 45.92 (3) Y Grid Block Sizes : 26.67 26.67 (4) Z Grid Block Sizes : 10 15 (5) Depths of Top Faces : 1520 1530 (6) Grid Data Units : METRES 注：在此可以通过读入数据文件的格式加载顶部深度、有效厚度等数据文件。2.Properties (1) Net Thickness : 10 15 (2) X Permeability : 1.25 2.5 (3) Y Permeability : 1.25 2.5 (4) Z Permeability : 0.01 0.01 (5) Porosity : 0.12 0.15 (三) PVT (Section Keywords )1.Fluid Densities at Surface Conditions(1) Oil Density : 854 kg/m3(2) Water Density : 1000 kg/m3(3) Gas Density : 1.0708 kg/m32.Rock Properties (1) Reference Pressure : 350 bar (2) Rock Compressibility : 0.000135 1/bar 3.Live Oil PVT Properties (Dissolved Gas ) PVTO keyword from data file : pvto.txt 4.Dry Gas PVT Properties (No Vapourised Oil ) PVDG keyword from data file : pvtg.txt 5.Water PVT Properties (1) Reference Pressure(Pref) : 350 bar (2) Water FVF at Pref (Bw) : 1.006 rm3/sm3 (3) Water Compressibility (Cw ) : 6.25E-5 1/bar (4) Water Viscosity at Pref (o ) : 0.6 cp (5) Water Viscosibility : 0 1/bar (四) SCAL (Section Keywords )(1) Water/Oil Saturation Function (SWOF) : sw.txt (2) Gas/Oil Saturation Function vs Liquid Saturation(SLGOF) : sl.txt (五) Initialisation (Keywords Type Equilibration )1.Equilibration Data Specification (EQUIL)(1) Datum Depth : 1525 m (2) Pressure at Datum Depth : 166.7 bar (3) WCO Depth : 1545 m (4) OW Cap Pressure : 168.7 bar (5) GOC Depth : 0 m (6) Rs/Pb v Depth Table : 1 2.Rs v Depth (RSVD )Depth (m) Rs (sm3/sm3) 1525 80.2 1325 80.2 3.Define Aquifer Initialisation (Keywords Type Aquifer ) Fetkovich Aquifer Data (AQUFET )(1) Datum Depth (m) : 1545 (2) Initial Pressure (bar) : 166.7 (3) Initial Volume (m3) : 20000 (4) Total Compressibility (1/bar) : 0.0002 (5) Productivity Index (sm3/day/bar) : 0.01 (6) PVT Water Property Table : 1 (7) Lower I Connection : 1 (8) Upper I Connection : 21 (9) Lower J Connection : 1 (10) Upper J Connection : 21 (11) Lower K Connection : 2 (12) Upper K Connection : 2 (13) Connection Face : k+ (14) Salt Concentration (kg/m3) : 0 (六) Regions (空)(七) Schedule (Events New )1.Time Entry Choice (Time Insert)(1) Time Step (2) Add Time Step to Subsequent Step or Times Time Step 1 yr Num 10 2.Define Wells, Groups, & Connections Well Specification (WELSPECS)(1) Well : L37-37 L37-39 L39-37 L39-39 L38-38 (2) I Location , J Location , Preferred Phase (3) Drainage Radius : 0.1 m 3.Define Wells, Groups, & Connections Well Connection Data(COMPDAT)(1) Well : L37-37 L37-39 L39-37 L39-39 L38-38 (2) I Location , J Location , K Upper , K Lower (3) Well Bore ID : 0.1 m 4.Well Controls and Limits Production Well Control (WCONPROD)(1) Well : L37-37 L37-39 L39-37 L39-39 (2) Control : LRAT (3) Liquid Rate : 1.5 m3/d 5.Well Controls and Limits Production Well Control (WCONINJE)(1) Well : L38-38 (2) Injector Type : WATER (3) Liquid Surface Rate : 6 m3/d (八) Summery (选择所要输出的内容)(九) Multiple Sensitivity (空)(十) ECLIPSE Office RUN 第三部分: 地质建模及前处理模块GRID的使用静态地质模型主要包括：油层顶深、油层x、y方向的网格划分、各网格的孔隙度、渗透率数据。建立静态地质模型的基本数据：等值线图（油层顶深，油层厚度、孔隙度、渗透率）或者各井点的上述参数值。 用Grid建模型的主要工作是将上述数据输入计算机，有Grid输出各网格点的上述相关数据。 Edit Modela.输入Model名称b.选择坐标系 c.选择单位 d.输入基本信息 Edit Map输入map名Edit WellsEdit FaultsEdit ContoursEdit Grid输入Grid名称b输入Grid的等值线图c选择网格划分方法，划分网格d定义顶层深度，各层厚度，添加层e添加属性，编辑各层的属性，输出结果 f输出网格模型第四部分: 数值模拟计算结果分析及后处理部分一、 数据文件调试（演示）A、用E100直接算时的查错方法介绍错误：如：PVT表中压力项非单调增等；B、用office算时的查错方法介绍二、 历史拟合1、 SCHEDULE部分需要作如下的修改：生产井不用WCONPROD，而改用历史拟合用的关键字：WCONHIST，注入井仍用WCONINJ。WCONPROD与WCONHIST的区别在于：WCONPROD主要用于历史拟合结束后进行动态预测，其所定的产量或定的压力在以后的生产中其主要的控制作用，井的生产制度不会超过这一关键字所规定的生产制度；而WCONHIST所输入的产量为油田实际的统计数据，这一产量仅仅作为一参考值，模拟过程中的产出量仅与所建立的模型的物性参数有关，模拟的产出量可比WCONHIST中所规定的值大也可比它小，因此需要修改模型相关的参数以达到两者相近的目的，也即达到历史拟合的目的。这两种定义方式如下：WCONHISTE3-6 OPEN LRAT 20.0 40.0 0.0 4* /WCONPRODE3-6 OPEN LRAT 3* 59.28 5* / /2、 历史拟合内容：区块：储量拟合、压力拟合、累积产液量、累积产油量、累积产水量、累积注入量、日产油量、日产水量、含水率、汽油比等的拟合单井： 累积产液量、累积产油量、累积产水量等的拟合3、 拟合方法简介储量的拟合：由储量计算的经验公式：可知其主要影响因素有：孔隙度、油层厚度、原始含油饱和度,对于饱和度而言主要受以下两方面的影响：l 饱和度的变化来说，水压缩系数的改变对饱和度变化有较明显的影响l 油水界面的高低可以直接影响原始含油饱和度，从而影响储量压力的拟合：可调参数：孔隙度、厚度、饱和度、油层综合压缩系数、渗透率、粘度、水体、注水量的分配等，但在储量已拟合的前提下，孔隙度，厚度、饱和度的修改要慎重考虑。在给定产量的条件下，增大孔隙度或厚度，可使计算压力值升高，这两个参数的改动都会造成地质储量的改变，所以在调整这些参数时都要慎重考虑这种调整的合理性。压力剖面呈不合理的不光滑形状，这种情况常常可能是由于该处的渗透率值过低所引起。把该处的渗透率值乘以一个大于1的常数，即把渗透率普遍提高一个幅度，增加了流动性，就可以使压力剖面变成比较光滑的曲线。所以水体的大小和边外渗透率的高低常常只是一个大致的估计值，可靠性较差，所以有关边外水体的参数是拟合压力时需要考虑的一个重要因素。切割注水时，注水井排两侧区块的注入水量的分配比例应该随着这些区块的地质条件和开发历史的差异而有所不同。原油粘度越大，井底压力也越大。原油粘度越大，两相渗流的范围越大，表明油的饱和度值变化得越缓慢。无论是油或水的压缩系数值的变化都对压力差值及其变化产生明显的影响。而对饱和度的变化来说，水压缩系数的改变对饱和度变化有较明显的影响。 单井动态的拟合难度比较大，常对表皮效应进行调整、有时也调整井周围各网格的渗透率值。含水率或气油比的拟合含水率和气油比的拟合都主要依靠相对渗透串曲线的修改，前者需得到水的相对渗透率曲线,后者则涉及气的相对渗透率曲线，两者原理和方法基本相同。当计算的含水率高于实测值时，应把水的相对渗透率曲线下移，反之，则应上移对于气油比的拟合，也同样处理，至于计算见水时间的过早或过迟，主要和水相渗透率曲线的端点位置即临界饱和度的大小有关：当计算见水时间过早，则应把水相临界饱和度值增大，即把此端点右移，反之，则应将其左移；当计算