油藏数值模拟培训_历史拟合的流程和方法全文.doc

油藏数值模拟培训_历史拟合的流程和方法全文 历史拟合的流程和方法3.1历史拟合目的及意义应用数值模拟方法计算油藏动态时,由于人们对油藏地质情况的认识还存在着一定的局限性。在模拟计算中所使用的油层物性参数,不一定能准确地反映油藏的实际情况。因此,模拟计算结果与实际观测到的油藏动态情况仍然会存在一定的差异,有时甚至相差悬殊。在这个基础上所进行的动态预测,也必定不完全准确,甚至会导致错误的结论。为了减少这种差异,使动态预测尽可能接近于实际情况,现在在对油藏进行实际模拟的全过程中广泛使用历史拟合方法。 所谓历史拟合方法就是先用所录取的地层静态参数来计算油藏开发过程中主要动态指标变化的历史,把计算的结果与所观测到的油藏或油井的主要动态指标例如压力、产量、气油比、含水等进行对比,如果发现两者之间有较大差异,而使用的数学模型又正确无误,则说明模拟时所用的静态参数不符合油藏的实际情况。这时,就必须根据地层静态参数与压力、产量、气油比、含水等动态参数的相关关系,来对所使用的油层静态参数作相应的修改,然后用修改后的油层参数再次进行计算并进行对比。如果仍有差异,则再次进行修改。这样进行下去,直到计算结果与实测动态参数相当接近,达到允许的误差范围为止。这时从工程应用的角度来说,可以认为经过若干次修改后的油层参数,与油层实际情况已比较接近,使用这些油层参数来进行抽藏开发的动态预测可以达到较高的精度。这种对油藏的动态变化历史进行反复拟合计算的方法就称为历史拟合方法。综上所述历史拟合过程也是通过动态资料及数值模拟方法对油藏进行再认识的过程。 历史拟合流程图3.2基础数据及模型参数检查 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。模拟器自动检查: 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,流体应该是处于平衡状态。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,否则表明参数有了问题,需重新检查模拟卡中的相关参数。 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) 图 10 基础数据准备 3.3模型参数的确定 模型参数包括模型基本参数如网格尺寸、节点、岩石流体物性参数以及聚驱粘浓曲线、聚合物吸附、不可及孔隙体积等参数。模型网格尺寸处理; 在处理网格尺寸时,重点考虑井网井距状况,既要使模型所有的井点尽可能落在网格中心,也要考虑为以后加密调整井预留井位并确保油水井不在相邻的网格,同时还要考虑机器的运算能力保证模型总节点数在合理的范围内。相渗曲线标准化处理; 选取与模型岩性相近的具有代表性岩样的油水相对渗透率曲线数据。 根据以下公式分别对各岩心样品的实验数据进行标准化处理,并绘制标准化后的油水相对渗透率曲线。 在标准化曲线上,将横坐标从0到1划分为n等分,求取各分点处Sw*、各样品的Kro*Sw*和Krw*Sw*,从而作出平均的标准化相对渗透率曲线。 将各样品的Swi、Sw、Kro、Krw等特征值分别进行算术平均,并将平均值作为平均相对渗透率曲线的特征值。 将平均标准化相对渗透率曲线上各分点的Sw*、Kro*、Krw*,换算公式如下: 根据上述公式,作出油藏的平均相对渗透率曲线。 聚驱参数确定方法; 聚合物驱数值模拟研究的关键及难点在于聚合物特性参数的确定,计算时选用的参数应该是聚合物溶液在地层条件下的参数,而这样的参数无法直接测得,因此,只有在全面了解聚合物驱油机理和深入分析聚合物现场试验过程之后,才能通过数值模拟方法对现场驱油试验过程进行动态拟合,并对室内测定的参数进行合理修正,最终确定模拟计算所需要的相应参数。 聚合物驱油的物化参数确定方法大致分三种方式: 通过实验室检测或实验直接获得;包括试验区油藏和流体物性参数。 通过室内实验得到、并经计算调整确定;包括聚合物粘浓关系、相对渗透率曲线参数、吸附数据等。 室内实验无法得到的,借用参考值;目前实验室无法测定的一些数据,如离子交换数据、扩散弥散数据、离子的初始吸附浓度等数据,在模型中需借用参考值。 聚合物驱数值模拟研究的关键及难点在于聚合物特性参数的确定,计算时选用的参数应该是聚合物溶液在地层条件下的参数,而这样的参数无法直接测得,因此,只有在全面了解聚合物驱油机理和深入分析聚合物现场试验过程之后,才能通过数值模拟方法对现场驱油试验过程进行动态拟合,并对室内测定的参数进行合理修正,最终确定模拟计算所需要的相应参数。 通过不同参数在计算结果的敏感性研究分析,在实验室实测参数的基础上,整理、描述出一套较为合理的且适合喇嘛甸油田二类油层的聚合物驱物化参数组。 ECLIPSE中的POLYMER模型是一个三维两相油、水五组份水、油、聚合物、阴离子、阳离子的化学模型,它比较系统和完整地考虑了聚合物驱过程中的各种物理、化学现象增粘性、阻力系数、残余阻力系数、聚合物的吸附滞留、扩散、不可及孔隙体积、流变特性、含盐量及其变化的影响等。 ECLIPSE模拟了聚合物驱油过程的多种物化机理,其主要包括: a、非牛顿流体溶液粘度; b、聚合物吸附; c、渗透率下降; d、聚合物不可及孔隙体积; e、粘土(岩石)与溶液间的离子交换; f、用于井计算的有效聚合物粘度。 聚合物溶液是一种非牛顿流体,它对应的粘度与相应的剪切速率有关。在一定的剪切速率下,粘度又是浓度和含盐量的函数。粘度与剪切速率的关系 用Meter方程式表达的在一定的含盐量、一定浓度下粘度与剪切速率的关系为: :水的粘度,mPa?s 聚合物溶液粘度与浓度及含盐量的关系 :影响聚合物溶液粘度的一价阳离子的等效浓度 聚合物吸附: 聚合物在油层岩石表面的吸附是聚合物驱油过程中发生的重要的物化现象之一。模型采用LANGMUIR吸附等温式进行描述。 :聚合物吸附浓度,g/cm3 渗透率下降系数 由于溶液中的聚合物在油层孔隙表面吸附和孔隙中滞留,产生了水相渗透率的下降。 模型中应用了两种Rk计算方法,其中之一是: 聚合物不可及孔隙体积: 实验中发现,流经孔隙介质时聚合物分子比溶剂流动的快,这被解释为聚合物能够流经的孔隙体积小。聚合物不能进入的这部分孔隙体积称为不可及孔隙体积。 大部分聚合物的性质都是聚合物和电解液浓度的函数。电解质按其元素分为三类,即单价阳离子、双价阳离子和单价阴离子。 所以,这里可以通过四种组分来描述聚合物和电解液。模型求解聚合物、双价阳离子和单价阳离子的物质守恒方程,而单价阴离子是由电子平衡来计算的。 聚合物驱模型,与水驱模型相比它的特殊性在于物质守恒方程。 模型中认为粘度和重力控制了聚合物和电解液的渗流,而弥散(扩散)作用不做考虑。 描述聚合物渗流的守恒方程: 描述电解液渗流的守恒方程: 另外还有压力方程等近似于水驱模型。3.4调通模型 调通模型是在做历史拟合之前必须做的工作,由于数值模型中包含的油藏数据是巨大的,在建立数值模型前,难免会产生各种数据错误或不完善或一些人为的错误而造成模型算不通,在这个阶段工作的主要任务是解决模型在模型属性参数、射孔措施数据、动态液量劈分数据等不合理造成模型报错或运行不收敛方面的各种问题,很多问题可以说是所有从事数模工作的人员都会面临的问题,对于没有经验的人会花费大量的时间去调通模型,模型不收敛的原因很多,网格参数,属性参数,流体PVT参数,岩石相渗曲线,毛管压力曲线,相渗曲线端点标定,初始化,井轨迹,垂直管流表都会造成模型不收敛,下面是根据多年做数模的经验总结出一些常见的问题和相应的解决方法。数据定义和单位转换; 注意输入数据的单位,模型默认的是英制单位,需要在开始建立模型时勾选公制单位,对于新手会忽略此项造成模型数据出错,还有模型是用体积单位,对于导入到模型数据原油产量要按照比重折算成体积单位。网格问题处理;网格正交性差和网格尺寸相差太大是导致不收敛的主要原因之一。正交性差会给矩阵求解带来困难,而网格尺寸相差大会导致孔隙体积相差很大,大孔隙体积流到小孔隙体积常会造成不收敛。 ?解决办法:网格正交性差通常是在建角点网格时为描述断层或裂缝的走向而造成的。在此情况下,最好能使边界与主断层或裂缝走向平行,这样一方面网格可以很好地描述断层或裂缝,另一方面正交性也很好。 ? 在平面上最好让网格大小能够较均匀,在没有井的地方网格可以很大,但最好能够从大到小均匀过渡。纵向上有的层厚,有的薄,最好把厚层能再细分。在检查模型时应该每层每层都在三维显示中检查。径向局部网格加密时里面最小的网格不要太小。在ECLIPSE里用MINPV关键字可以把小于设定孔隙体积的网格设为死网格,这样通常会有用。流体PVT参数;? 流体PVT参数会有两种可能的问题,一是数据不合理导致了负总压缩系数,二是压力或气油比范围给的不够导致模型对PVT参数进行了外插。 ? 解决办法: ? 检查PRT文件中的WARNING信息,如果在油藏压力范围内有负总压缩系数的警告,应该修改PVT参数,否则的化会有收敛性问题。如果负总压缩系数是在油藏压力范围之外,可以忽略该警告。? 在ECLIPSE中加EXTRAPMS关键字可以要求输出如果发生PVT插值后的警告信息。在提供PVT表时,压力应该覆盖所有范围,包括注水后的压力上升。RS值也应该考虑到气在油中的重新溶解。岩石相渗曲线和毛管压力曲线; ECLIPSE不会对输入模型的相渗曲线和毛管压力曲线进行光滑,将会应用每一个输入饱和度和相渗值,所以要保证输入的参数是合理的。通常的问题有:? 饱和度和相对渗透率的数据位数过多。?饱和度值太接近,导致相渗曲线的倾角变化很大。?饱和度有很小变化但相对渗透率发生了很大变化。? 解决办法:?饱和度和相对渗透率最多给两位小数就够了。?检查相渗曲线的导数,导数要光滑。?将临界饱和度和束缚饱和度设为不同的值。初始化处理;? 初始化最容易发生的问题是在初始时模型不稳定,流体在初始条件下就会发生流动,这也会导致模型不收敛。造成模型初始不稳定的主要有, 手工赋网格饱和度和压力值去拟合含水。? 解决办法:?尽量不要直接为网格赋压力和饱和度值,尽量由模型通过油水界面及参考压力来进行初始化计算,要想拟合地质提供的初始含水饱和度分布,应该进行毛管压力的端点标定,这样毛管压力会稳住每个网格的水,在初始条件下不会流动,可以通过让模型在没有任何井的情况下计算十年来检查初始条件下模型是否稳定,如果10年的计算模型压力和饱和度度没有变化,说明模型初始是稳定的。井轨迹处理; ? 在进行井处理时井可能以之字型在网格中窜过,有可能发生井的实际窜过方向与模型关键字定义的方向不符,这也会导致不收敛。? 解决办法:?在三维显示中检查井轨迹,如果井已经关掉,在模拟时不要给零产量,要用关键字把井关掉,检查井射孔,井不要射在孤立的网格上。模型地质参数问题; 模型地质参数中孔、渗、饱、顶深、厚度等属性是离散数据网格化数据,由于在油田开发初期很多特低渗层井点数据不解释渗透率和孔隙度值,形成在建模属性插值中某些井点数据缺失造成网格属性插值不合理,造成某些网格数据不匹配,例如有网格有厚度参数但孔隙度或渗透率值为零,模型运算报错信息是油水井无网格连接。 解决办法:找到相应的井位原始地质参数,分析原因,与建模技术人员讨论进行参数修正后重新插值拟合属性场, 另外插值时可以加一些控制点使属性合理分布。X,Y方向的渗透率最好相等或级差不大。 单元间纵向连通数据在ECLIPSE模型中用MULTZ描述,缺省是用PERMZ值替代,这种描述方法很不合理,运算中会造成层间矛盾突出,分单元拟合采出程度不合理,结果造成模型计算不收敛。 解决办法:在建模中对纵向连通的井点赋值,按照有效、砂岩、表外连通给定渗透率值,插值出MULTZ属性场导入到ECLIPSE数值模型中。局部网格参数不合理局部网格参数包括油水井控制范围的孔、渗、饱、束缚水等参数不合理,造成油水井间无通道、注不进、产不出完成不了模型给定的注水量或产液量模型无法收敛。 解决办法:对实际数据进行分析后合理修改局部参数。井史数据处理; 油水井射孔时间与井的投产时间不对扣,因为数据库错误投产时间在射孔时间之前,模型会提示信息井点无连接。解决办法:修改射孔时间为井的投产时间。 在相邻的时间步液量或注水量变化太大,有的是压裂投产或关井停产开井放产形成,造成局部网格压力变化超出缺省误差精度值,造成模型不收敛。解决办法:合理给定产液量和注水量,平均阶段产液量或注水量,让相邻时间步注水产业平稳过渡尽量不要突变。其他解决办法;模拟计算的时间取决于时间步的大小,如果模型没有发生时间步的截断而且能保持长的时间步,那表明该模型没有收敛性问题,反之如果经常发生时间步截断,那模型计算将很慢,收敛性差。时间步的大小主要取决于非线形迭代次数。如果模型只用一次非线形迭代计算就可以收敛,那表明模型很容易收敛,如果需要2到3次,模型较易收敛,如果需要4到9次,那模型不易收敛,大于10次的化模型可能有问题,如果大于12次,时间步将截断。在PRT文件中如果看到以下信息:? PROBLEM: AT TIME 200 DAYS 1-FEB-2009:? NON-LINEAR EQUATION CONVERGENCE FAILURE ITERATION LIMIT REACHED - TIME STEP CHOPPED FROM 10 ? STEP 20 TIME 200.00 DAYS +1.0 DAYS CHOP 5 ITS 1-FEB-2009? 那表明时间步发生了截断。 (注: 另外如果你见到如下信息:? WARNING AT TIME 0.0 DAYS 1-MAR-2004:? LINEAR EQUATIONS NOT FULLY CONVERGED - RUN MAY GO FASTER IF YOU INCREASE LITMX 25 - TUNING KEYWORD 你可以不必管。这只是线形方程不收敛)? 除了REPT,CHOP外,在RPT文件中还常见以下信息来表明为什么选择现在的时间步: ? INIT: 表明是初始时间步? TRNC: 为满足时间截断误差? MINS: 最小时间步? S: 最大时间步? HALF: 接近报告步时的时间步取半? DIFF: 时间步截断CHOP之后的增长 ? 如果模型中有很多CHOP,DIFF,MINS,那模型有严重的收敛性问题。?如果模型数据没有问题,可以调整模拟器的收敛计算参数,对于ECLIPSE,可以做以下调整:?(1)调整TUNING中的最大时间步。如果模型每计算到30天就会截断时间步,可以将最大时间步调整为20天,这样计算会快很多。?(2)调整TUNING中的最大线形迭代次数到70次。?(3)降低TUNING中的线形收敛误差标准。3.5确定历史拟合的指标 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。 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(WOR)和油气比;实测地层压力,拟合见水时间和见水层位等等。对于注水开发的油田基本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,因此油气比比较稳定,通常不列位主要拟合指标。 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(也即油水井井底流动压力拟合)。 地层压力都折算到基准深度,并对其进行Peaceman校正,以便和有井的网格平均压力进行严格比较。在边界条件处理正确的前提下,拟合全区及单井,能够使全区及局部地区注采平衡(注采关系正确),油藏模型中的压力有一个正确的分布,能使模拟模型的储量与实际油藏的储量一拟合单井含水能保证单井产油量正确,地下水饱和度的分布正确。拟合油井见水时间及见水层位能够保证模型有一个符合实际的层间关系。拟合结油水井产液及吸水能力(与实际相符),可以进一步增加动态预测可信度。 在通常情况下,把上述的这些指标拟合好后(即达到规定的拟合精度),则可得到一个满意的拟合结果。 3.6确定参数的可调范围在进行生产史拟合过程中,如果计算生产动态数据与实际目标数据不匹配,则需要对影响计算目标数据的参数进行修改,这些参数涉及面广,几乎包容了所有与建立油气藏模型有关的参数:储层参数:渗透率,孔隙度、饱和度、储层厚度、相对渗透率、毛管力等;流体参数:粘度、体积系数、压缩系数、凝析油含量;其它数据:表皮系数、污染半径、边界距离等。 在进行历史拟合之前,需要确定参数的可调范围,这是一项重要而细致的工作,应结合油气藏工程知识,收集和分析一切可以利用的资料,对油气藏参数进行综合审查,首先分清哪些参数是确定的,即准确可靠的;哪些参数是不确定的,即不准确可靠的。确定的参数一般可不作修改,对于可修改的不确定参数,则应分析估算其可以调整的范围,即符合工程、物理实际的参数变化区间。 这需要我们对这些参数的来源以及其误差范围有很好的掌握。比如如果模型渗透率分布是通过岩芯孔隙关系得到的,那么渗透率误差较大,允许调整范围可以较大。但如果渗透率是通过结合岩芯分析,测井曲线和试井分析综合得到的,那么渗透率的误差范围较小,可调整范围应该不大。试井得到的井的表皮系数是比较可靠的,如果历史拟合井进行过试井测试,那么表皮系数不应该进行大的调整。如果有大量的岩芯分析和测井曲线解释结果,那么孔隙度数据应该是比较可靠的,其可调整范围应该不大。 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。 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。 初始含水饱和度以及模型的构造,断层分布等数据一般认为是比较可靠的,在历史拟合时作为确定性参数。 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。3.7.历史拟合原则 历史拟合的目的是通过历史拟合真实再现地下油藏动态同时利用数值模拟工具搞清油藏开发状况,理清开发过程存在的问题找出相应的解决办法,因此要本着科学态度尊重油藏客观规律去做历史拟合,历史拟合的工作是没有捷径的,要遵循以下原则有步骤的进行。 拟合过程中要遵守动静态结合分析方法,绝对不能为拟合而拟合,随意修改油藏确定数据,一个好的模型必须是一个合格油藏工程师才能做到的,对油藏地质动态的认识是否准确是拟合的第一关健。 当计算结果和实测的动态参数不相符合时,首先应检查所使用的数学模型是否符合油藏的实际情况。这包括两个方面:一是要分析一下基本渗流方程是否符合油藏实际,这是能否正确进行数值模拟以及历史拟合的基本前提;另一是要分析边界条件和初始条件是否给得合适。 要掌握油层物性参数对所要拟合的动态参数之间的敏感性,了解前者对后者影响的大小,拟合时尽可能挑选较为敏感的油层物性参数进行修正。有时一种物性参数的调整会造成多种动态参数的改变,所以为拟合某一动态参数而调整该项物性参数时,要考虑到对别的动态参数所造成的影响是否合理。要研究所取得的各种油层物性参数的不确定性,应尽可能挑选那些不确定性比较大的物性参数进行调整,对于那些比较可靠的参数则尽可能小调或少调。对于一些不宜于轻易改动的数据在拟合时要采取慎重的态度,在进行历史拟合时要全面分析可能使计算结果和实测数据发生差异的原因,根据以上所述的主要原则,针对油藏的具体地质、开发特征,抓住主要矛盾,才能快速和有效地做好历史拟合工作。 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以后要继续观察油藏的动态变化,并以之前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物性参数还不符合或者不完全符合实际情况,最好能根据新的动态变化资料再次甚至多次进行跟踪模拟拟合,使历史拟合和模拟结果能更好地符合油藏的实际情况。 3.8历史拟合总体步骤 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。 由于目前历史拟合还没有一种通用的成熟方法,经常的做法仍是靠人的经验反复修改参数进行试算,因此油藏模拟过程中历史拟合所花的时间常占相当大部分。为了减少历史拟合所花费的机器时间,要很好地掌握油层静态参数的变化和动态参数变化的相关关系,应积累一定的经验和处理技巧,以尽量减少反复运算的次数。历史拟合包括全油藏的拟合和单井指标的拟合,一般是根据实测的产量数据来拟合以下的主要动态参数: 1、油层平均压力及单井压力。 2、见水时间及含水变化。 3、气油比的变化。 为了拟合这些动态参数,要修改的油层物性参数主要包括:渗透率、孔隙度、流体饱和度、油层厚度、粘度、体积系数、油、水、岩石或综合压缩系数、相对渗透率曲线以及单井完井数据如表皮系数、油层污染程度和井筒存储系数等。由上面可以看出,历史拟合过程所涉及的因素是很多的,特别是多维多相渗流历史的拟合过程,所涉及到的相关因素很多,拟合过程相当复杂。因此,为进行一个成功的拟合,必须掌握正确的拟合原则和方法,通常同时拟合全区和单井的压力、含水和油气比是很低效的,个人认为也是不可能的。按照历史经验把历史拟合过程分解为相对比较容易处理的步骤,一是拟合过程中要遵守油藏动静态结合分析方法,绝对不能为拟合而拟合,随意修改油藏确定数据,一个好的模型必须是一个合格油藏工程师才能做到的,对油藏地质动态的认识是否准确是拟合的第一关健。二是数值模拟原理的关键是物质平衡,这也决定了在历史拟合中第一要素是模型的压力系统的拟合,也就是做历史拟合是首先拟合的是全区地层压力。 三是压力拟合分两步,首先是拟合全区压力,然后拟合单井压力,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。 四是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。再做单井拟合。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。3.9历史拟合经验方法历史拟合数值模拟工作中最费时费力的一个环节,数值模拟的工作量很大一部分是拟合过程中脑力工作,对于不喜欢数模的人历史拟合就是对心脑的折磨,因为拟合中每一项参数修改都是在众多繁杂数据中分析原因后再在模型数据体中人工修改参数,而修改参数不是动一项参数的问题,需要数模人员根据上一次的拟合结果中存在的问题进行全面分析,同时对单井、井组、分层、措施、含水压力调整方法不同,而每一项参数调整都需要在数据体中找到相应时间阶段和相关的网格位置,再根据经验修改一个或多个单元的某一个或多个网格区域(或是描述一个网格通道)的相关参数,同时一口井参数调整又会影响到其他相近井和层的计算结果,所以一个参数的调整会考虑很多因素,对于拟合几十个层的大模型工作量更是巨大,而每一项参数的修改不一定会得到想要的结果,需要反复调整才能达到拟合精度, 归结历史拟合方法,掌握多少技巧方法不重要,关键之处是: 一是多学习油田动静态分析方法,掌握如何将动静态分析方法运用到历史拟合中。 二是通过历史拟合熟悉油藏开发状况,理清开发过程存在的问题并解决实际开发调整中的问题。 三是如何利用数值模拟工具对开发调整进行优化预测,数值模型集成了几乎所有的动静态资料可以节省动态分析人员查找大量资料耗费的时间和精力,提高油藏开发的效率。3.10压力拟合 全区压力水平拟合; 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。 当计算的全区压力水平与实测的存在系统性偏差时; 第一检查油藏模型参数是否正确 毛管压力、岩石压缩系数、参考压力、油水界面等参数正确,第二在保证正确的参数前提下,运行模型初始化检查模型储量是否正确,储量是否关系到模型压力水平,通过调整压缩系数和孔隙体积调整油藏压力水平。如果模拟孔隙度大于实际值太多,对油藏进行扩边,向油藏边缘方向发展,对于断层或者无流动边界取消,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,增加相应部位的渗透率,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)。 第二在不加任何井的情况下让模型空转个10年,看初始化是否正常,检查模型饱和度和压力场是否有变化,保证模型初始是稳定的,如果发现有油水流动说明模型参数定义存在问题,检查模型参数数据。 第三检查液量劈分数据 分时间段检查油水井注入产出数据,看一下是否有注采比不合理的情况,检查油藏亏空是否正确,是否存在井产不够或注不够的情况,如果有进行分析找出数据问题进行修正。 第四检查油藏注采状况 检查边部是否有缺少井位的情况,在建模时一般按照边部水井排外扩半个井距确定模型边界,但有时在井位有偏移情况下,地质建模拉边界时会遗漏边部的油水井造成边部注采不完善引起边部压力异常。 检查油藏边部是否封闭,一般原则上要把断层或水井排作为模型边界以保证油藏内部原油不外流,保持边界压力的稳定,原则上边部水井要定压力模式生产,油井劈分时注意边部井组注采连通状况,按照井组注采状况进行边部油井液量劈分,正常情况下边部油井劈分后劈二分之一给模型,角部油井劈分后劈四分之一给模型。 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。 当计算的全区压力水平与实测基本一致但压力与时间的计算变化形状与实际的不一致时; 检查模型的渗透率属性场,因为油藏中产生压力分布是由于流体流动的结果,这时候着重调整对全区压力影响大的单井的压力,破坏单井压力的因素可以先着手通过修改局部渗流方向,当修改传导率无效时,综合分析局部压力异常产生的其他因素,如单井生产能力、注采是否完善、层间传导率、完井系数、射孔封堵措施数据是否正确、液量劈分数据是否合理等情况,相应地通过调整井附近孔隙体积,注采井之间的连通状况,吸水剖面指数,PI,表皮系数,KH,CCF,纵向连通,吸水剖面等参数完成拟合。单井压力拟合; 全区压力拟合基本满意后,可以进行单井压力拟合。单井压力拟合主要靠修改井局部的渗透率或方向渗透率达到拟合油层平面和纵向非均质性的目的。在进行场参数修改时,为了保证岩石性质的连续性和光滑性,应该是在一个合理的范围,而不是某一个单元网格进行修改。 当渗透率调整已无明显效果时,则需调整井的表皮系数、污染系数、吸水剖面指数,PI,KH,CCF,纵向连通等,这些数据的调整应结合单井的完井方式、措施等情况,单井酸化压裂、化学排水等会对这些参数有大的影响。 全区压力和单井压力拟合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。 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。 当单井措施多,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,这样可以避免在调整压力时破坏含水拟合,反之,含水拟合时,考虑措施拟合可能破坏压力的拟合结果。 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WI,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。 压力拟合技术关键; 最好是先定油藏产量控制(RESV拟合油田和单井压力水平,再定产油控制(ORAT)拟合全区及单井含水,拟合全区压力要分析井组平面注采关系,分析单井平面及纵向连通关系,压力拟合要与单井含水拟合协调进行。 拟合油藏指标有多种途径,历史拟合结果不是唯一的,对不同参数的调整可以达到同样的历史拟合结果,要保证拟合合理的前提下达到压力拟合的精度需要拟合人员具有较丰富动静态分析经验和水平,绝对不能为拟合而拟合,随意修改油藏确定数据。 模型计算压力过大或过小,检查孔隙体积,减小水体,检查储量,气顶大小,参考面压力与深度是否对应,检查液量劈分数据,检查油藏亏空情况,检查注采匹配状况,全油田压力拟合后拟合单井压力,调整井附近孔隙体积,注采井之间的连通状况,吸水剖面指数,井底压力拟合通过调整PI,表皮系数,KH,CCF,纵向连通,吸水剖面实现。 遇到压力拟合不上的情况,要将各种影响因素做全面的分析后再去做参数调整,单独调某一种参数也可以达到拟合精度,但调整模型参数要合理要尊重确定数据要抓住主要矛盾动静态结合分析使拟合结果正确合理。 3.11.含水饱和度拟合 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。所以拟合含水和油气比实质上是拟合饱和度分布,饱和度拟合也分全区拟合和单井拟合两步。 含水饱和度拟合步骤; 检查相渗透率和毛管压力赋值是否合理。 含水率主要是由油水界面位置、毛管压力曲线、相渗曲线,还有就是渗透率的分布是否有高渗通道决定的。含水拟合最敏感的是相渗曲线,含水率一般很难拟合的和其他参数那么完美,首先要保证油藏饱和度分区合理,饱和度分区赋值可以按照单元、沉积相、和网格岩石属性赋值,在赋值时要以取芯井压汞实验数据为准,注意开发初期未水洗的取芯井进行相渗曲线的处理,注意选择项渗束缚水和残余油及相渗曲线的润湿性特征去匹配油藏岩石特征,一般情况下油藏开发初期表现为弱亲油随着开发进程表现为亲水,这个特征对聚驱拟合相渗曲线的调整有一定意义。 检查液量劈分数据 第一检查液量劈分单井数据的产水量是否做了合理的调整,过去劈分液量做法是按照目的层射开地层系数所占合采井全井射开地层系数的比例结合吸水剖面资料初步劈分目的层液量,再根据开发阶段措施类型补孔、压裂、封堵等措施层段地层系数相应增加或扣除这部分地层系数得到目的层液量劈分系数,但是对单井目的层含水指标是按照合采井的含水计算的,一般情况是误差范围内允许的,但有些情况下,井下措施对全井的含水有明显影响时,就一定要考虑具体情况对目的层含水做适当调整,如当对某非目的层高含水层进行封堵后全井含水明显下降,这时候目的层含水变化显然不大,这时候采用全井段含水值给出目的层的产油量显然明显大于其生产能力,那么参照其含水值进行拟合,不仅不合理而且会造成局部其他相关井的压力、含水拟合不上。 解决办法: 一是与区块动态管理人员分析讨论,参照目的层单采井含水值给出目的层合理的含水观测值。 二是利用按照其措施前生产生产指数利用模型预测单井理论含水值。 经验性含水拟合技巧 拟合全区含水如果出现系统性误差,含水过高或过低应该先检查全区压力系统是否正常,其次检查液量模型计算储量和采出程度是否与实际匹配,压力偏高或偏低按照前面压力拟合调整方法去拟合,如果压力、储量、采出程度合理就要反过来看一下模型岩石流体物性参数是否正确。 见水时间及含水上升速度主要取决于相渗曲线,既油藏初始含水饱和度分布、临界含水饱和度,油水两相相对渗透率。 首先,要检查相渗曲线是否平滑,才不至于导致计算含水值过高或过低。 其次,对初期拟合含水偏低的情形,可适当左移水相渗透率曲线(即抬高水相渗透率曲线),对高含水期拟合含水偏低的情形,可适当右移油相渗透率曲线(即抬高油相渗透率曲线)。反之亦然。 正常情况下不提倡修改相渗透率曲线,它会影响油藏整体的油水渗流特性及油藏的储量,但对于油藏某个区域来说,随着油藏开发砂岩的泥质成分被逐渐冲蚀,使油层的渗透性已发生了较大的变化或局部区域产生水体突进(当然这种情况也可以通过调整其传导率来实现对于渗透性的动态变化的描述。)造成油水两相渗透特征发生变化。 另外,无论从岩芯实验或测井曲线得到的束缚水都是有误差的,而且岩芯实验只是局部信息,不确定性很大。 当单井含水过高或过低时,应现分析检查单井的控制模式,按照先拟合单井压力水平后再定产油控制模式拟合含水,如果模型计算油量达不到你设定的油量,那说明模型此时已经受井底压力的控制了,这可能有几方面的原因: a. 参考面的压力太低。(EQUIL b. 渗透率太低。 PERMX,PERMY,PERMZ c.井污染系数太大。 COMPDAT d.油粘度太大。 PVTO? 当模型能够满足你的油量后,如果产水量偏低,可以考虑以下方面: a. 相对渗透率的形状,考虑增加前期水相相对渗透率。(SWFN或SWOF b. 模型渗透率及油水粘度比。? 解决办法:a.分析含水过高或过低的原因,针对性进行调整。b.修改渗透率值改变流体流动方向,可以调整油层局部压力异常,使油水向我们希望的方向流动,增加低压带的渗透率,以达到提高低压带的压力,反之亦然,开发阶段含水分时间段拟合可以用MULTX, MULTY,MULTZ. WPIMULT等关键字调整。 c.利用注示剂判断见水层位及来水方向,在Eclipse模拟软件中提供了一个油水动态追踪的方法,在模型中可以把模型中任意流体定义为一种示踪剂(比如定义一口注水井注入水体为示踪剂X)那么模型可以随时间输出定义流体的流向和流量,如给出一口注水井的注入水会有多少方从不同的油井产出来,这种方法一是可以判断油水井间的注采关系及见水层位,另外可以描述出地下水体循环场,进而判断低效或无效注水循环。渗透率的调整方法 渗透率场具有不确定性,在不含有井的网格单元中,是通过插值法确定的,同时,井点值解释误差较大,所以在历史拟合过程中,考虑动态变化和地层的实际特性进行调整,这是历史拟合中经常使用的主要手段。 在局部地区含水拟合差别较大时,可调整X、Y方向渗透率,以达到在不增加地质储量的条件下,增加或减少流体沿某一方向的流动性,实现含水的拟合。 对于单井单层含水指标过程中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射孔层同时修改。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。a.修改渗透率与沉积特征联系起来。对于河流相沉积,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Ky高,而与河道垂直的东西方向的渗透率Kx低。b.对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。c.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。d.如果油层中存在高渗透条带或压裂产生的裂缝,需要用修改方向渗透率的办法来解决。e.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。这种方法对油井含水影响幅度大,但也往往影油井压力。3.12