CMG简介解析PPT课件

.1，CMG轮廓，2008.4.5，2，油藏数值模拟软件系列，水驱，三次采油，蒸汽驱动，eclipseibworkworkbench，VIP，Utchem，cmgs si-t 黑油模型软件，4，黑油模型特殊功能角网格技术各类型的局部网格密码技术斜断层处理方法不同岩石类型划分方法不同类型的PVT参数划分方法的色度标定技术储层物性时变处理技术天然裂纹和人工压裂模型描述技术。 8种建模技术，5，3次采油软件，6，VIP-Polymer软件的特殊功能，地下粘度保持率的分析技术炮眼剪切粘度损失修正技术跟踪分析和除油效果评价技术多孔介质中的流动性分析技术后续水驱动段塞延迟突破时间研究技术，5个主要技术，7，热采油软件， 8 CMG-STAR热采模拟软件的特殊功能，重油热采水平井筒离散方法蒸汽驱动辅助重力泄漏(SAGD )模拟技术火油层模拟技术常水驱动后期转蒸汽驱动模拟蒸汽温水混采模拟，9，CMG软件的主要功能，CMG公司，10，ECLIPSE软件的主要功能，Schlumberger公司， 11 VIP软件的主要功能，Landmark公司，12，数值模拟数据文件(预处理建模)历史拟合结果分析(后处理)动态预测开发报告，各步骤的目的是什么？ 油藏数值模拟软件(CMG )的应用，13， 整体结构、数据文件解说、输入/输出控制、栅格定义、流体定义、模型输入输出控制、网格划分和油藏参数特征、rock-fluid prop INITIALCONDITIONS，油藏初始条件，NUMERICALCONTROL，RECURRENTDATA，动态数据，整体结构，数据文件解释，数值计算控制，15，输入/输出控制的基本数据、数据文件的说明、1 .模型标题2 .单位： fielddomtriclab3.输入输出参数的设定、16、 GRIDANDRESERVOIRDEFINITION的基本数据，数据文件的说明1 .网格分割2 .网格大小3 .孔、渗透等岩石属性： *CON*KVAR*ALL4.属性修正5 .地块性质6 .岩石可压缩性，17 .网格和模拟模拟区域的选择明确了数模研究的区域，确定了模拟范围，井数、层数和数模时间长的模拟层的划分是纵向网格分割，即确定数模层数和层数的数模考虑的层位和生产层在能够解释问题的前提下，尽量不要使用纵向网格。 由于纵向层数对网格节点数的影响很大，所以层间有较厚的层，必须分离出状况良好的生产层，适当区分，正确描述层内的流体分布。 虽然有一定的中间层，但对于分离不清楚、以大面积连通的层，可以考虑将2层合并处理的分布小的砂体，而且与其他层的埋藏量之差大的层，可以考虑添加到其相邻层，对结果不太影响的层厚的层上上下层之间的连接由垂直渗透率控制，一般有平面渗透率的1/5到1/10、19、网格分割原则、网格分割有网格方向和网格尺寸两个方面。 因为一般模型中考虑的封闭边界，网格边界必须尽可能与封闭的自然边界一致。 例如断层、尖灭、油水边界、井排方向等，可以减少无效网格的数量，并能更准确地描述边界形态。 网格的方向性应该尽可能包括所有的井架和将来可能的加密井架，应该采取完全的标准。 网格的方向必须考虑以下几点：20、网格的方向：流体的流动方向和油藏内的自然电势梯度的方向，对于不同的网格系统，其动态可能不同，特别是在流动度不利的情况下，应注意网格的影响考虑到网格方向与渗透率主轴平行，请尽量减少无效网格的数量。 21、网格尺寸请根据机械能力来选择网格尺寸。网格越小，节点数越多，CPU的需要量越多，费用、时间也越多。 同时，考虑到模型节点能承受的能力，必须使用足够的网格来准确地反映存储结构和参数在空间中的变化规则。 无法用大的网格掩盖其间的变化。 例如，在研究小尖灭、小结构和小砂体、22、流体的运动规律时，必须使用很多网格，以控制和跟踪流体界面的流动。 如果所采用的网格太粗，则网格的彩度变化被平均化，无法描绘流体的变化倾向来避免尺寸的急剧变化，如果相邻的网格的尺寸比小于23，则导致大的截止误差的网格尺寸适合井架，一个网格内有井两口井之间至少有一个空格子井密集区和主要模拟区要适当增加格子数，井的周围通常是密格子，其他地区是疏格子，23、格子编号顺序、格子分区、24、格子编号顺序、x、y、1、7、x、y、z、25、布角网格的示例、和最先进的网格技术，非结构化PEBI网、27、PEBI网的优势可以模拟任何几何形状的油藏。 用用于局部网格加密的k-PEBI网格处理油藏的各向异性加密网格和基础网格自动收敛速度快、稳定性高、误差极小的正交极小加速算法(Orthomin )、28，模拟层划分，纵向江苏油田真12断块E2d23， 网格大小： 2525m，网格数： 6622，平面，30，三维图，31，流定义的基本数据，数据文件解说，1 .分量定义2 .粘温曲线，32，流定义的基本数据，数据，33，INITIALCONDITIONS的基本数据，数据文件的说明，1 .平衡计算2 .直接TempPresSo，Sw，Sg，34，NUMERICALCONTROL的基本数据，数据文件的说明，1 .反复控制2 .时间，RECURRENTDATA的基本数据，数据文件解说，1 .井的定义2 .孔数据3 .动态数据，36，动态数据，37，数值模拟数据文件(预处理建模)历史拟合结果分析(后处理)动态预测开发报告书作.38，1 .历史拟合的概念，39，含水率拟合曲线，累计产油拟合曲线，40，历史拟合的目的，历史拟合的目的是客观认识油田的过去和现状，为开发动态预测奠定基础。历史拟合方法、直接试集法的自动历史拟合，41、历史拟合指标，历史拟合包括全油藏拟合和单井拟合，注意拟合指标包括储量、压力、产量、含水率和石油比，42、帕为了避免参数的修改的任意性，在历史拟合开始之前确定各参数的可调整范围，确定参数的来源是否可靠，确定的参数一般不修改，必须在小范围内修改的不确定的参数可以修改，范围很广具体的应用要根据情况而定。 2、调整参数和调整参数的范围，43，它在任何油田都是不定参数。 这不仅井所说明的渗透率值和核心分析值的误差大，而且井间的渗透率分布也不确定，因此渗透率修正的容许范围宽，能够扩大或缩小到23倍以上。 渗透率、44、孔隙度、有效厚度、油层井解释的有效厚度与核心数据相比，一般高达30%左右，主要钙层和泥质三明治没有完全扣除，因此调整范围为-30%-0%。 油层空隙率的变化范围不大。 因此，空隙率被视为决定参数，可以不变更或变更的范围为3%。45、岩石和流体的压缩系数、流体的压缩系数通过实验测定，变化范围小，被认为是确定的。 也通过实验测量了岩石的压缩系数，由于岩石内的饱和流体和应力状态等的影响有一定的变化范围，与有效厚度相关的非有效部分也有一定的弹性作用，考虑到这一部分的影响，岩石的压缩系数可以扩大2倍。、46、油气PVT的性质，一般认为是决定参数的，具体的情况下也允许适当地修改，必须根据具体的情况来决定。 初始流体饱和度被认为确定了参数，并且允许在窄的范围内根据需要进行修改。 47、相对渗透率曲线是油藏模拟模型网格粗，网格内部存在严重的非均质性，其影响不容忽视。 因为这与均质核的情况不同，所以相对渗透率曲线应视为不定参数。 创建曲线的研究允许适当的修改，即使给出了较好的初始值。48、历史拟合的一般操作方法、数值模拟的第一步是拟合油藏地质储量，地质储量是比较敏感的参数，所以一般报告确定储量，今后的各种开发指标是基于该地质储量。 地质储量有差异时，首先检查输入的参数，是否有大的误差，地质储量，相关参数：饱和度，有效厚度，空隙率，压缩系数等，49，储量，50，进行全区压力拟合时，首先重视压力水平，控制压力拟合压力的变化形状与实测大致一致时，只是压力水平不同，主要调整压缩系数和空隙体积。 如果分析发现注入关系不正确，可以根据注入平衡的原则调整边界井的分割系数，或修正注入井指数。 油井差压过大时，表示全区渗透力过低，可以适当提高相对渗透率的端点值。 压力拟合，51，如下图所示，将岩石的压缩系数扩大到原来的1.5倍即可实现最终拟合。52、压力和时间计算变化的形状与实际不一致时，一般修正模型的渗透率，包括边界流入函数的渗透率，在油藏产生的压力分布是流体流动的结果，因此该结果由达西定律决定，其包含以合计积出现的kkrl (l=o，w k为渗透率Krl为某一相对渗透率)，因此能够修正相对渗透率，在拟合全区压力形状时，重点调整对全区压力有很大影响的单井压力形状。 从、53、上图可以看出，从整个变化趋势来看，拟合压力比观察压力低，但两条曲线大致平行，在典型的埋藏渗透率低的情况下，如果将埋藏渗透率增加到原来的1.5，则可以实现最终拟合。 从、54、上图可以看出，计算压力值低于观察值而持续发散是由于远离典型井的渗透率和给与的空隙率过低的结果，在这种情况下，将油藏渗透率保持一定，将水层的渗透率提高到原来的1.5倍，从而可以实现拟合。 55、单井压力拟合主要调整表皮效应来拟合单井压力动态，有时可以调整井周边的渗透率和方向渗透率。 全区的压力拟合和单井压力拟合没有完全分离，在进行全区压力拟合时也要考虑到单井情况，进行局部修正，着重于对全区压力影响明显的单井压力拟合。 同时，要注意在调整井和井的平面关系的同时，还要考虑单井自身的层间关系，在这种情况下，还可以修改放射的KH (地层系数)。56、含水率拟合最常见的方法是通过修正相对渗透率曲线，调整油水界面和油气界面的位置，同时原油粘度对含水率也有影响。 与压力拟合类似，含水率拟合也分为全区拟合和单井拟合。 含水率拟合，57，如油区的油井开井初期出现水，但实际上看不到水，可能出现水延迟，其主要原因是，相渗透关系的端点值与初始流体饱和度不一致，有必要调整和修正。.58 .调整渗透率的分布和原油粘度，压力分布和单井压力会发生变化，调整相对渗透率曲线，其相流量也会相应地发生变化，必然导致压力变化。 例如，水的相对渗透率曲线下降时，水相的流量减少，因此流动时的压力值必然减少，因此含水率拟合结束后，必须调整压力。 压力、含水率、油气比等已经拟合后，可以动态预测。 日产油，61，日产油，62，日产日注水，63，日产水，64，日产水，65，单井含水真6，66， 只需对数值模拟数据文件(预处理建模)历史拟合结果分析(后处理)动态预测开发报告编制、各步骤的目的、67、拟合结果进行分析，就能确定需要调整的方案。 其分析的主要内容是，在剩馀油的饱和度分布的基础上，分析剩馀油的控制情况和位置，用层间开发指标分析各层的活动情况，研究层内剩馀油的饱和度，寻找水的规律，从剩馀储量分布、水的分布中提供了新的井点，提出了提高各种开采率的方案。 历史拟合结果分析，68，结果分析，油藏数值模拟训练教程，结果分析主要有：1，采油程度比较(或累计采油量) 2，含水率比较3，地层平均压力比较4，剩馀油饱和度、储量等分布图5，年油量比较，69， I油群的原始含油饱和度分布等值线图，70 I油组的剩馀油饱和度分布等值线图，71，可以看出，剩馀油主要集中在以下4个地区，集中在非主力油砂体断层附近和岩性尖灭线附近的局部低渗透部位的注入对应率低的地方，发现剩馀油的位置制作数值模拟数据文件(预处理建模)历史拟合结果分析(后处理)动态预测开发报告，每一步的目的是什么？73、数值模拟研究的最终目的是预测油田未来的动态。 历史拟合结束后，分析了油层的综合开采情况、压力和流体饱和度的分布情况等，总结了过去开发的经验，发现了今后的开发潜力，制定了油田的开发调整方案。 动态预测，74，方案制定，新井合理采油速度合理井网合理注水时机，75，方案保持地层压力如何进行采油调整，保持怎样的