油藏数值模拟技术

油藏数值模拟技术与应用常晓平

河南油田勘探开发研究院一、油藏数值模拟技术二、油藏数值模拟的主流软件及发展方向三、实例油藏数值模拟技术与应用（一）基本概念及作用（二）所需的数据及准备方法（三）模型初始化方法（四）生产史拟合技术（五）动态预测技术一、油藏数值模拟技术

油藏数值模拟技术是一门将油田开发重大决策纳入严格科学轨道的关键技术。 从油田投产开始，无论是单井动态，还是整个油田动态，都要进行监测与控制。油藏数值模拟是油田开发最优决策的有效工具，成为油田开发中不可缺少的一项重要工具。

一、油藏数值模拟基本概念模拟→仿真：

油藏数值模拟就是把油藏在三维的空间里分为许多离散的单元，并且模拟油藏及流体在空间及一系列离散的时间步里的发展变化。建立油藏模拟软件，一般包括：（1）质量守恒原理（2）能量守恒原理（3）运动方程（达西定律）（4）状态方程（5）辅助方程（如饱和度方程，毛管力方程等）油藏模拟的作用

1)剩余油分布研究。

2)优化井网、开发层系、井数和井位。

3)选择注水方式。

4)对油藏和流体性质的敏感性进行研究

5)实施方案的可行性评价油藏模拟的基本工作流程数据文件准备初始化计算生产史拟合开发预测结果整理输出每一步的目的？（一）基本概念及作用（二）所需的数据及准备方法（三）模型初始化方法（四）生产史拟合技术（五）动态预测技术一、油藏数值模拟技术所需的数据及其准备方法一、所需数据基本类型：2、PVT及岩石性质数据提供流体的地层体积系数、黏度、密度、气油比、岩石及油水的压缩系数、相对渗透率及界面毛管力曲线。3、初始化数据 提供平衡区，如流体界面、参考深度、压力及毛管力。1、静态油藏描述数据用离散的网格单元构造油藏的一个几何模型。对每一个网格单元提供尺寸、海拔高程、孔隙度及渗透率。4、井数据提供井、完井位置、生产/注入速率、井组及其它数据如表皮系数、井半径及井控制等5、其它：聚合物等。1、网格数据——地质模型等2、PVT分析3、岩心分析4、平衡区数据5、油藏工程方法6、数据文件实例数据准备方法(一)网格的概念(二)网格设计的发展阶段(三)网格的类型及描述方法(四)网格数据的读取顺序(五)各类网格的优缺点网格描述(一)网格的概念及设计方法

1、网格的概念：

2、网格描述的目的:建立能较准确描述油藏特征的地质模型。建立地质模型的网格设计方法：1、选择模型的几何描述(一)网格的概念及设计方法（1）研究区域的大小及形态（2）需要的研究精度（3）所得数据的详细程度（4）断层结构的复杂性（5）断层两边地层的接触关系及属性（6）存在倾斜及下降断层（7）建模的时间限制(一)网格的概念及设计方法3、设计区域网格

1、基于顶面构造。

2、只包含一层。

3、井尽可能位于网格中心

4、断层尽可能位于网格边界

5、边界为不流动边界

6、网格单元的大小及形态的变化随着： （1）井附近的网格一般较小。 （2）水体位置的网格一般较大

(一)网格的概念及设计方法在垂向上网格分层基于：1、可得的层面数据。2、渗透性随深度的变化。3、影响垂向上流动的隔挡：如泥岩夹层的影响程度及范围等。优点：夹层描述精确；弱点：网格多，占用空间大；容易与流量相关的导致不收敛问题优点：网格少，省空间；与流量相关的不收敛问题较少。弱点：垂向上描述较粗，需花较大的功夫调整垂向传导率4、设计分层结构(二)网格设计的发展阶段：网格描述1、块中心2、角点3、PEBI网格技术以块中心粗网格为主网格和数学解法在特殊边界(断层、边界、井周围等)不能满足正交不能模拟复杂地质结构油气藏模拟对象只限于黑油，模拟结果误差较大1、块中心网格：1960-19801510115205101520XY(二)网格设计的发展阶段80年代中期发展了角点网格技术角点网格着重于遵循油藏的几何形态和地质结构特征,但却不满足数学上的正交性.导致油藏构造越复杂,其模拟误差越大2、角点网格：1981-1999Fault(二)网格设计的发展阶段3、PEBI网格：1999——(二)网格设计的发展阶段可模拟任何几何形状的油藏用k-PEBI网格处理油藏的各向异性加密网格与基础网格能够自动耦合收敛速度快稳定性高误差极小正交极小加速算法(Orthomin)更具灵活性3、PEBI网格：1999——网格设计方法的发展阶段(三)网格的类型及描述方法网格描述到目前主要有三种网格类型：

块中心、角点及PEBI网格。网格几何描述块中心网格：给出DX、DY、DZ及深度角点网格：需要指定组成每一个网格的四条坐标线坐标（COORD）及八个角点的深度（ZCORN）块中心网格描述倾斜构造在块中心网格系统，虽然相邻网格的深度错开，但ECLIPSE还是认为其间是相连的，有流动发生。角点网格描述倾斜构造块中心、角点网格的例子水平井PEBI网格直井PEBI网格PEBI网格生产区PEBI网格PEBI网格非结构性PEBI网格PEBI网格非结构性PEBI网格一口注水井两口采油井均质油藏58×18×1断层不封闭运行3年,对比水饱和度分布PEBI网格技术-PEBI网格与角点网格对比

直角网格PEBI网格技术-PEBI网格与角点网格对比

模拟3年后含水饱和度分布角点网格Prod1Prod2Inj1角点网格3年后含水饱和度分布加入断层后所形成的PEBI

网格用SURE-PEBI

模型模拟3年后含水饱和度分布笛卡尔网格读取顺序(一)网格的概念(二)网格设计的发展阶段(三)网格的类型及描述方法(四)网格数据的读取顺序(五)各类网格的优缺点网格描述(六)各类网格的优缺点网格描述网格类型优点缺点块中心简单、正交性好描述断层等误差较大角点描述地层、特别是断层的能力较强较复杂，正交性不好，需借助专用软件生成PEBI描述各类地层的能力强，正交性好。较复杂，需借助专用软件生成1、网格描述2、PVT分析3、岩心分析4、平衡区5、油藏工程方法6、数据文件实例数据准备方法PVT数据

来源于PVT分析，数据以表的方式描述有关参数与压力、温度的关系。数据项：

1、各相的地层体积系数（Bo、Bg、Bw）

2、各相的黏度

3、气油比Rs

和（或）油气比Rv）相态图分析区域A为黑油，该区域或许经过泡点线，并且包含溶解气，但是距离临界点较远DD线：表示接近临界点的流体。这时很难确切的知道流体是液体还是气体，因为流体沿着DD经过临界点时，变成了两相混合物并且不易确定过度区。HH线：非等温过程，如在分离器中时。黑油模拟器严格地说，黑油在地面条件下不包含溶解气。黑油模拟器最好用在远离临界点的单相区域。如果流体的组成变化比较大，就不应该使用黑油模拟器。基本概念黑油模型：

黑油模型是描述含有非挥发组分的黑油和挥发性组分的原油溶解气在油藏中运动规律的数值模型。黑油模型也称低挥发油双组分模型。组分模型：

组分模型是用来研究高挥发性烃类的系统在油气藏中运动规律的数值模型，也成多组分模型。黑油模拟器的适用条件

1、因为凝析及压力降低而释放出来的气体的总量只占总含烃量的很少一部分。

2、由于凝析及压力降低而释放出来气体后，流体的烃组成变化不明显。

3、路径远离临界点。

4、整个过程是等温的。 如果上述条件不能完全满足，则需要使用全组分模拟器。为了保证使用黑油模拟器可以达到足够的精度，油藏流体必须具备下列条件：1、网格描述2、PVT分析3、岩心分析4、平衡区5、油藏工程方法6、数据文件实例数据准备方法来源于SCAL（specialcoreanalysis）分析，数据主要是以表的方式描述属性与饱和度的关系。对于油藏的不同部分，可分用不同的相渗曲线。在每个区域，需要设置最大、最小及临界饱和度值。用于定义过渡带的饱和度。

岩心分析岩石数据岩石数据是特定的岩心分析试验的结果，该数据用于：设置每一流体相的最大、最小饱和度，该值用于定义平衡区的相饱和度。定义过渡带的范围及属性。描述各相在网格块间流动时的动态表现。1、网格描述2、PVT分析3、岩心分析4、平衡区5、油藏工程方法6、数据文件实例数据准备方法

平衡区---概念及作用

在原始状况下，认为在同一个平衡区中的流体的静力学是平衡的。概念：作用：

用于定义油藏初始条件下的每一个网格单元的压力、饱和度值。平衡区---初始平衡计算（一）初始压力计算：原始水分布也可以在PROPS部分中使用SWATINIT定义每个单元的原始含水饱和度值。SW变化相对较为剧烈在。1、网格描述2、PVT分析3、岩心分析4、平衡区5、油藏工程方法数据准备方法网格参数场计算公式单井动态计算公式井流量方程：单井的完井传导率系数：井的压力等值系数：如果有效的井眼半径超过了re的一半，将会出现警告；如果有效的井眼半径超过了re，Twj变成了负值从而导致了错误的结果井的生产指数：（一）基本概念及作用（二）所需的数据及准备方法（三）模型初始化方法（四）生产史拟合技术（五）动态预测技术一、油藏数值模拟技术初始化阶段应完成的主要工作数据查错：

1、文本方式---*.PRT2、OFFICE环境中。储量拟合：

1、油水界面深度检查。

2、油藏每一层边界检查。

3、地质模型检查：

Q=A*H*POR*SO数模软件在初始化时的工作1、软件依次读入及处理各部分数据。在开始读入下部分内容前，必须对本部分各种数据进行一致性检查。只有最后一部分例外，因为该部分数据是时间相关的，因此，总体上初始化时并不读入与处理。2、软件开始运行的第一个任务是为输入的数据分配内存。3、处理模拟网格的几何情况及属性，得到更利于流动计算的三维空隙体积、传导率、单元中部深度及可产生流动的网格间的连接。4、在初始化（initialization）时，计算油藏每一层的静压力剃度，并给每一个网格赋每一相的饱和度值给定初始化数据的方法给定平衡区数据：

平衡区数据被用来初始化饱和度分布、基准深度的压力及压力梯度。用枚举的方式给出每一个单元的初始饱和度及压力。（一）基本概念及作用（二）所需的数据及准备方法（三）模型初始化方法（四）生产史拟合技术（五）动态预测技术一、油藏数值模拟技术生产史拟合修改现有的模拟数据（如渗透率、相渗曲线、井的生产指数等）直到能与观察数据（如压力、产量、含水等）进行合理的对比，这种过程叫做生产史拟合。

生产史拟合

生产史拟合过程也就是一个反复修改参数、反复试算的过程，需要耗费大量的机时和人力。拟合结果的好坏，不但取决于人们对油藏的认识，还取决于油藏工程师的拟合经验和处理技巧。由于油藏地质情况的复杂性及反求参数的多解性，不同的人拟合同一油田，其试算次数和拟合结果可能均不同。为了减少拟合工作的盲目性，有必要了解各项油藏参数与拟合对象的相互关系，同时还应一些拟合经验和处理技巧。生产史拟合

拟合的对象有：压力、流量、油气比、油水比等。生产史拟合的步骤：在油藏的历史拟合中，一般把产量作为已知条件来拟合其它动态参数。拟合步骤为：开始油藏原始平衡状态检查（零流量模拟）拟合井底压力拟合油田平均压力拟合单井压力拟合油田综合含水率拟合单井含水率油藏压力已经拟合好了？结束生产指数控制着单井流量开始下降的时间，对预测单井的动态意义较大。生产史拟合

可以单个的或集体的改变几个参数。通常按下述范围进行修改：

1、岩石数据的修改：

a.渗透率

b.孔隙度

c.厚度

d.饱和度

2、流体数据的修改：

a.压缩性

b.PVT数据

3、相对渗透率数据：

a.相对渗透率曲线的移位b.临界饱和度数据的移位

4、单井完井数据：

a.表皮效应b.井底流动压力。3、可修改的参数生产史拟合

在历史拟合过程中，由于模型参数数量多，可调的自由度很大。为了避免或减少修改参数的随意性，在历史拟合开始时，必须确定模型参数的可调范围，使模型参数的修改在合理的、可接受的范围内，这是历史拟合的原则。4、确定模型参数的可调范围

确定参数的可调范围是一项重要而细致的工作，需要油藏工程师和地质师共同努力，需要收集和分析一切可以利用的资料。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、不可靠的，然后根据情况，确定可调范围。通常只修改不确定的参数，而确定的参数一般不允许修改。确定模型参数的可调范围

一般情况下，认为：（1）孔隙度：如果油层大量岩心分析资料表明，油层部分孔隙度在19％到21％之间，平均为±20％，变化范围不大。则把孔隙度视为确定参数，不做修改，或允许改动范围在±3％。

（2）渗透率：渗透度在任何油田都是不定参数。这不仅是由于测井解释的渗透率值和岩心分析值误差较大，而且根据渗透率的特点，井间的渗透率分布也是不确定的。因此对渗透率的修改，允许范围较大，可放大或缩小2～3倍或更多。确定模型参数的可调范围

（3）岩石与液体的压缩系数：液体的压缩系数是实验测定的，变化范围很小，认为是确定的。而岩石的压缩系数虽然也是实验室测定的，但受岩石内饱和液体和应力状态的影响，有一定变化范围，考虑这部分影响，允许岩石的压缩系数可以扩大一倍。

（4）初始流体饱和度和初始压力：和通常做法一样，认为是确定参数。必要时允许小范围内修改。确定模型参数的可调范围（5）相对渗透率曲线：由于油藏模拟模型的网格粗，网格内部存在严重非均质，其影响不可忽视，这与均质岩心的情况不同。因此相对渗透率曲线应看作是不定参数。在拟曲线的研究中，给出了较好的初始值，但仍允许做适当修改。（6）油气的PVT性质：视为确定参数。

（7）油水界面：在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。生产史拟合---油藏原始平衡状态检查

当油藏未投产时，油藏压力系统处于静止平衡状态，相邻点不应有压力势差；否则会出现流动，打破静态平衡。

生产史拟合---全区及单井压力拟合之一当油藏局部区域出现高压异常与低压异常时： （1）沿高压异常区向低压异常区方向增大渗透率值，可使两类异常区同时得到改善。但修改K值应在渗透率图上成片修改，以保持岩性的连续性。（2）若修改K值效果不佳，则可减少高压异常区储量，增加低压异常区储量。生产史拟合---全区及单井压力拟合之二

当油藏采出大量液体后压力无明显下降，可考虑是否因岩石弹性能量过大所致。可减少岩石压缩系数；当油藏压力下降过快时，也可增加岩石压缩系数加以改善。但此时还应考率到是否是油藏储量偏小所致。若是，则应增加油藏储量。

生产史拟合---含水率拟合一 单元含水率主要受相对渗透率曲线的影响。

油井的见水时间和水驱前缘的拟合比较难以实现。它还受到模型的时间步长和网格密度的限制。 当见水区域或油井含水上升过快时，可以通过调整油相、水相相对渗透率曲线来控制。增大水相临界饱和度值可以减缓见水，而增大Kro/Krw的值可降低含水上升速度。生产史拟合---含水率拟合二在拟合上油藏综合含水率之后，还有必要对某些单井含水率进行拟合。单井含水率的拟合主要通过调整平面上的渗透率场及纵向上的生产指数两个方面来做。生产史拟合——拟合井底流压主要是通过修改生产井的采油指数（包括表皮系数）来实现。流动压力偏小，可增大采油指数；反之，可减小采油指数。生产史拟合岩石数据通常是二维或三维网格矩阵输入值。修改网格数据从不按单个单元来进行，而是在需作必要变化的面积上进行的。1、岩石数据的修改：生产史拟合

多孔岩石内膨胀能量的数量的大小直接与三种流体相的饱和度有关，油层能量的影响表现在几方面：

1.油层压力水平2.产量3.油气比

生产史拟合——流体饱和度的修改当计算中无法保持一定地区给定的产量、进而油层压力降低较严重时，通常这是由于油层中储油量不充足和流入给定位置的流量不够所引起的。这时除了改变孔隙体积可以校正这种情况以外，也可通过提高油饱和度来进行校正。生产史拟合——流体数据的修改

在模拟研究中，流体数据一般是一知的。这些数据包括：

1.地层体积系数2.粘度3.压缩性4.溶解气数据

双河IV下数模研究（一）基本概念及作用（二）所需的数据及准备方法（三）模型初始化方法（四）生产史拟合技术（五）动态预测技术一、油藏数值模拟技术动态预测

动态预测可用来研究预测包括枯竭开采、注水开发、钻加密井等各种方案的效果。预测方法：设置单井的生产目标设置井组的生产目标设定单井的动态控制模式及目标：井底流压井口压力产油率产水率产气率产液率井组产率

压力控制一般用于预测阶段，一般不适用于生产史拟合阶段。在压力控制下，模拟器计算相应的流量；如果计算的流量超过了指定的速率，则会切换回速率控制模式下。示例：一注一采两口井的剖面模型：生产井中的控制在预测阶段自动切换的示例BHP产油量产水量产油/水量压力控制方式控制方式定生产压差求产：经济限制是通过修改生产策略来满足所定的最低经济目标（如产油率、油气比等）的一种方法。当抵达经济限制条件时，根据事先的定义，一系列的措施就会自动实施。以经济极限制为约束求产：采用经济限制可设定：经济限制可应用于：油田/井组产量 GECON井的产量 WECON 层的产量（ratiosonly） CECON下面的措施在计算满足经济限制条件时，可自动实施：关井。关层。打水泥塞。采用经济限制用法说明1用于在需要时自动进行作业及关井。当抵达含水率、GOR、OGR以及流量限制条件时，自动进行作业一旦井、层关闭后，缺省情况下，要一直保持关闭状态可以用WTEST通过周期性测试将井重新打开。采用经济限制用法说明2如果指定了第二含水率限制条件，井可以被再次打开。如果井达到经济限制条件，模拟可以被合法地终止。在井名中可以使用通配符。井组的经济限制设置方法作业方法与WECON一样层段的经济条件限制方法：自动测试开井：通常，井/层关闭后就不再被打开。自动测试用来重新打开原来因无力或经济原因关闭的井自动测试开井：1、井名2、测试间隔时间3、测试当时关闭井的原因及目前的有效性检查

P：物理原因（如BHP、THP）

E：经济原因

G：井组或油田目标限制

D：超过最大的THPC：层的关闭原因4、测试的最大时间步5、重新开井时间，天设置单井的生产目标设置井组的生产目标预测方法：井组控制：用WELSPECS将井放在井组中生产井的产量用GCONPROD关键字注入井的流量用GCONINJE关键字生产井与注入经应该分别放在不同的井组中FIELD永远存在在井组中的井应分别在WCONPROD及WCONINJE中指定控制模式为GRUP。井组控制：井组/油田生产控制，井的生产是以相对于指导速率（guiderate）的比率，该比率服从于他自己的速率及压力限制，指导速率缺省为该井的生产能力。井组控制：亏空补偿（voidage

replacemnet）:如确定注采比（voidagereplacementratio）优先级控制（priority）:定义一个打开井次序的优先级序列，在完成井组或油田目标的前提下，根据需要、按顺序打开不同的井。井组控制：本井组的产量在父井组中占的百分比井组中的生产控制：该井组产量是由子井组及井完成的，其中各井组及井的产量服从各自定义的生产量百分数（GUIDERATES）。在井组目标控制下不在井组目标控制下，以单井控制为准指定井及井组是否处于井组目标控制下：定气油比生产：通过采取定气油比的方式，可以控制日产油量。定气油比生产：备注：如果baseGOR为零或负数，则自动关闭该井的气油比控制。WCONPROD'O1''OPEN''LRAT'3*605*/'O2''OPEN''LRAT'3*755*/'O3''OPEN''LRAT'3*755*/'O4''OPEN''LRAT'3*905*/'O5''OPEN''LRAT'3*605*/'O6''OPEN''LRAT'3*755*//

GCONINJEG1WATERVREP3*1.2/定注采比为1.2/

WCONINJE--'I1''WATER''OPEN''GRUP'150/--'I2''WATER''OPEN''GRUP'150/'I1''WATER''OPEN''GRUP'/'I2''WATER''OPEN''GRUP'//定注采比生产：井组控制示例：井组控制示例：井组注入控制：亏空补偿系数：井组注入量=补偿系数*采液量-注入的其它相。亏空补偿系数被通常用来设定为注采比值。井打开顺序优先级设置：PRIORITY设置确定每口井优先级的计算方法，格式为：：如果A=D=E=F=H=0，B=C=G=1则：P=(Q0+Qw)/Qw,就是说含水率的倒数越高，优先级越高，也即是说，含水率越小的井优先级越高。示例井打开顺序优先级设置：当不用PRIORITY计算优先级时，可用WELPRI逐井定义各自的优先级。WELPRI--12井名优先级号设置在优先级控制下（GCONPRI）的井组目标：油田产油率为10000，以PLAT开头的井组的产液率限制为6000，井按优先级顺序被打开直至达到组产量限制值。井组产气的限制值为20000，如果达到限制值，则对最差的井进行作业措施。示例在动态预测阶段，根据所处的开发阶段、计划采取的开发方式以及研究目的的不同所采取的动态预测方式也有所不同。主要有：定流量求产及定压求产两种预测方式。动态预测工作流程：在sch.inc模块中使用WELSPECS、WCOMPDAT以及WCONPROD/WCONINJE分别定义井位、生产层位及流量（如果需要定义井组的流量，则需使用GCONPROD及GCONINJE来定义）。检查sum.inc文件中是否定义了足够的输出项数模计算数据整理在预测阶段，首先要确定预测控制方式，通常情况下，都是采用定流量求产的方式---即：设定所有井的注采量预测开发效果。单井定义示例：井组定义示例：注采比1.0一、油藏数值模拟技术二、油藏数值模拟的主流软件及发展方向三、实例油藏数值模拟技术与应用油藏数值模拟主流软件系统：1、ECLIPSE2、VIP3、WorkBench4、CMG5、SURE

50年代，开展数值模拟研究。

60年代，气、水两相和三相黑油油藏问题的求解。

70年代，模拟常规递减和保持压力以外的新方法。到80年代，油藏模拟进入商品化阶段：大到一个油公司，小到一个企业普遍使用。在模型上，形成一系列可以处理各种各样复杂问题的模型，如黑油模型、组分模型、热采模型以及各种三次采油用的化学驱模型等。油藏模拟技术的发展过程：

(1)新的网格化技术。

(2)细网格和精细模拟。

(3)开窗技术。

(4)自动历史拟合。

(5)并行算法。

(6)一体化的混合模型。

(7)研究非线性油藏和非线性流体的数值模拟方法。

(8)向着油藏管理模拟系统方向发展。油藏数值模拟技术的发展趋势：一、油藏数值模拟技术二、油藏数值模拟的主流软件及发展方向三、实例油藏数值模拟技术与应用现象：局部压力异常。目标：降低高压区，提高低压区。方法：要实现上述目标，可通过下述一个或几个方法来完成：

1、改变岩石渗透率，使流体从高压带流向低压带。

2、减少高压带得储油量：

3、通过下述的任意方法增加低压带的储油量：

示例1：方法：最可行的方法是使流体从高压区穿过油层流到低压区。渗透率修改前后对比图压力场修改前后对比图：示例2：通过给孔隙度减小一定的比值，比如0.96：孔隙度新=孔隙度原始*比值,由图可见，整体压力水平降低了。现象：整体压力水平太高。示例3：现象：甚至在大量采出流体以后，模型中压力降不明显。原因：岩石压缩性较大，因而使饱和度变化的影响可以忽略不记，从有效压缩性方程就可看出：

Ce=(SoCo+SwCw+SgCg+Cj)/So处理：调整岩石的压缩系数示例4：现象：没有任何注入的和流入的水，模型内含水饱和度出现增加。原因：岩石压缩性太低，引起孔隙空间自由体积的扩大。在模型中，这种自由体积充填着非流动相，通常为水。因此，在水的物质平衡中出现了额外的数量。处理：校正岩石的压缩系数示例5：现象：一个油田一直在生产。并且总油气比与累计产量的关系曲线如图原因：油气比太高，说明Kg/Ko曲线太乐观。处理：要降低这过高的采气量，就要将Kg/Ko曲线从左向右移位，以减小给定流体饱和度下气体流动数量，示例6：现象：情况见图。模型自由气过早开始流动；但曲线具有通常观察到的曲线形状。