數(shù)值模擬技術(shù)

1、數(shù)值模擬技術(shù)一、技術(shù)原理及主要技術(shù)內(nèi)容數(shù)值模擬技術(shù)是通過對不同油層條件、井網(wǎng)、注水方式等條件 模擬油氣藏中流體的滲流過程，它是目前定量研究剩余油分布的重要手段。所謂精細模擬技 術(shù)，是指其模擬結(jié)果能夠給出典型單砂層（或每個單砂層）各項開發(fā)指標的模擬技術(shù)。一般 應(yīng)用于高含水期地下剩余油分布規(guī)律的預(yù)測。數(shù)值模擬一般采用分段模擬方法，按常規(guī)方法 建立第一階段靜態(tài)、動態(tài)數(shù)模模型進行模擬。將第一模擬階段模擬結(jié)果作為下一階段模型建 立的靜態(tài)數(shù)據(jù)基礎(chǔ)，充分考慮流體（粘度、飽和度等）、巖石參數(shù)（如滲透率、孔隙度）的 變化；在使用飽和度、壓力等參數(shù)時，可以重新按階段參照其他有效方法（如碳氧比測井、 取心）解釋的較

2、為可靠的參數(shù)，調(diào)整并建立第二階段初始模型。第二階段初始模擬模型階段 的劃分可根據(jù)油田生產(chǎn)歷史的四個含水級別確定，即低、中、高、特高含水階段。（一）高 含水精細數(shù)值模擬理論針對高含水期油田特點，已有許多專家、學(xué)者提出了精細油藏數(shù)值模 擬的概念，但一般是整體網(wǎng)格細化。這里從實際需要出發(fā)，針對高含水數(shù)模提出時空精細模 擬方法。1.時間段精細劃分由于受到計算量和分析數(shù)據(jù)量的限制，常規(guī)數(shù)模往往是時間段 跨度較大，如，半年一個時間段，而且一般是均勻劃分模擬時間段。油田進入高含水期后， 由于措施的調(diào)整次數(shù)增多，實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)相對準確，為取得更好的結(jié)果，應(yīng)從投產(chǎn)開始，逐 年、逐模擬階段“加細”時間段，到高含水期

3、，特別是擬合最終之前的一、兩年，時間段達到 最精細，可以精細到一個月或更短。2.模擬空間精細劃分網(wǎng)格平面分布。常規(guī)數(shù)模一般是 在井網(wǎng)密集部位配以細網(wǎng)格，而井網(wǎng)較稀疏部位配以粗網(wǎng)格。但高含水數(shù)模目的主要是為挖 潛而進行調(diào)整方案設(shè)計，因此，籠統(tǒng)地將網(wǎng)格劃細，不一定能取得理想效果。應(yīng)有重點、有 目的地研究挖潛部位。由于高含水期油田的潛力分布重點在砂體邊緣、斷層附近、注采系統(tǒng) 不完善等部位，根據(jù)數(shù)模的目的，可通過宏觀分析，確定這些部位劃分為細網(wǎng)格，對已經(jīng)認 識較清楚的部位配以較粗網(wǎng)格。網(wǎng)格縱向分布。油藏精細描述將油藏縱向劃分為很細的小層 （簡稱描述層），這些小層往往是比實際生產(chǎn)層細得多。如果數(shù)模直接按

4、照這些小層作為模 擬層，模擬結(jié)果很難用實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)檢驗。為提高模擬效率，可以先按實際生產(chǎn)層劃分模擬 層（即合并一些描述層），進行第一輪模擬，與實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)擬合，達到滿意效果后，再重 新按描述層建立縱向精細模擬層進行第二輪數(shù)模。這種方法在河口義118數(shù)模中得到應(yīng)用， 效果理想。3.靜態(tài)調(diào)參常規(guī)數(shù)模為擬合而大量、大幅度地修改靜態(tài)參數(shù)，有些參數(shù)的修改 范圍已達23倍。而高含水期數(shù)模不同的是：一方面，由于油藏描述（包括構(gòu)造、沉積相、 測井解釋、三維建模）已經(jīng)做得很精細、比較完善，對靜態(tài)數(shù)據(jù)盡量不去改變，以免將前期 的地質(zhì)模型弄得面目全非。另一方面，為了做些敏感性分析，或當某些重要參數(shù)無法擬合時， 可以

5、用試驗的方式對靜態(tài)參數(shù)做較大調(diào)整，通過多方面核實驗證，修改地質(zhì)模型。如在坨七 斷塊10砂組的油藏數(shù)值模擬（以下簡稱“坨七10數(shù)?！保┲?，通過動態(tài)資料分析和調(diào)參試驗， 確認了該塊主體部位內(nèi)部的斷層不封閉。從而從數(shù)模角度修正了地質(zhì)解釋的結(jié)果。4、動態(tài) 調(diào)參（1）傳導(dǎo)率的動態(tài)修改由于滲透率的不確定性程度高，尤其是高含水期的變化較大， 規(guī)律難以搞清，因此，可調(diào)范圍較大，但應(yīng)主要體現(xiàn)在對動態(tài)模型的修改，因此用調(diào)整傳導(dǎo) 率來反映滲透率的變化是可行的，可以通過分析沉積相分布圖、注采對應(yīng)關(guān)系等資料進行調(diào) 整。（2）水量的修改?？紤]注入水進油層外砂層或計量不準，可適當修改注水量，但一定要 在分析確認的基礎(chǔ)上調(diào)整

6、，其中要特別注意措施的影響效果。另外還可對相滲曲線、高壓物 性等參數(shù)進行動態(tài)修改。5.方案調(diào)整措施對數(shù)模的影響為保證調(diào)參的合理性，必須對實際 生產(chǎn)動態(tài)資料進行多方面的分析、統(tǒng)計。例如，產(chǎn)量構(gòu)成曲線的分析，措施總體效果的評價， 綜合生產(chǎn)曲線中拐點或不光滑段產(chǎn)生的原因及結(jié)果。并對增產(chǎn)量、增注量、壓力、含水等數(shù) 據(jù)的變化進行分析，使得調(diào)參時有正確的指導(dǎo)思想，也可以采用油藏工程中措施效果分析方法，包括數(shù)理統(tǒng)計法、解析法等達到這一目的。（二）油藏數(shù)值模擬的一般步驟美國的VIP 是一個比較常用的數(shù)模軟件，可以適用于各種類型的油藏的數(shù)值模擬。用其進行高含水期本 區(qū)剩余油分布規(guī)律模擬的主要步驟如下：1.選取數(shù)

7、值模型（1）油藏和流體的物性常數(shù)：包 括水的粘度。水的體積系數(shù)以及水和巖石的壓縮系數(shù)等。（2）平衡區(qū)物性常數(shù)：包括原始油 藏壓力、原始飽和壓力以及油水界面、油氣界面等。（3）特殊巖心分析數(shù)據(jù)：模型要求油、 水相對滲透率曲線和油、氣相對滲透率曲線以及相應(yīng)的毛管壓力數(shù)據(jù)，而三相中油相的相對 滲透率由模型根據(jù)STONE公式計算。高壓PVT數(shù)據(jù)：包括溶解油氣比、油的體積系數(shù)、 油的粘度以及天然氣的密度、粘度、壓縮系數(shù)隨壓力變化曲線等。油藏地質(zhì)描述：包括油藏 深度、厚度以及孔隙度、滲透率、壓力、飽和度的分布情況等。生產(chǎn)數(shù)據(jù)：包括井位、類型、 作業(yè)情況、產(chǎn)注量和壓力歷史等。2.建立模型建立數(shù)值模擬模型是決

8、定歷史擬合及動態(tài)預(yù) 測成敗的關(guān)鍵。建立油藏模型時不可避免地要對實際油藏迸行必要的簡化，同時又要能代表 實際油藏的特征，所建的模型既要適應(yīng)歷史擬合的需要，又要考慮到將來可能發(fā)生的情況以 適應(yīng)動態(tài)預(yù)測的要求。3.準備數(shù)據(jù)（1）油藏地質(zhì)描述；（2）抽藏及流體物性參數(shù)；（3）平 衡區(qū)數(shù)據(jù)；（4）相對滲透率數(shù)據(jù)；（5）PVT性質(zhì)數(shù)據(jù)；（6）歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)。4.歷史擬合歷 史擬合的目的，就是應(yīng)用己有的實際動態(tài)數(shù)據(jù)，對模型加以修改和調(diào)整，使之產(chǎn)生的動態(tài)與 實際動態(tài)一致。這樣，應(yīng)用模擬模型預(yù)測的未來動態(tài)才能比較可靠。5.剩余油分布模型根 據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果建立油層的剩余油分布模型。二、技術(shù)性能根據(jù)完整的模擬預(yù)測

9、，油田 總的最終采收率（GUR）最低可以達到45%，最高可以達到55%。這說明，通過實施適當?shù)?注水計劃可使采收率增加10%。多學(xué)科綜合方法有助于了解3D地震解釋確定的小斷層的連 通性，審查制定的油藏開發(fā)方案，對注水和鉆井計劃做必要的修改。這種審查至少節(jié)省數(shù)口 井的鉆井費用。該項研究還有助于適當?shù)刂贫▽須馀e及其他采油設(shè)備的布井計劃。在該項 研究中識別出了合適的注水候選井。這樣做的效果是壓力和產(chǎn)量遞減趨勢已經(jīng)扭轉(zhuǎn)。三、數(shù) 值模擬方法在油田的應(yīng)用勝二區(qū)沙二段8單元的數(shù)值模擬勝二區(qū)沙二段8單元是以湖泊三角 洲平原前緣河口壩沉積為主的中滲透弱親水砂巖油藏。儲層具有以下特點:油層物性較好， 但非均質(zhì)性

10、嚴重;原油物性在平面上分布差異較大;地飽壓差大，有較活躍的邊水能量。 該開發(fā)單元自1966年投入注水開發(fā)以來，大致經(jīng)歷了三個開發(fā)階段：1966年到1978年為 中低含水開發(fā)期，綜合含水小于60%，建成了高效開發(fā)的獨立井網(wǎng)，年產(chǎn)能力50萬t； 1979 年到1989年為中高含水期，綜合含水60%90%； 1990年至今，該開發(fā)單元全面進入特高 含水期，綜合含水大于90%。目前儲層開發(fā)存在的主要問題是注采井網(wǎng)不完善，儲量控制 程度低，對含油潛力認識不夠清楚。在縱向上，該開發(fā)單元共分11個沉積時間單元，根據(jù) 各個時間單元的儲量和各時間單元間的隔層分布狀況，并根據(jù)網(wǎng)格粗化原則，將11個沉積 時間單元劃

11、分為8個數(shù)模層位。由于注水開發(fā)歷史比較長，地下儲層物性和原油物性發(fā)生了 較大變化，根據(jù)油藏描述結(jié)果，把隨開發(fā)時間變化的地質(zhì)靜態(tài)模型簡化成3個不同開發(fā)階段 的地質(zhì)靜態(tài)模型，各小層的滲透率在各時期的平均變化列于表1。從滲透率變化的統(tǒng)計結(jié)果看，有的區(qū)域滲透率略有減小，但大部分區(qū)域由于注入水的沖刷等作用，其滲透率增加 幅度較大。表1不同開發(fā)時期滲透率變化8單元儲層中的流體物性參數(shù)如下：原油壓縮系 數(shù)為6.14x10-4Mpa-1，地層水壓縮系數(shù)為1.0 x10-4 Mpa-1，巖石壓縮系數(shù)為3.6x10-5 Mpa-1， 原油密度為0.919g/cm3,原油體積系數(shù)為1.115。由于長期進行注水開發(fā)，

12、注入水對原油的 水化作用及地層壓力發(fā)生變化等原因，原油中輕質(zhì)組分優(yōu)先驅(qū)出，較稠的重組分含量增加， 使原油粘度和密度變大。同時由于長期注水，地層溫度會下降，原油粘度也會升高。不同開 發(fā)時期地層中原油的物性見表3。在生產(chǎn)歷史擬合中，采用了固定生產(chǎn)井產(chǎn)液量和注水井注 水量，擬合區(qū)塊累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)水量等綜合開發(fā)指標和單井開發(fā)指標。由于地質(zhì)模型隨 開發(fā)階段變化，需要考慮不同含水階段地質(zhì)模型的差異，所以，在擬合中采用分階段擬合方 法。各階段單元主要生產(chǎn)指標擬合情況列于表2, 8單元綜合含水率、平均地層壓力和累積產(chǎn)油量擬合曲線見圖13。從中看出擬合程度比較高。表2各開發(fā)階段生產(chǎn)指標擬合由于 注入水對巖石

13、的沖刷作用，地層滲透率將會增大，而粘土膨脹作用和壓實作用會使地層滲透 率降低，因而地層中滲透率的變化有增有減，從而影響注入水在地層中的分布及最終采收率。 在8單元儲層的開發(fā)階段，考慮滲透率變化時，采收率為36.53%，剩余油開采年限為16 a； 不考慮滲透率變化時，前者為36.80%，后者為17 a。另外，8單元在開采過程中，原油的 物性（密度、粘度等）變化較大，這將直接影響油田的開發(fā)效果和原油采收率。考慮原油物 性變化時，采收率為36.53%，剩余油開采年限為16 a ；不考慮原油物性變化時，采收率為 41.50%，剩余油開采年限為22a。由此可以看出，對于經(jīng)歷較長時間注水開發(fā)的油田，在 進

14、行油藏數(shù)值模擬研究時，要考慮儲層和原油物性隨不同開發(fā)階段變化的影響；否則，得到 的剩余油分布和預(yù)測的采收率誤差較大。在考慮儲層和原油物性變化的情況下，對8單元剩 余油分布進行了數(shù)值模擬，表3列出了 8單元在不同開發(fā)階段水淹程度分布狀況。從中低含 水開發(fā)階段到目表38單元不同開發(fā)階段水淹程度所占面積比率（%）前特高含水階段，含水率低于60%的水淹面積比率從60.25%下降至7.81%，而含水率高于90%的水淹面積從 6.32%急劇上升到65.84%。含水率高于90%的嚴重水淹區(qū)的儲量占61%，隨著水淹程度不 斷增加，進入嚴重水淹區(qū)的剩余儲量不斷增加，這將給注水開發(fā)帶來嚴重的不利影響。8單 元各小

15、層剩余儲量豐度（萬t/km2）分布見圖4。綜合分析8單元的數(shù)模結(jié)果，目前剩余油 分布主要受以下因素控制。（1）斷層邊界。受封閉邊界影響，斷層附近剩余油飽和度較高， 尤以北部9號斷層附近最高。（2）儲層物性。在部分主力層內(nèi)，靠近尖滅邊界區(qū)域其滲透性 變小，油變稠，沒有注入水波及，剩余油飽和度較高。（3）油水過渡帶。（4）井間平面非均 質(zhì)性。由于平面上的非均質(zhì)性，注采井網(wǎng)的注采關(guān)系并不平衡，在井間存在部分剩余油。（5） 層內(nèi)縱向非均質(zhì)性。對于部分較厚的主力油層，受沉積韻律和油水重力分異的影響，油層底 部水淹比較嚴重，而上部剩余油較多。根據(jù)8單元精細數(shù)值模擬結(jié)果和剩余油分布規(guī)律，以 及對目前開發(fā)狀況

16、的分析，設(shè)計了以加密井網(wǎng)等多種措施的綜合調(diào)整方案。在調(diào)整方案中加 密油井6 口，水井3 口，其中23108油井已投入生產(chǎn)，日產(chǎn)液量42m3，含水率89%。而采 用數(shù)模方法預(yù)測該井日產(chǎn)液量50m3,含水率90.4%。從預(yù)測結(jié)果與實際情況對比看出，數(shù) 模結(jié)果以及對剩余油分布的分析是比較可靠的。東濮凹陷胡狀集油田胡十二塊油藏的精細油 藏數(shù)值模擬圖5為根據(jù)油藏數(shù)值模擬結(jié)果建立的沙三中6-6小層的剩余油分布模型。由圖可 知，該小層剩余油分布相對集中，僅在其構(gòu)造頂部有一狹長的、面積很小的剩余油分布帶。 以東模凹陷胡狀集油田胡十二塊油藏為解剖對象，探索了一套高含水期剩余油分布的多學(xué)科 研究方法。以儲層地質(zhì)學(xué)

17、、地質(zhì)統(tǒng)計學(xué)和油藏工程等為理論基礎(chǔ)，采取由點到面、靜動結(jié)合、 多學(xué)科協(xié)同的研究方法，應(yīng)用虛擬井預(yù)測方法研究了單井剩余油分布特征，分微相建立了不 同的水淹模式；根據(jù)正演井間分形克里格方法建立的非均質(zhì)概念模型與示蹤劑方法的有機結(jié) 合很好地指示了井間剩余油分布情況；應(yīng)用動態(tài)綜合分析法、物質(zhì)平衡法、水驅(qū)特征曲線法 以及油藏數(shù)值模擬技術(shù)等從不同的側(cè)面研究了本區(qū)的剩余油分布規(guī)律。五、研究進展情況高 含水期地下剩余油分布呈現(xiàn)普遍性、多樣性和復(fù)雜性。普遍性表現(xiàn)在不同層組，不同沉積成 因的儲層中都普遍存在剩余油；多樣性一方面表現(xiàn)其存在形式既包含水淹層，又包括水淹層 內(nèi)的未水淹段以及水淹區(qū)、段的低含水飽和度部位，

18、另一方面表現(xiàn)在成因類型的多種多樣； 復(fù)雜性表現(xiàn)在剩余油已呈分散狀態(tài)，它們在層間、平面和層內(nèi)與高含水部位的接觸關(guān)系十分 復(fù)雜。非均質(zhì)多油層油田注水開發(fā)時，由于油層存在層間、平面、層內(nèi)三大差異，導(dǎo)致注入 水在各油層、各方向不均勻，使油水關(guān)系復(fù)雜化，影響油田的開發(fā)效果，這就是所說的注水 開發(fā)油田的三大矛盾一一層間矛盾、平面矛盾及層內(nèi)矛盾。為了最大限度地降低含水，穩(wěn)定 采油量或減少遞減，改善油田的開發(fā)經(jīng)濟效益，提高最終采收率，急需對高含水期油田進行 更為深入的研究。油藏數(shù)值模擬（以下簡稱常規(guī)數(shù)?！保τ诟闱迨Ｓ嘤头植?、措施的合理 配置、方案的綜合設(shè)計有著不可替代的作用。近十年已有飛速發(fā)展，隨著油藏精細描述的進 一步深入和油藏模擬并行軟件系統(tǒng)投入