剩余油分布研究方法讲义.ppt

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1、剩余油分布研究方法,2008年5月30日,勘探开发科学研究院,一、概述二、剩余油定性研究三、剩余油半定量研究四、剩余油数值模拟研究,主要内容,一、概述,注水开发油田一旦进入中后期，了解和掌握油藏中剩余油饱和度的宏观和微观的空间分布，确定其剩余储量，剩余的可采储量及可采量的品位，是油藏经营管理决策的重要依据。在油田开发过程中，准确的估算剩余油饱和度及其分布对于估算一次采油和二次采油的可采储量具有重要的意义。对三次采油，ROS更是项目可行性论证和项目执行效果评估的先决条件和基础。,国内主要油田剩余油分布状况,国内主要油田的主力油层大都进入中后期开发阶段，根据产水率划分水淹层等级为四级：油层含水10

2、；弱淹含水在1040%；中淹含水在4080%；强淹含水在80%。国内主要油田含水率在90%以上。水淹程度严重。我国油田的特点：1、陆源沉积为层状油藏，非均质性严重，后续调整潜力大。2、天然能量不足，需注水开发。3、油水粘度比高，高含水期有大量剩余油存在。,1、单井剩余油饱和度测量,单井测量包括岩心分析、回流示踪剂测试、测井和单井不稳定测试。,岩心分析对于剩余油饱和度确定可分为三类：常规取心、压力取心和海绵取心。常规取心：在剩余油饱和度测量中，对取心的要求是当井下岩心样品取到地面后，能使岩心中所含流体保持原状；常规取心技术达不到该要求，因为存在两个问题：一是不能保持岩心压力；二是损失岩心中的流体

3、。压力取心：通过密闭技术在岩心被冷冻处理前，使岩心样品保持在井中压力下。该取心技术的优点是解决了岩心中流体收缩和岩心排油的问题，并且得到的剩余油饱和度精度高，但一般取心收获率低。海绵取心：在常规的岩心筒上加上一个海绵套（海绵套是由多孔亲油聚氨酯海绵制成），岩心中渗出的油被海绵吸入，用来校正含油饱和度。,国内外确定剩余油技术,回流示踪剂测试：将一种原始示踪剂注入测试井中，然后关井，使示踪剂在水中部分水解，并生成次生示踪剂。最后开井生产并监测两种示踪剂的浓度剖面，由两种示踪剂回到井中的时间差来确定剩余油饱和度。测井：是为了提高采收率现场评价，来获取可靠的剩余油饱和度剖面最广泛使用的方法。根据井眼条

4、件，在剩余油饱和度的测量中有两类测井方法：裸眼井测井和套管井测井。裸眼井测井包括电阻率测井、核磁测井、电磁波传播测井和介电常数测井。套管井测井包括脉冲中子俘获测井、碳氧比测井和重力测井。单井不稳定测试：由于油水的相对渗透率是含水饱和度的函数，所以可以用试井方法根据有效渗透率估算剩余油饱和度。,1、单井剩余油饱和度测量,2、井间测量,电阻率法：在油田裸眼井之间通以电流，并测量井间电位来求得地层电阻率。根据电流和电位的测量，用波伊森方程可以得到流体饱和度的分布。井间示踪剂测试：该方法是将两种或多种在油相和水相之间具有不同分配系数的示踪剂注入井中，根据在观察井中所监测到的示踪剂之间分异程度，来确定平

5、均的井间剩余油饱和度。,3、物质平衡法,它提供的是整个储集层初始估算的储量减去已生产的油量所得到的剩余油含量的平均估算。该方法是应用物质平衡方程，来估算初始地下原油储量。,1、用地震技术确定剩余油分布方法2、用测井确定剩余油的方法3、用岩心分析确定水驱剩余油方法4、用示踪剂测试方法确定剩余油饱和度5、用开发地质学方法确定剩余油饱和度6、油藏工程综合分析法研究剩余油7、全油田整体模拟技术确定剩余油分布,确定剩余油分布方法,一、剩余油的宏观分布状况分析定性研究1、调整井水淹状况分析2、产液剖面资料分析二、油藏工程综合分析法研究剩余油半定量研究小层注入采出状况分析小层剩余油半定量研究-水淹图绘制三、

6、油藏数值模拟研究剩余油定量研究,目前常用剩余油研究方法：,一、概述二、剩余油定性研究三、剩余油半定量研究四、剩余油数值模拟研究,主要内容,在储层研究的基础上，利用油藏注水开发过程中的监测资料，如吸水剖面、产出剖面、C/O测井、井温测井等资料，新钻井（调整井、更新井、侧钻井）的水淹层解释等资料，统计小层、砂组、不同沉积微相水淹状况、吸水状况，分析层间潜力层及平面上的潜力部位，为油藏规划设计提供依据。,二、剩余油定性研究,1、调整、侧钻井水淹状况分析 统计近几年所钻调整井、侧钻井的油层水淹情况，分析油藏宏观剩余油分布状况。统计到沙层组、小层及不同沉积微相的水淹状况。,二、剩余油定性研究,2、产液剖

7、面资料分析 统计近期产液剖面测试资料（包括找水），统计各砂层组、小层及不同沉积微相的油层水淹百分数，了解和认识油层动用及开采动态情况。,二、剩余油定性研究,一、概述二、剩余油定性研究三、剩余油半定量研究四、剩余油数值模拟研究,主要内容,利用区块的射孔、采油、注水等各种动静态数据及吸水、产液等测试资料，对每口井进行综合分析，劈分出该井在各时间单元的产油、产水和注入量，结合沉积微相图、渗透率等值图等地质图件，绘制出小层水淹图。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之一,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之一,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之一,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之一,三、

8、剩余油半定量研究 动态综合分析法之一,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之一,通过以上各式，可以计算得到每口油井或水井在各个时间单元的累积产油量、累积产水量和累积注水量，继而可以计算出各时间单元的动用状况。根据油井产液剖面、找水资料，并结合研究人员经验，绘制出区块各时间单元的水淹图。,时间单元水驱动用状况统计表,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之一,胡七南断块时间单元水淹图,在方法一的基础上，运用渗流力学原理分析油层水驱过程，理论性更强。（一）回归油藏工程经验公式，绘制关系图版 根据研究工区内储层发育的几种沉积微相，选取有代表性的岩芯（本区资料不足的，应借用相同沉积环境下其他区块的资料，

9、资料数据相差较大的需对相渗透率数据平均处理）。由岩芯水驱油实验资料，建立不同沉积微相或不同渗透率级别储层的注入倍数与平均含水饱和度、含水饱和度与油水两相流度和、注入倍数与含水、平均含水饱和度与驱油效率等关系。以便求取油层目前含水、驱油效率、采出程度、可采储量和剩余可采储量等油藏开发指标和参数。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,通过岩芯水驱油试验资料，筛选建立关系图版,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,三、剩余油

10、半定量研究 动态综合分析法之二,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,1、划分流动单元注采网块 以开发历史为顺序，按照画水驱控制图的方法划分注采网块，在油藏中部多向受效油井区，可以由水井为中心、油井连线简单处理来划分注采网块；在注采网块的基础上，再进一步细分单井分水网块：两口油井之间，由两个矩形两边交点连线和油井井点连线或矩形框其余边组成的区域，即为某水井该油井方向的分水网块。,（二）划分注采网块,计算水驱波及孔隙体积,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（二）划分流动单元注采网块，计算水驱波及孔隙体积（1）划分流动单元注采网块,三、剩余油半

11、定量研究 动态综合分析法之二,（二）划分流动单元注采网块，计算水驱波及孔隙体积 1、划分流动单元注采网块,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,通过划分注采网块，可以计算出:油藏的水驱控制区 弹性开采区 水驱损失区 未控制区的原始地质储量。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（二）划分流动单元注采网块，计算水驱波及孔隙体积 1、划分流动单元注采网块,新井最大水淹厚度占油层厚度百分数来计算水驱波及厚度系数（Bsh）；注水井的吸水厚度百分数，统计时原则上按历次吸水时的最大吸水厚度统计,或采用注采状况相近网块的水驱厚度波及系数计算。,（二）划分流动单元注采网块，计算水驱波及孔隙体积 2、

12、水驱波及厚度系数统计,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,通过量取注采网块的面积（A），求取网块的平均有效厚度（H）、平均孔隙度（），选取网块内波及厚度系数（Bsh），网块的波及孔隙体积：,（二）划分流动单元注采网块，计算水驱波及孔隙体积 3、计算网块波及孔隙体积,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（三）分配水井注水量，计算注入孔隙体积倍数 1、确定储层吸水的渗透率级差界限 注水井统计出单井中吸水层中最大渗透率与最小渗透率的级差，制作出储层渗透率级差与吸水强度的关系图版，确定储层吸水的渗透率级差界限。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（三）分配水井注水量，计算注入孔隙体

13、积倍数 2、确定储层吸水强度与注水时间的关系 制作出不同渗透率层吸水强度随着注水时间变化的关系图版，客观反映出层间矛盾随着注水开发时间延长不断加大的实际情况。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（三）分配水井注水量，计算注入孔隙体积倍数 3、分配各流动单元网块注水量 根据油水井动态资料，对所有吸水剖面资料、分层测试资料进行鉴定后，两次剖面间根据测试时间，对剖面吸水百分数按注水时间等分插值求，取不同时间流动单元吸水百分数，对于两次剖面间有水井措施时，应根据措施效果酌情考虑；第一次剖面前、最后一次剖面后应用第二个关系图版，求取不同时间流动单元吸水百分数。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析

14、法之二,（三）分配水井注水量，计算注入孔隙体积倍数 4、分配各流动单元网块注水量、求取单方向含水 无吸水剖面井，应综合应用上述两个关系图版，根据各流动单元的KH比例求取不同时间流动单元吸水百分数，按照各流动单元不同时间吸水百分数，逐月分配计算每口注水井各流动单元注水量。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（四）分配各流动单元网块注水量、求取单方向含水 各流动单元单井某油井方向注水量计算：,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,3、分配各流动单元网块注水量、求取单方向含水,二、剩余油分布研究,（四）分配各流动单元网块注水量、求取单方向含水,到某时刻的，当网块累积注水量（）小于 时油井

15、未见水，平均含水饱和度，根据含水饱和度与两相流度和关系曲线、代入上述公式计算出本月的分水量；油井见水后，本月份（t+1）各网块的分水量 计算方法同上，再用前1个月份的 校正本月的注入倍数，然后用 由网块所处的主要沉积微相区的注入倍数与含水率曲线查出本月该注水方向上的含水率，如此逐月计算。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（五）绘制含水分级图（水淹图）1、确定各流动单元井点的含水率由单方向的含水率fwi根据以下公式计算出单井点目前含水：结合油井射孔、堵水、水井调剖等措施前后的油井动态变化校正计算出的目前井点含水值。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,（五）绘制含水分级图（水淹图

16、）2、剩余油监测资料应用 首先，依据油水井动态资料对剩余油监测、新井水淹层解释资料（近期）进行分析鉴别，然后利用资料对上述含水计算结果加以验证和修改。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,5、绘制含水分级图（水淹图）（3）绘制小层水淹图 根据现阶段挖潜的需要一般分为：特强水淹区：fw90%；强水淹区：80%fw90%；中水淹区：60%fw80%；弱水淹区：40%fw60%；基本未水淹区：fw40%。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,5、绘制含水分级图（水淹图）(3）绘制小层水淹图 勾绘含水等值线：以渗流理论和水驱实验结果为基础，由水井逐步向油井画线，主流线含水等值线间距，根据该

17、沉积相区等含水率面无因次位移比例关系来确定，油井未水淹时，计算出该沉积相区现注水量下临界含水时注入倍数下的孔隙体积，然后按上述比例关系画含水等值线，同一等值线向油井的弧度遵循椭圆规则，结合沉积微相的变化，等值线形态应相应变化，两弧线相交处圆滑处理。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,水淹图等值线勾绘示意图,水淹图等值线勾绘示意图,实例,第二种方法与第一中综合分析方法相比，理论性强，剩余油研究结果与实际的符合程度高，单工作量大，操作难度大。,三、剩余油半定量研究 动态综合分析法之二,一、概述二、剩余油定性研究三、剩余油半定量研究四、剩余油数值模拟研究,主要内容,数学模型建立 数值模型建立

18、 计算机模型建立,1、主要内容,四、剩余油数值模拟研究 主要内容和步骤,通过离散化，将连续的偏微分方程组转换成离散的有限差分方程组，再用多种方法将非线性系数线性化，成为线性代数方程组，然后求解线性代数方程组。,即建立一套描述油藏中流体渗流的偏微分方程组，包括初、边值问题。,建立数学模型,建立数值模型,四、剩余油数值模拟研究 主要内容和步骤,建立计算机模型 将资料（静、动态）的输入，以系数矩阵和常数项的形成，多种解法和结果的输出等，编制成计算机程序。数值模拟的关键是计算的精度和速度。由于计算的精度取决于离散的程度，但离散的程度又决定了计算的速度。这是一对矛盾，要根据解决问题的需要而选择离散化程度

19、和计算速度。,四、剩余油数值模拟研究 主要内容和步骤,模型选择 资料输入 灵敏度试验 历史拟合动态预测,2、主要步骤,四、剩余油数值模拟研究 主要内容和步骤,模型选择 根据油藏的实际情况 根据所要解决的问题的要求,举例：对没有活跃边、底水的气藏，选简单的单相气体渗流模型 对常规原油（即不发生反凝析现象的油藏），选黑油模型 常规原油，采用注水开发，且保持PPb，可选用油水两相模型 对凝析气藏、高挥发轻质油藏，选用组分模型 对裂缝油藏，要具体分析（双孔单渗、双孔双渗）对热力驱、化学驱、混相驱等，选用相应的特殊模型,四、剩余油数值模拟研究 主要内容和步骤,资料输入 静态资料（地质静态、流体高压物性、

20、特殊岩心分析、地质储量）动态资料（各生产阶段的生产数据）,四、剩余油数值模拟研究 主要内容和步骤,历史拟合 历史拟合的概念 反问题的多解性,动态预测 预测区块生产动态 对单井，已知日产液，预测压力、饱和度；已知井底流 压，预测产量、压力、饱和度,四、剩余油数值模拟研究 主要内容和步骤,高含水期油藏数值模拟,常规的油藏数值模拟，是从一个油藏(区块)投入开发时开始模拟，一直拟合到目前状况，再进行方案预测优选。对高含水油藏，由于开发历史长、综合调整、措施次数多，地下岩石和流体的物性发生了较大的变化，这给常规模拟工作带来了极大的困难。一方面是历史拟合计算一次所需要的机时非常多，另一方面是常规模拟无法考

21、虑流体和岩石随时间的变化。因此，模拟结果的可信度会大大降低。分阶段模拟就是一种解决上述问题的行之有效的方法。分阶段模拟可将一个长期开发的油藏，按照一定原则划分成几个模拟阶段。,优点1：考虑储层物性变化的分阶段建模,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,沙三中75中期孔隙度等值图,沙三中75后期孔隙度等值图,沙三中75后期渗透率比值等值图,沙三中75中期渗透率比值等值图,划分模拟阶段 将一个长期开发油藏的开发历史时期，按照以下原则划分成几个模拟阶段，再分阶段分别建立地质初始模型和动态模拟模型。划分的方法可以根据重大开发方案调整的时期来划分，如加密井网、调整注采系统等；也可根据开发阶

22、段划分，如产量上升阶段、稳产阶段、产量下降阶段。这样，每个模拟段的模拟时间就会缩短。例如，30年划分成5个阶段，平均每个阶段的模拟时间仅为6年(当然不一定平均划分)。,分阶段建模技术,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,阶段模型的建立a.第一阶段初始模型和动态模拟模型的建立 地质模型是从油藏精细描述的结果中抽取，先建立起第一阶段初始模型和动态模拟模型，这一点与常规模拟是相同的。再进行初始化计算，拟合好储量和压力等指标，进入到第一模拟阶段的历史拟合；通过参数调整，拟合产量、含水、压力等指标，直到拟合结果满意为止。,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,b.第二阶段初

23、始及动态模拟模型的建立 将第一模拟阶段的结果，作为第二阶段建立模型的初始数据。从第一阶段的结果中抽取参数，建立第二阶段初始模拟模型。这个过程中就可以考虑流体、岩石参数(如渗透率、孔隙度及流体粘度)的变化；在使用饱和度、压力参数时，就可以重新参照其他有效方法(如碳氧比测井、取心)解释的较为可靠的参数，调整第二阶段初始模型，从而进入到第二阶段的历史拟合。以下各阶段的初始、动态模拟模型的建立都是在上一阶段的基础上进行，其步骤与第二阶段相同。,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,(1)由于分阶段模拟考虑了岩石、流体的物性变化，分阶段模拟，可以获得常规模拟所不能达到的理想效果，并能充分利

24、用其它可靠手段的解释结果，使得模拟结果更符合生产实际。(2)分阶段模拟方法使模拟计算具有速度快、稳定性好的特点，大大提高了工作效率。,分阶段模拟的优点,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,资料分析对比发现，注水开发后储层都由弱亲水转变为强亲水的特征，表明储层亲水性增强，这也有利于提高原油采收率。,优点2：考虑润湿性变化的数值模拟技术,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,精提高定量化和精确度 细描述内容和尺寸越来越细，即分辨率越来越高 精细数值模拟对高含水油藏，通过进一步精细表征储层非均质性、搞清剩余油分布，经济有效地提高采收率而进行的数值模拟工作。,优点3：精细

25、数值模拟技术,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,非均质地质概念模型法动态综合分析法物质平衡法水驱特征曲线法油藏数值模拟法,优点4：多学科结合的数值模拟技术,四、剩余油数值模拟研究 高含水期油藏数值模拟的特点,（一）假设条件：1、考虑油、气、水三相2、考虑油组分、气组分、水组分三个组分3、气组分在油、气相中要发生质量交换 压力增加时，气组分可溶解在油相中（溶解气）压力降低时，气组分可从油相中分离出来（自由气）4、水相与气、油两相间无质量交换5、考虑毛管力、重力；油、气、水、岩石均可压缩6、油藏温度不变,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,黑油模型数值模拟研究,（二）建立数据文件,

26、网格及模拟层的划分 模拟所需的数据准备 数据文件的建立,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,（三）网格及模拟层的划分,模拟区域的选择 明确数模所研究的区域，确定模拟的范围，井数、层位和数模的时间长短。模拟层的划分 纵向上进行网格划分，也就是确定数模的层位和层数，数模时所考虑的层位与生产层位有较大区别，在划分时应考虑以下几点：,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,在能够说明问题的前提下，尽量少用纵向网格，因为纵向层数对网格节点数影响较大 对层间有较厚隔层，分隔状况良好的生产层位，应适当进行分开划分，以准确描述其层内流体分布；对有一定隔层，但分隔不明显，且大面积连通的层位可考虑将两层合并处理；对分布较

27、小的小砂体，且与其它层位储量差别比较大的小层，可考虑将其平加到其相邻层位上去，这样对结果影响不大 对层位较厚的大层，由于韵律性不同，层内流体分布不同，应将其分开。上下层之间的联系靠垂向渗透率来控制，一般取平面渗透率的1/5到1/10,在划分时应考虑以下几点,网格划分,网格划分包括两个方面，及网格方向及网格尺寸。网格方向应注意考虑以下几点：,因为一般模型都考虑的封闭边界，所以网格边界应尽量与封闭的天然边界一致，如断层、尖灭、油水边界、井排方向等，这样做可以减少无效网格的数目，同时也可以较精确地描述边界形态。,网格方向,网格取向还应考虑：流体流动的方向和油藏内天然势梯度的方向，对于不同的网格系统，

28、其动态可能会不同，尤其在流度比不利的情况下，更应注意网格所造成的影响，也可用数学上的方法来解决。应考虑网格方向与渗透率主轴相平行。应尽量减少无效网格数目。,网格尺寸应考虑：,考虑机器能力，选取网格尺寸。网格越小，节点数越多，CPU所需量越高，费用、时间也就越多，同时还应考虑模型节点所能承受的能力精细油藏模拟时，应使用足够多的网格，使其能准确反映油藏结构和参数在空间中的变化规律，不能以大网格掩盖了其间的变化，如小尖灭、小构造和小砂体。,网格尺寸,在研究流体运动规律时，必须使用较多的网格，以便能够控制和跟踪流体界面的流动。若采用的网格太粗，就会使网格饱和度变化平均化，不能刻划出流体的变化趋势。避免

29、尺寸大小突变，相邻网格尺寸比小于23，否则会带来很大的截断误差。网格尺寸应与井位相适应，保证一个网格内只能有一口井。两口井之间至少有一个空网格。井密集区和主要模拟区应该适当增加网格数目，井周围通常用密网格，其他地区可用稀网格。,（四）模拟所需的数据准备,1、基础数据 2、初始数据 3、运行数据,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,1、基础数据,小层静态数据,小层平面图顶部深度等值图有效厚度等值图渗透率等值图孔隙度等值图,.小层静态数据,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,油层流体性质数据,油、气、水的高压物性资料岩石的压缩系数,注意：输入时最好将PVT数据绘成曲线，以保证输入模型中的PVT曲线光滑

30、,包括：原油的Bop曲线，Uop曲线，Rsop曲线，UoT曲线，此外还有原油的地下密度，地面密度，饱和压力，地面粘度，压缩系数等。气体的Bgp曲线，Ugp曲线，地下地面密度及压缩系数地层水的粘度，矿化度，体积系数和压缩系数,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,岩石和流体的流动性质数据,油水相渗曲线 油气相渗曲线 毛管力曲线,注意：油气相渗曲线资料少，可借用 相渗曲线和毛管力曲线饱和度端点值应匹配 毛管力曲线对纯油区可以忽略，但对过渡带必须考虑,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,2、初始数据,初始（t=0）的压力、含油饱和度分布,.初始压力，压力平衡化算法.初始含油饱和度，直接赋值,四、剩余油数值

31、模拟研究 黑油模型,3、运行数据,运行控制参数 Nmax,Pmin,Pmax,DPMAX,Tmax有关解法迭代控制参数等有关输入输出控制参数,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,输入各生产阶段每口井的生产动态数据,指各生产井及注水井在各个开发时刻的日油量，日水量，含水率，油气比，井底压力，井口压力，日注量等数据，并将这些数据按一定时间步长整理，做成一系列时间卡，按定产条件进行输入，若有的井与其它层位进行合采合注的，应视具体情况进行劈产劈注。对各井进行的措施也应给以考虑，各井射孔位置、日期，补孔记录，压裂堵水记录，大修记录等各项措施记录。,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,测压资料出油剖面、吸水剖

32、面见水日期、层位、来水方向等,其它有关数据,供历史拟合时参考,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,（五）数据文件的建立,将油藏地质模型（即基础数据）、初始数据和有关生产动态数据按软件界面提示输入，即可自动形成模拟所需要的数据文件，在此基础上进行模拟计算,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,（六）历史拟合和动态预测,历史拟合 概念、目的、方法、可调参数、调参原则 历史拟合的操作方法 动态预测,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,1、历史拟合,（1）历史拟合的基本概念,历史拟合就是用已有的油藏参数（如k,h,S等）去计算油田的开发历史，并将其计算的开发指标（如P,fw,Rs等）与油田开发的实际动态相对比

33、，若计算结果与实测结果不一致，则说明对油田的认识还不清楚，输入参数与地下情况不符，必须做适当调整，修改后再进行计算，直到计算结果与实际动态相吻合或在允许的误差范围内为止。这种对油藏动态变化历史进行反复拟合计算的方法，称为历史拟合。,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,（2)历史拟合目的,历史拟合的目的是比较客观地认识油田的过去和现状，为开发动态预测打下基础。,（3)历史拟合方法,直接求解 试凑法 自动历史拟合,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,（4)历史拟合指标,历史拟合包括全油藏的拟合和单井的拟合，拟合的主要指标有：储量、压力、产量、含水率和气油比,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,2、可调参

34、数及调参范围,历史拟合的计算过程存在多解性，不同参数的不同组合会得到相同的计算结果。为了避免参数修改的任意性，在历史拟合开始前必须确定各参数的可调范围，使修正后的地质模型是合理的，可接受的。确定参数可调性需要综合多方面的知识，对数据来源有清楚的了解。,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,参数调整原则,首先判断参数来源是否可靠，确定的参数一般不修改，或只在较小范围内修改；不确定的参数允许修改，可在较大范围内修改,具体应用时应根据实际情况而定,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,孔隙度、渗透率：在拟合过程中允许个别调整。有效厚度：一般已经过多次复算，在实际拟合中，可作为确定参数处理，但由于插值带来一些

35、误差，也允许做一些调整。岩石和流体压缩系数：它们一般变化范围极小，把流体压缩系数作为确定参数处理，但由于岩石内饱和应力的影响，以及于有效厚度相连的非有效部分，也有一定的孔隙和流体在内，在开发过程中，也起了弹性作用。因此，允许岩石压力系数稍有扩大。相对渗透率曲线：由于油藏模拟网格较粗，网格内部存在着严重的非均质，其影响不容忽视，这与均质的岩芯不同，因此，相对渗透率曲线应作为不定参数。给出较好的初值后，仍允许作适当的调整。油气的性质：在拟合过程中，允许作适当的修改。,3、历史拟合的一般操作方法,地质储量 数值模拟的第一步是对油藏的地质储量作出拟合，因为地质储量是一个比较敏感的参数，一般上报储量是确

36、定下来，以后的各种开发指标均以此地质储量为准。如果数模中输入的地质模型不错的话，那么数模所计算出的地质储量应该和油藏描述后所提供的地质储量相一致，因为两者的计算思路是相同的。所以当地质储量有差别时，应先对输入的参数做检查，看是否存在较大误差,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,地层平均压力 地层压力的拟合分为两步，即压力水平和压力形式的拟合。压力水平的拟合是指计算的压力是否存在普遍偏大或普遍偏小的情况，压力形式拟合是指计算出的压力变化规律是否与实际生产动态的压力规律相一致。在一般情况下，都要先对地层的压力水平进行拟合，然后再对地层的压力变化形式进行拟合。,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,含水率

37、 含水率的拟合包括区块综合含水率和单井含水率的拟合。从理论上讲，无论定油量，还是定液量拟合，如果含水率拟合较好，那么产量也不会有问题，但对于高含水期的拟合，含水率相差很小时，产油量和产水量相差也会很大，所以在拟合含水率的同时，也应对累产油、累产水进行拟合。,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,4、历史拟合结果,剩余油饱和度,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,剩余储量丰度,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,数值模拟结果应用 通过对拟合结果的分析，才能确定出需要进行调整的方案。其分析的主要内容是，根据剩余油饱和度分布，分析剩余油的控制状况及所在位置，由层间开发指标分析各层动用状况，对层内剩余油饱和度进行研究，寻找水淹规律，由剩余储量分布，水淹分布提供新的井点，提出各种提高采收率方案。,四、剩余油数值模拟研究 黑油模型,谢谢大家,