油藏數(shù)值模擬歷史擬合與動態(tài)預(yù)測

1、收集歷史動態(tài)資料收集歷史動態(tài)資料判斷資料的準(zhǔn)確性判斷資料的準(zhǔn)確性明確歷史擬合的目的明確歷史擬合的目的建立起初始模型建立起初始模型建立起初始模型建立起初始模型與實(shí)際油田的動態(tài)與實(shí)際油田的動態(tài)歷史進(jìn)行比較歷史進(jìn)行比較合理的擬合結(jié)果合理的擬合結(jié)果參數(shù)調(diào)整參數(shù)調(diào)整歷史擬合歷史擬合判斷參數(shù)修改是否合理判斷參數(shù)修改是否合理不符合不符合符符合合Y在定產(chǎn)情況下，擬合指標(biāo)：在定產(chǎn)情況下，擬合指標(biāo)：實(shí)測油水比（或含水，或?qū)崪y油水比（或含水，或水飽和度）和油氣比；實(shí)測地層壓力，或?qū)崪y的井底水飽和度）和油氣比；實(shí)測地層壓力，或?qū)崪y的井底流壓等流壓等；Y若油井在不變的總采收率或定壓的情況下生產(chǎn)，則擬若油井在不變的總采收

2、率或定壓的情況下生產(chǎn)，則擬合指標(biāo)可能是合指標(biāo)可能是產(chǎn)油量產(chǎn)油量；Y擬合擬合見水時間和見水層位見水時間和見水層位等等；等等；Y擬合擬合分層開采指標(biāo)分層開采指標(biāo)（若有比較可靠的實(shí)測資料）。（若有比較可靠的實(shí)測資料）。擬合指標(biāo)的類型：擬合指標(biāo)的類型：油井的含水和地層壓力油井的含水和地層壓力作為主要指標(biāo)；作為主要指標(biāo)；其次是擬合其次是擬合單井的見水時間、見水層位單井的見水時間、見水層位；最后是最后是生產(chǎn)指數(shù)和注水指數(shù)擬合生產(chǎn)指數(shù)和注水指數(shù)擬合（也即擬合油水井井底流動（也即擬合油水井井底流動壓力）壓力）氣油比氣油比一般不列為主要擬合指標(biāo)：一般不列為主要擬合指標(biāo)：原因是：原因是： 1) 1) 開采過程中基

3、本上保持在飽和壓力以上開采，氣油比開采過程中基本上保持在飽和壓力以上開采，氣油比比較穩(wěn)定；比較穩(wěn)定； 2 2）礦場油氣比測量資料不準(zhǔn)確。）礦場油氣比測量資料不準(zhǔn)確。擬合單井含水?dāng)M合單井含水單井產(chǎn)油量單井產(chǎn)油量地下水飽和度的分布地下水飽和度的分布油井見水時間及見水層位油井見水時間及見水層位符合實(shí)際的層間關(guān)系符合實(shí)際的層間關(guān)系最后一個階段的生產(chǎn)指數(shù)、最后一個階段的生產(chǎn)指數(shù)、吸水指數(shù)擬合吸水指數(shù)擬合油水井產(chǎn)液及吸水能力油水井產(chǎn)液及吸水能力全區(qū)（油田）及單井壓力擬合全區(qū)（油田）及單井壓力擬合注采平衡（注采關(guān)系正確）注采平衡（注采關(guān)系正確）地質(zhì)儲量地質(zhì)儲量 滲透率：滲透率：孔隙度：孔隙度：有效厚度：有效

4、厚度： 油層測井解釋的有效厚度與取芯資料對比，油層測井解釋的有效厚度與取芯資料對比，一般偏高一般偏高3030左右，主要是鈣質(zhì)層和泥質(zhì)夾層左右，主要是鈣質(zhì)層和泥質(zhì)夾層沒有完全扣除，因此可調(diào)范圍為沒有完全扣除，因此可調(diào)范圍為-30%-30%0 0。油層部分孔隙度在油層部分孔隙度在25253030之間，平均為之間，平均為2727，變化范圍不大。因此孔隙度視為確定，變化范圍不大。因此孔隙度視為確定參數(shù)，不做修改，或允許改動范圍在參數(shù)，不做修改，或允許改動范圍在3 3。l流體壓縮系數(shù)是實(shí)驗(yàn)測定的，變化范圍流體壓縮系數(shù)是實(shí)驗(yàn)測定的，變化范圍較小，認(rèn)為是確定的。而巖石壓縮系數(shù)較小，認(rèn)為是確定的。而巖石壓縮系

5、數(shù)雖然也是實(shí)驗(yàn)測定的，但受巖石內(nèi)飽和雖然也是實(shí)驗(yàn)測定的，但受巖石內(nèi)飽和流體和應(yīng)力狀態(tài)等的影響，有一定的變流體和應(yīng)力狀態(tài)等的影響，有一定的變化范圍，而且與有效厚度相連的非有效化范圍，而且與有效厚度相連的非有效部分也有一定彈性作用，考慮這部分的部分也有一定彈性作用，考慮這部分的影響，允許巖石的壓縮系數(shù)可以影響，允許巖石的壓縮系數(shù)可以擴(kuò)大一擴(kuò)大一倍倍。l一般認(rèn)為是確定參數(shù)，在具體情況下也允許作適當(dāng)修改，應(yīng)根據(jù)具體情況而定。l一般認(rèn)為是確定參數(shù)，必要時允許小范圍修改。l由于油藏模擬模型的網(wǎng)格粗，網(wǎng)格內(nèi)部存在嚴(yán)重的非均質(zhì)性，其影響不可忽視，這與均質(zhì)巖心的情況不同，因此相對滲透率曲線應(yīng)看做不定參數(shù)。即使在

6、擬曲線的研究中，給出了較好的初值，但仍允許做適當(dāng)?shù)男薷?。生產(chǎn)指數(shù)生產(chǎn)指數(shù)只做最后一只做最后一個時間步，因?yàn)橹挥袀€時間步，因?yàn)橹挥凶詈笠徊降纳a(chǎn)指數(shù)最后一步的生產(chǎn)指數(shù)對動態(tài)預(yù)測有意義。對動態(tài)預(yù)測有意義。開開 始始油藏原始平衡狀態(tài)檢查油藏原始平衡狀態(tài)檢查( (零流量模擬零流量模擬) )擬合井底壓力擬合井底壓力擬合油田平均壓力擬合油田平均壓力擬合單井壓力擬合單井壓力擬合油田綜合含水率擬合油田綜合含水率檢查油藏壓力擬合情況檢查油藏壓力擬合情況結(jié)束結(jié)束擬合單井含水率擬合單井含水率 1010.51111.51212.51313.514010002000300040005000時間（d）壓力（MP）第一次擬

7、合值實(shí)測值壓縮系數(shù)擴(kuò)大1.5倍如下圖所示，若將巖石的壓縮系數(shù)擴(kuò)大為原如下圖所示，若將巖石的壓縮系數(shù)擴(kuò)大為原來的來的1.5倍將實(shí)現(xiàn)最終擬合。倍將實(shí)現(xiàn)最終擬合。l當(dāng)壓力與時間的計算變化形狀與實(shí)際的不一當(dāng)壓力與時間的計算變化形狀與實(shí)際的不一致時，則普遍地修改模型的致時，則普遍地修改模型的滲透率滲透率，也包括，也包括邊界流入函數(shù)的滲透率，因?yàn)橛筒刂挟a(chǎn)生壓邊界流入函數(shù)的滲透率，因?yàn)橛筒刂挟a(chǎn)生壓力分布是由于流體流動的結(jié)果，這個結(jié)果由力分布是由于流體流動的結(jié)果，這個結(jié)果由達(dá)西定律達(dá)西定律所確定，它包含著總以乘積出現(xiàn)的所確定，它包含著總以乘積出現(xiàn)的KKKKrlrl（l lo o、w w、g g；K K為滲透率

8、；為滲透率；K Krlrl 為某項相為某項相對滲透率）對滲透率）因此同時也可修改因此同時也可修改相對滲透率相對滲透率，在擬合全區(qū)壓力形狀時，著重調(diào)整對全區(qū)壓在擬合全區(qū)壓力形狀時，著重調(diào)整對全區(qū)壓力影響大的單井的壓力形狀。力影響大的單井的壓力形狀。 從上圖中可以看出，從整個變化趨勢上看，擬合壓力從上圖中可以看出，從整個變化趨勢上看，擬合壓力低于觀察壓力，但兩條曲線幾乎平行，這是典型的油藏滲低于觀察壓力，但兩條曲線幾乎平行，這是典型的油藏滲透率給低了的情況，若將油藏透率給低了的情況，若將油藏滲透率增加為原來的滲透率增加為原來的1.51.5，則可以實(shí)現(xiàn)最終擬合。則可以實(shí)現(xiàn)最終擬合。 從上圖中可以看出

9、，計算壓力值低于觀察值且繼續(xù)發(fā)從上圖中可以看出，計算壓力值低于觀察值且繼續(xù)發(fā)散，這是典型的由于遠(yuǎn)離井區(qū)的滲透率和孔隙度給定的過散，這是典型的由于遠(yuǎn)離井區(qū)的滲透率和孔隙度給定的過低造成的結(jié)果，在此情況下可保持低造成的結(jié)果，在此情況下可保持油藏滲透率不變油藏滲透率不變，將，將水水層的滲透率提高到原來的層的滲透率提高到原來的1.51.5倍倍，就可以實(shí)現(xiàn)擬合。，就可以實(shí)現(xiàn)擬合。l單井的壓力擬合主要調(diào)整單井的壓力擬合主要調(diào)整表皮效應(yīng)表皮效應(yīng)達(dá)到對單達(dá)到對單井壓力動態(tài)的擬合，有時也可調(diào)整井壓力動態(tài)的擬合，有時也可調(diào)整井周圍地井周圍地區(qū)的滲透率或方向滲透率區(qū)的滲透率或方向滲透率。l全區(qū)壓力擬合與單井壓力擬合

10、不是截然分開全區(qū)壓力擬合與單井壓力擬合不是截然分開的，在進(jìn)行全局壓力擬合時也考慮單井情況，的，在進(jìn)行全局壓力擬合時也考慮單井情況，附帶做局部修改，并著重那些對全區(qū)壓力影附帶做局部修改，并著重那些對全區(qū)壓力影響很明顯的單井的壓力擬合。同時還應(yīng)注意響很明顯的單井的壓力擬合。同時還應(yīng)注意在調(diào)整井與井之間平面關(guān)系的同時，也考慮在調(diào)整井與井之間平面關(guān)系的同時，也考慮單井本身的層間關(guān)系，這時還可以修改射開單井本身的層間關(guān)系，這時還可以修改射開的的KH（地層系數(shù)）（地層系數(shù)）。l含水率擬合最常用的方法是修改相對滲透率曲線，有時也調(diào)整油水界面和油氣界面的位置，同時原油的粘度對含水率也有一定的影響。l與壓力擬合

11、類似，含水率擬合也要分為全區(qū)擬合和單井?dāng)M合。l例如位于油區(qū)的油井開井例如位于油區(qū)的油井開井初期見水初期見水，而實(shí)際情況并，而實(shí)際情況并沒有見水，有時出現(xiàn)見沒有見水，有時出現(xiàn)見水滯后水滯后，其主要原因可能是：，其主要原因可能是：相滲關(guān)系的端點(diǎn)值與初始流體飽和度不匹配，需要相滲關(guān)系的端點(diǎn)值與初始流體飽和度不匹配，需要進(jìn)行調(diào)整和修正。進(jìn)行調(diào)整和修正。見水過早見水過早見水滯后見水滯后水相相對滲透率曲線調(diào)整水相相對滲透率曲線調(diào)整l調(diào)整滲透率的分布或原油粘度后，壓力分布和調(diào)整滲透率的分布或原油粘度后，壓力分布和單井壓力都發(fā)生變化，當(dāng)調(diào)整相對滲透率曲線單井壓力都發(fā)生變化，當(dāng)調(diào)整相對滲透率曲線時，由于該相流量

12、也隨之發(fā)生相應(yīng)的改變，必時，由于該相流量也隨之發(fā)生相應(yīng)的改變，必然導(dǎo)致壓力變化，例如當(dāng)水的相對滲透率曲線然導(dǎo)致壓力變化，例如當(dāng)水的相對滲透率曲線下移時，由于水相的流量減少，必然導(dǎo)致流動下移時，由于水相的流量減少，必然導(dǎo)致流動時壓力值減少，所以在含水率擬合好后，必須時壓力值減少，所以在含水率擬合好后，必須再對壓力進(jìn)行必要的調(diào)整。再對壓力進(jìn)行必要的調(diào)整。l壓力、含水率、氣油比等都已經(jīng)擬合好后就可壓力、含水率、氣油比等都已經(jīng)擬合好后就可以進(jìn)行動態(tài)預(yù)測了。以進(jìn)行動態(tài)預(yù)測了。 進(jìn)行數(shù)值模擬研究的最終目的都是為了對油田未來的動態(tài)進(jìn)行預(yù)測。歷史擬合結(jié)束之后通過分析油層綜合開采狀況、壓力與流體飽和度分布狀況等，總結(jié)以往開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)今后的開發(fā)潛力，并制定出油田的開發(fā)調(diào)整方案。油田開發(fā)調(diào)整的三種類型：油田開發(fā)調(diào)整的三種類型：1 1）立足現(xiàn)有井網(wǎng)層