油藏數值模擬上機實踐報告

PAGEword文檔可自由復制I編輯目錄一前言 11.1上機實踐的目的及要求 11.2主要完成的實踐內容 1二油藏特征分析 22.1儲層物性特征 22.2流體物性特征 22.3儲層巖石滲流特征 42.4流體性質數據 4三模擬方法及參數 53.1模擬區(qū)域的確定 53.2模擬網格的劃分 53.3模擬井網的設計 53.4模擬模型的建立 5四模擬結果展示及分析 74.1利用天然能量開發(fā)對比研究 74.2不同井網開發(fā)對比研究 94.3不同注采比模擬對比研究 104.4不同采油速度模擬對比研究 124.5考慮儲層孔滲分布規(guī)律的模擬對比研究 144.6不同水驅油階段流體飽和度分布 16五結論及建議 22參考文獻 22word文檔可自由復制I編輯油藏數值模擬上機實踐報告油藏數值模擬是應用已有規(guī)律，采用數值方法求解描述油藏內流體流動問題，并利用計算機研究油藏開發(fā)及動態(tài)規(guī)律的一門技術。它從地下流體滲流過程中的特征出發(fā)，建立描述滲流過程的基本物理現象，并能描述油藏邊界條件和原始狀況的數學模型，借助計算機計算求解描述油氣藏滲流數學模型，并結合油藏地質學、油藏工程學等學科知識重現油田開發(fā)的全過程，主要用于解決油田開發(fā)實際問題。簡單地說就是在電子計算機上開發(fā)油藏。常用的油藏數值模擬軟件主要有ECLIPSE，CMG和VIP，鑒于目前國內外ECLIPSE軟件的廣泛推廣應用，本次上機實踐采用ECLIPSE軟件進行。一前言1.1上機實踐的目的及要求掌握油藏數值模擬的上機操作流程；掌握ECLIPSE軟件的數據錄入、編輯、修改以及分析方法；掌握ECLIPSE軟件結果輸出及三維可視化方法；掌握機理模型研究方案設計的思路及方法；掌握不同方案之間設計的區(qū)別；掌握不同方案之間的對比分析方法。1.2主要完成的實踐內容油藏數值模擬數據整理；依據現有數據，應用塊中心網格系統建立一個三維油藏數值模擬模型；預測油藏天然能量開發(fā)的最終采收率（不考慮水體能量）；預測水驅油開發(fā)的最終采收率；繪制天然能量開發(fā)和水驅油方案的生產、注入曲線；繪制不同水驅油階段的含油飽和度分布圖；建立了五點、七點、九點三種井網模型，并行了對比分析；模擬計算出了不同采油速度、注采比情況下結果的差別；對考慮儲層孔滲分布規(guī)律的情況進行了對比研究，并進行了原因分析。二油藏特征分析2.1儲層物性特征某邊水油藏構造高點探井XX-1井的基礎數據和測井解釋結果分別見表1、表2。且已知該井的油層平均壓力系數為1.15，儲層孔滲特征自上而下按照正韻律特征分布，自由水面位于海拔-1180m。表1XX-1井基礎數據表井名X坐標Y坐標井型地面海拔，m補心高，m完鉆井深，mXX-1214311884571957直井264.54.51440表2XX-1井測井解釋結果表小層號頂深，m底深，m有效厚度，m滲透率范圍，md孔隙度范圍，%P113871420.521.51020-1570平均129521.3-22.7平均22.0根據所提供的測井解釋結果，可知該儲層最大孔隙度為22.7%,最小孔隙度為21.3%，平均孔隙度為22%；滲透率最大值為1570mD，最小值為1020mD，平均為1295mD,根據我國油田常見儲層分類標準，可以判定該儲層為中孔、高滲型儲層，儲層物性較好。由表1和表2數據可知儲層總厚度為33.5m，其中有效厚度為21.5m，凈毛比為0.64。油藏中部深度為1399.25m，根據地層壓力系數為1.15可知，地層壓力為15.8Mpa。2.2流體物性特征油氣藏流體是指儲存在地下油藏和氣藏中的石油、天然氣和地層水，特別是其中的石油溶解有大量的天然氣，從而使處于地下的油氣藏流體的物理性質與其在地面的性質有著很大的差別。在進行數值模擬時，必須掌握有關地下流體的動靜態(tài)物理參數，如體積系數、溶解系數、壓縮系數、粘度等。XX-1井流體物性測試結果見表3。表3XX-1井流體物性測試結果壓力，Mpa汽油比，m3/m3油體積系數氣體積系數油粘度，cp氣粘度，cp121.851.1590.058550.950.013712.526.911.1820.04170.880.014013.733.991.1940.02830.830.014345.141.661.2170.020480.790.014856.852.161.2450.015270.740.015351070.891.2950.010410.70.0165713.593.191.3430.007530.590.018491493.191.3360.007210.640.0188914.593.191.3290.007050.70.019231593.191.3150.006910.730.0196215.593.191.310.006770.80.02001（1）原油高壓物性參數根據表3中的物性數據可知，飽和壓力為13.5Mpa。由表3中壓力為15Mpa和15.5Mpa按線性關系計算出地層壓力15.8Mpa時原油體積系數Bo=1.307。（2）地層水高壓物性參數由地溫梯度計算公式：其中a一般為3℃-5℃/100m可得地層溫度t=（1399.25-20）*3/100+20=61.4℃地層水體積系數經計算可得BW=1.01由地層水粘度計算經驗公式：經計算可得2.3儲層巖石滲流特征儲層巖石滲透率最大值為1570mD，最小值為1020mD，平均為1295mD，按滲透率分級標準該儲層滲透性極好?？诐B特征自上而下按照正韻律特征分布，滲透率隨深度的增加而增大。2.4流體性質數據通過對高壓物性資料進行處理分析，然后在模擬中進行參數修正，最后得到數值模擬中油藏流體的物性參數如表4所示，油水相對滲透率和油氣相對滲透率曲線分別見圖1、圖2。表4油藏流體的物性參數地面條件下水的密度（g/cm3）1.02地面條件下油的密度（g/cm3）0.83原始油藏條件下地層水體積系數（rm3/sm3）1.01原始油藏條件下地層水粘度（mPa?s）0.523原始油藏條件下原油體積系數（rm3/sm3）1.307原始油藏條件下原油壓縮系數（Mpa-1）1.16×10-2原始油藏條件下巖石的壓縮系數（Mpa-1）5×10-4圖1油水相對滲透率曲線圖2油氣相對滲透率曲線三模擬方法及參數3.1模擬區(qū)域的確定試采數據表明油層合理單井產油量為40m3/d。給定采油速度2%，按照生產時率0.9計算：3.2模擬網格的劃分根據該機理模型的實際情況，將X、Y、Z方向上網格數分別劃分為31、31、10。由于該機理模型采用塊中心網格，根據所劃分出的網格數可得網格步長DX=DY=15.35m,DZ=3.35m。3.3模擬井網的設計分別采用五點、七點、九點三種井網進行井網對比分析，采用油藏中間位置設置一口采油井，注入井按照各種井網的特征進行布井。3.4模擬模型的建立通過對參數的計算分析，將相應參數導入Eclipse軟件中，建立的五點井網機理模型如圖3所示。圖3五點井網機理模型圖4七點井網機理模型圖5九點井網機理模型四模擬結果展示及分析首先建立一個利用天然能量進行開發(fā)的機理模型，油井采用定油量40m3/d，液量80m3/d，最小井底流壓6.75Mpa進行生產。在此基礎上進行五點、七點、九點三種井網模型建立，并對優(yōu)選出的井網進行不同注采比、采油速度的模擬計算，通過累積產油量、采出程度與含水率之間的關系等生產指標進行對比分析。最后對考慮儲層孔滲分布規(guī)律的情況下，對正韻律、反韻律、均質儲層模擬計算的結果進行了對比研究，并對其計算結果的差別進行了分析。4.1利用天然能量開發(fā)對比研究由于該油藏飽和壓力為13.5Mpa,方案（MODEL)采用定油量40m3/d，液量80m3/d，最小井底流壓6.75Mpa進行生產。方案（MODEL-1)采用定油量40m3/d，液量80m3/d，采用衰竭式開發(fā)方式進行生產，即廢棄壓力為1個大氣壓。油田日產油量及累積產油量分別見圖6、圖7及表5。圖6天然能量開發(fā)日產油量對比圖圖7天然能量開發(fā)累積產油量對比圖表5模擬結果方案穩(wěn)產年限（年）累積產油量（萬方）model6.29.2mode-19.813.9由表5可知采用天然能量進行開發(fā)時采收率較低僅為13%，若對該油藏高效開發(fā)需進行能量補充。4.2不同井網開發(fā)對比研究通過采用五點、七點、九點三種注水開發(fā)井網進行數值模擬對比研究時，模擬生產50年，生產井P1主要通過控制最大產油量40m3/d，液量80m3/d，同時限定最小井底流壓6.75Mpa（飽和壓力的一半），通過設置注入井的注入壓力20Mpa,井組注采比為1來進行注入井的控制。方案見表6。表6不同井網模擬方案方案井網類別油井（口）注入井（口）注采比5S-1R-V35點1417S-2R-V7點1619S-3R-V9點181模擬生產50年不同井網的累積產油量，采出程度與含水率之間的關系見圖8和圖9。圖8不同井網累積產油量對比圖圖9采出程度與含水率之間的關系從圖8可以看出選用五點井網時累積產油量48.14萬方，略高于七點和九點井網，且通過圖9可以看出同等采出程度下五點井網的含水率相對較低。選用五點井網比較合理。4.3不同注采比模擬對比研究油藏投產后，為了補充地層能量，需要及時對地層注水，保持地層壓力。為了優(yōu)選出合理的注采比，針對優(yōu)選出的五點井網設置了四個注采比的方案見表7，來進行對比分析研究。表7不同注采比模擬方案方案方案名稱井網類別注采比15S-2R-V1五點0.825S-2R-V2五點0.935S-2R-V3五點145S-2R-V4五點1.1模擬出生產的結果如圖10、圖11、圖12和表8所示。對比可知采用不同的注采比，進行注水開發(fā)，從累積產油量的對比來看當注采比為1時累積產油量最高。圖10不同注采比時累積產油量對比圖圖11不同注采比時累積注入量對比圖圖12不同注采比時壓力變化對比圖表8模擬結果方案名稱注采比累積產油量（萬方）累積注入量（萬方）5S-2R-V10.840715S-2R-V20.947.41255S-2R-V3148.151375S-2R-V41.134.61454.4不同采油速度模擬對比研究當日產油量為40m3/d，采油速度為2%時，油藏可采儲量為65.7萬方，為了優(yōu)選出合理的采油速度，在此基礎上分別設定采油速度1.5%，2.5%、3%，方案見表9。表9不同采油速度模擬方案方案方案名稱地質儲量（萬方）注采比采油速度15S-1R-V365.711.5%25S-2R-V365.712%35S-3R-V365.712.5%45S-4R-V365.713%針對不同的采油速度對油田開發(fā)的影響，模擬出各個采油速度下的采出程度和采水程度以及采出程度和含水率的關系曲線圖分別見圖13、14、15，模擬結果見表10。圖13不同采油速度下采出程度對比圖圖14不同采油速度下含水率對比圖圖15不同采油速度時采出程度和含水率的關系圖表10模擬結果方案方案名稱采油速度40年時采油程度40年時含水率15S-1R-V31.5%58%73%25S-2R-V32%67%86%35S-3R-V32.5%71%94%45S-4R-V33%72%98%通過表10可以對比出模擬生產第40年時采出程度和含水率，采出程度和含水率隨采油速度的增加而增加；在不同的采油速度下，原油采出程度增加幅度較小，而含水率增加較大，根據表中的數據可以看出采出程度及含水率變化量受采油速度高低的影響。隨采油速度的增加，油的采出程度變化量逐漸增加，當采油速度為1.5%-2%時達到最大值，當采油速度大于2%時，隨采油速度的增加，油的采出程度增加量增加的幅度開始下降，而含水率增加量仍保持上升。綜合以上指標，為了保證油井的有效開采，合理采油速度應為1.5%-2%。4.5考慮儲層孔滲分布規(guī)律的模擬對比研究考慮儲層孔滲分布規(guī)律的情況下，模擬計算結果之間會有一定的差別，通過對比儲層為正韻律、反韻律以及孔滲均質三種方案來進行對比分析，方案見表11。表11不同韻律方案方案方案名稱注采比儲層類別15S-2R-V31均質25S-2R-V3-Z1正韻律35S-2R-V3-F1反韻律由于儲層分為10個小層，其中最大孔隙度為22.7%,最小孔隙度為21.3%，平均孔隙度為22%；滲透率最大值為1570mD，最小值為1020mD，平均為1295mD，按照韻律分布規(guī)律進行設置，模擬出的累積產油量和累積產水量分別見圖16和圖17，模擬結果見表12。圖16不同韻律下累積產油量對比圖圖17不同韻律下累積產水量對比圖表12模擬結果方案方案名稱無水采油期（年）累積產油量（萬方）累積產水量（萬方）15S-2R-V320.848.1475.625S-2R-V3-Z1846.678.1635S-2R-V3-F21.648.773.06模擬結果原因分析：受層內物性差異和重力的影響，正韻律油層的注入水勢必沿著底部高滲透層段指進，造成生產井過早的見水，縮短了油井的無水采油期；并且由于注入水沿著高滲透條帶的水竄，在縱向上的波及系數減小，滲透性相對較差的頂部油層未被注入水波及或波及程度低，剩余油相對富集。反韻律地層則由于底部滲透率較低，油井無水采油期相對較長?？诐B均質的情況下，孔滲均采用平均值所以各項指標參數居于正反韻律之間。4.6不同水驅油階段流體飽和度分布4.6.1不同階段含油飽和度分布圖在水驅油的不同階段，隨著注水開發(fā)時間的增長，含油飽和度逐漸降低，現采用五點井網模擬生產10年、20年、30年、40年、50年時含油飽和度的分布圖進行舉例說明，分別見圖18-22。圖18模擬生產10年時含油飽和度分布圖圖19模擬生產20年時含油飽和度分布圖圖20模擬生產30年時含油飽和度分布圖圖21模擬生產40年時含油飽和度分布圖圖22模擬生產50年時含油飽和度分布圖4.6.2不同階段含水飽和度分布圖在水驅油的不同階段，隨著注水開發(fā)時間的增長，含水飽