油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性分析_靳彦欣

收稿日期:2003-12-05基金项目:国家/9730基础发展规划项目(1999022508)作者简介:靳彦欣(1974-),男(汉族),河北石家庄人,博士研究生,从事油藏描述及油藏工程研究。

文章编号:1000-5870(2004)03-0022-03油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性分析靳彦欣1,林承焰1,贺晓燕2,王慧芳2(1.石油大学地球资源与信息学院,山东东营257061;2,胜利油田有限责任公司胜利采油厂,山东东营257051) 摘要:油藏数值模拟作为一种定量的剩余油饱和度预测方法,在油田开发后期剩余油分布研究中起着越来越重要的作用,但其预测精度也不可避免地受到多种因素的影响。

对剩余油预测中油藏数值模拟精度的影响因素进行了分析,结果表明,地层对比的多解性、储层物性参数求取的不确定性以及储层非均质描述的局限性是影响数值模拟精度的主要地质因素。

此外,相对渗透率曲线的选取、动态数据的获取及数值模拟软件本身都存在较大的不确定性,这些都会影响到油藏数值模拟的精度。

因此,在剩余油研究过程中,不能过分依赖油藏数值模拟。

应该综合运用地质、地震、测井、油藏工程、油藏数值模拟等多学科知识进行研究,以提高剩余油饱和度的预测精度。

关键词:油藏数值模拟;剩余油;预测方法;剩余油饱和度;提高采收率中图分类号:T E 121.15;T E 327 文献标识码:A目前,我国大部分陆上油田已进入高含水、特高含水期,地下油水关系复杂,剩余油富集规律研究已成为油田开发后期面临的首要问题。

国内外确定剩余油饱和度的方法主要有密闭取心方法、开发地质学方法、测井方法、地震方法、油藏工程方法及油藏数值模拟等[1]。

其中,油藏数值模拟作为一项比较成熟的技术越来越得到广泛的应用,但它也存在明显的不确定性,在应用过程中应注意进行综合分析和判断。

笔者对剩余油预测中油藏数值模拟精度的影响因素进行分析。

1 由地质模型多解性导致的油藏数值模拟的不确定性建立能够反映地下客观情况的、经过精细刻划的精确储层地质模型是进行油藏数值模拟的基础,但是,在储层地质模型的建立过程中存在许多不确定因素,即地质模型存在的多解性,它是影响油藏数值模拟精度的主要因素。

1.1 地层对比的多解性地层对比是建立储层地质模型的基础,地层对比正确与否直接影响储层地质模型的准确性。

尽管人们采取了多种方法(如等高程对比法、旋回控制逐级细分对比法及高分辨率层序地层学[2]对比法等)来提高地层对比的精度,但由于不同人员对地层信息的解释存在多解性,所以地层对比结果也存在多解性。

虽然对于不同的地层对比结果,油藏数值模拟最终都能给出一个拟合结果,但拟合结果的可信程度会有所下降。

因此,地层划分对比的精确程度直接影响油藏数值模拟的精度。

1.2 储层参数求取过程中的不确定性储层物性参数(孔隙度、渗透率、原始含油饱和度等)的求取在储层地质建模中起着非常重要的作用,它的准确与否直接影响油藏数值模拟的精度。

可是,在储层物性参数求取过程中却存在明显的不确定性。

在砂岩储层中,主要是利用声波测井、中子测井和密度测井资料求取孔隙度,然后根据岩心分析化验资料进行校正[3],校正的孔隙度剖面见图1。

由图可以看出,虽然经过岩心校正,但有些层段还是存在误差,最大绝对误差可达4%,并且这种误差不是偶然的,而是普遍存在的。

这些误差将对数值模拟结果产生不利影响。

储集层的另一个主要参数是岩石的渗透率,其基本求取过程为:(1)在取心井利用岩心分析化验数据建立渗透率与孔隙度、泥质含量等参数的相关关系(渗透率的对数与孔隙度一般呈线性关系);(2)在非取心井首先通过测井信息直接求取孔隙度、泥质含量等储层物性参数值,然后利用已建立的相关关系求取渗透率。

在渗透率的求取过程中,孔隙度是2004年 第28卷 石油大学学报(自然科学版) Vol.28 No.3 第3期 Journal of the U niversity o f P etroleum,China Jun.2004影响渗透率的主要因素,孔隙度与渗透率的相关程度直接影响渗透率的求取精度。

图2,3分别是两个不同油田的取心井得到的渗透率与孔隙度的交汇图。

由图可以看出,渗透率的对数与孔隙度的相关性并不好,不能呈较好的线性关系,而是呈发散状。

由这些数据回归出的孔渗关系相关系数很低,对应同一孔隙度的渗透率值有时可相差两个数量级。

目前,常用的提高渗透率解释精度的方法主要有分区分段建立孔渗关系法、根据不同沉积相带建立孔-渗关系法和根据不同流动单元建立孔渗关系法[4,5],但精度还有待进一步提高。

图1 河139井孔隙度剖面图图2 桩西74断块沙三下亚段Ò油组孔渗关系图3 孤东七区西馆陶组54-61小层孔渗关系1.3 储层非均质宏观描述的局限性储层非均质宏观描述一般包括平面非均质、层内非均质和层间非均质。

对于层内非均质来说,砂岩中常存在泥岩和泥质粉砂岩夹层,其厚度较小,一般为几厘米、几十厘米。

夹层厚度虽然较小,但对开发效果影响很大,目前对于厘米级的夹层,无论是其形态结构还是其物性参数,解释起来都非常困难。

如砂体内的厘米级泥质薄夹层(图4)和河道点砂坝侧积砂体之间的泥质侧积层(图5),这些薄泥质夹层很难在油藏数值模拟中体现,从而不可避免地增加了油藏数值模拟的不确定性。

图4 砂体中泥质薄夹层(桩74井,3581.58m)图5 河道点砂坝侧积砂体间泥质侧积层(薛培华,1991)此外,对于复杂断块油气田,由于对小断层的形态和封闭性的精确描述还存在一定的难度,导致有些断层在数值模拟中无法准确体现,影响油藏数值模拟的精度。

再者,复杂断块油气田油水关系往往比较复杂,油水界面多变,边底水的能量很难确定,这些都将影响数值模拟的精度。

现河庄油田河43断块是一个典型的复杂断块油藏,油水关系非常复杂,全区共有41个油层,几乎每层都有一个相对独立的油水界面,每层的边水能量大小不一,再加上油井大多为大段合采,因此,在单井含水拟合过程中很#23#第28卷 第3期 靳彦欣等:油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性分析难准确判断每层的水侵量,仅能依据开发经验给定相对水侵量的大小,从而影响了油藏数值模拟的精度。

2相对渗透率曲线选取的不确定性相对渗透率曲线反映了地下流体的渗流特征,在油藏数值模拟中是影响含水率的重要因素。

一般来说,每个油田都有许多条相对渗透率曲线,对应不同的油藏参数、不同的网格应选择不同的曲线,但是目前还没有一个通用的、公认的选择标准。

有人通过归一化处理求取一条表征宏观平均效应的相对渗透率曲线;有人根据不同的沉积相带选择不同的相对渗透率曲线;有人根据不同的值选择不同的相对渗透率曲线。

油藏数值模拟结果的准确性在一定程度上依赖于模拟人员的经验,其相对渗透率曲线的选择标准不同,剩余油分布的模拟结果也不相同。

3动态数据的不确定性油田生产动态数据是进行历史拟合的依据,其准确性在一定程度上受到人为因素的影响。

在油田开发初期,由于计量系统不完善,可造成动态数据不准确;在油田正式投入开发后,由于生产管理系统不完善,可造成动态数据不准确。

此外,由于某些特殊原因也可导致生产数据不准确。

如果以这些不准确的动态数据为基础进行历史拟合,将导致模拟结果与实际情况产生偏差,从而影响油藏数值模拟的精度。

4软件本身的局限性首先,油藏数值模拟的思想是将实际油藏模型抽象化、网格化,然后通过数值模型实现油藏地下流体渗流过程的动态模拟。

在油藏数值模拟中,对每一个网格赋予一套油藏参数值,每一个网格就是一个均质体(平面上一般不小于40m@40m),而对于不同的网格则赋予不同的参数,用于体现油藏的非均质性,所以油藏数值模拟模型本身就是一个由均质网格体构建的油藏相对非均质模型,而实际油藏模型则是一个绝对非均质模型,油藏非均质无处不在。

因此,在由绝对非均质的实际油藏模型向相对非均质的油藏数值模拟模型的转换过程中,大大削弱了油藏的非均质性,影响了数值模拟的精度。

其次,由于实际油藏的复杂性,油藏数值模拟的发展在很大程度上取决于对油藏数值模拟的更高要求上,因此迫使油藏数值模拟人员想方设法提高模拟的精度,如采用/局部网格加密技术0来模拟井和特殊的流动区域(如人工裂缝),如Santosh Verma[6]和I.Aavatsmark[7]应用有限体积法改进油藏模拟精度等。

但是,油藏数值模拟的基础是一组数学方程) $渗流方程,用数学方程描述物理过程有可能漏掉某些机理,造成数学模型不完善,也可能对某些机理的数学描述不充分,即油、气、水在储层中的渗流过程是一个相对简化的渗流过程,不能完全反映客观实际情况。

例如,在黑油模型中忽略了C2~C6组分的影响,在组分模型中假定油、气、水3相服从达西定律(高速渗流时不服从)及各组分相间质量交换瞬时达到平衡等。

数值模型是将数学模型通过差分转化成动态参量分布关系的代数方程组,将时空上连续的数学模型转换成时空上非连续的数值模型会产生数值弥散现象。

毫无疑问,数值模型是数学模型的近似,近似程度与差分格式和非线性变量的隐式度有关,这是油藏数值模拟客观上无法摆脱的[8],这些都会影响数值模拟的精度。

笔者在实际应用中曾发现,世界一流的油藏数值模拟软件Eclipse中的解析Carter-T racy水体对水体的大小竟然不敏感。

在特低渗油田的数值模拟中,软件的局限性更加明显。

桩西油田桩74断块是一个特低渗构造岩性油气藏,平均渗透率为5@10-3L m2,主要靠天然弹性能量开采。

在进行含水敏感性分析时,发现即使整个油田用相同的初始含水饱和度(如0.41)、相同的PVT表、相同的相对渗透率曲线(束缚水饱和度为0.41),油井的初始含水率也不相同。

在上述条件下,理论上单井初始含水率应为零,但实际上个别井初始含水率很高,如Z74-S3井初始含水率为20%, Z60井初始含水率为30%,与理论严重不符。

在历史拟合中还发现,有些井的含水率对相对渗透率曲线的端点值不敏感,左移或右移曲线,井的含水率几乎不变,如Z74-11-4井和ZXG73井。

对于特低渗油田,人工压裂是油井增产的主要措施,裂缝导流能力的变化情况非常复杂,在数值模拟中很难实现准确追踪,导致井底流压拟合结果较差。

由于无法准确预测裂缝导流能力的变化情况,所以新井生产指标的预测可信度不高。

此外,储层物性参数(如渗透率和孔隙度)并不是一成不变的,而是随油田深入开发逐渐变化的,可是目前的油藏数值模拟软件还不能体现这一点。

种种结果表明,虽然经过几十年的发展,油藏数值模拟技术取得了长足的发展,但其在诸多方面还存在一定的缺陷,这些缺陷都将在不同程度上影响(下转第29页)#24#石油大学学报(自然科学版)2004年6月5结束语模拟地震波在层状弹性半空间的激发和传播规律是AVO分析的重要手段。