精细油藏数值模拟技术方法

1300
ro = 0.000216 H +0.65823 R = 0.9847 1350
选取代表性流体性质
深 度 m
1400 ro = 0.000171 H +0.70391 R = 0.7809
建立关系
1450
1+2砂组
1500
3砂组 4砂组
1550 ro = 0.00016 H +0.70298 R2 = 0.6994
动 态 模 型 的 建 立 技 术
模 型 有 效 性 验 证 技 术
动 态 历 史 拟 合 技 术
剩 余 油 潜 力 分 析 技 术
方 案 预 测 分 析 技 术
二、主要技术方法
1、地质模型确定技术 、 一体化建模技术
地质建模软件 模型参数数据 PETREL GOCAD RMS
数值模拟软件 Eclipse VIP CMG
二、主要技术方法
4 、水体模型建立技术 A、网格水体描述 、
孔隙度 渗透率 深度 初始压力
二、主要技术方法
4 、水体模型建立技术 B、数值水体描述 、
水体长度 横截面积 孔隙度 渗透率 深度 初始压力
精细油藏数值模拟 技术方法
汇 报 内 容
√
一、前言 二、主要技术方法 三、技术应用效果 四、结束语
一、前言
数值模拟技术通过半个世纪的 发展， 发展，已经渗透到油藏开发的各个 环节， 环节，特别是在定量描述油藏开发 指标方面有着无可替代的优势。 指标方面有着无可替代的优势。近 十年来，数值模拟技术进入到了大 十年来， 规模精细化应用阶段。 规模精细化应用阶段。
二、主要技术方法
1、地质模型确定技术 、
Upscaled model
B、地质模型参数粗化 、
按照油藏数值模拟所需求的网格设计规模进行粗化 最大程度地保留油藏描述研究成果和最大程度地反映油藏地质特征 加强地质参数粗化过程中的质量控制， 加强地质参数粗化过程中的质量控制，防止粗化前后地质模型的失真
二、主要技术方法
二、主要技术方法
1、地质模型确定技术 、
正交网格 交点网格
A、网格模型设计 、
网格类型 网格边界 网格尺寸 网格走向
网格模型设计原则： 网格模型设计原则： 1、网格边界要以能够正确描述油藏外边界为原则， 网格边界要以能够正确描述油藏外边界为原则， 2、网格尺寸在平面上能够描述地质模型的非均质性。相邻井之间应不少于两个网格。 网格尺寸在平面上能够描述地质模型的非均质性。相邻井之间应不少于两个网格。 3、网格走向尽量与油藏内部流体的主渗流方向一致 。
A、相渗曲线应用技术 、
Krwm Krom 0.59 0.57 0.6 0.898 0.958 0.67 0.7 0.169 0.424 0.334 0.843 Sws 0.55 0.6 0.55 0.57 0.59 0.58 0.59 0.55 0.57 0.55 0.50 Kws 0.08 0.1 0.07 0.1 0.14 0.118 0.14 0.155 0.158 0.115 0.137 1-Sor-Swc 0.448 0.409 0.436 0.491 0.481 0.498 0.452 0.48 0.383 0.618 0.5810 1497.07-1497.15 1497.61-1497.74 1498.84-1498.95 1470.88-1476.85 1426.15-1429.68 井段 1271.98-1287.78 1271.98-1287.78 1287.78-1289.62 1421.12--1423.18
1.0
胜 二 区 沙 二 段 2 5沉 积 时 间 单 元 沉 积 微 相 展 布 图
0.
新 井 按 部 署 沉 在
0.5 0. 0. 0.
河 积 道 的 相 有 利 分 部 位 类
0.
5-x179
0. 0.2 0.1
非均质综合指数分类
0.0
河道
废弃河道
0.0
0.1
0.2
0.
0.
0.5
0.
0.
0.
0.
1、地质模型确定技术 、 C、地质模型评价与优选 、
对随机建模方法产 生的多个地质模型 实现， 实现，运用流线模 拟器进行快速计算， 拟器进行快速计算， 初步评价地质模型 的可靠性， 的可靠性，优选最 佳地质模型。 佳地质模型。
二、主要技术方法
1、地质模型确定技术 、 D、地质模型的输出 、
数值模拟软件 构造格架 孔隙度 渗透率 有效厚度 断层 有效网格 等 净厚度
硬 件
IBM-P690
HP CP600
汇 报 内 容
一、前言
√
二、主要技术方法 三、技术应用效果 四、结束语
二、主要技术方法
油藏模拟主要工作流程
三、主要技术方法
油藏模拟主要技术构成
主要技术构成
地 质 模 型 确 定 技 术
渗 流 物 理 模 型 建 立 技 术
流 体 模 型 建 立 技 术
源自文库
水 体 模 型 建 立 技 术
DEPTH m
二、主要技术方法
3、流体模型建立技术 、 A、流体性质非均质描述 、
实例：埕岛油田流体性质 实例：
地面原油密度 g/cm3
0.91 1200 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97
1250
ro = 0.00019 H + 0.70217 R = 0.9136
流体性质分区方法： 流体性质分区方法： 空间上分区
地质建模软件 模型参数数据 PETREL GOCAD RMS
有效厚度
二、主要技术方法
1 、地质模型确定技术 D、地质模型的输出 、
油藏剖面图
砂厚图
有效厚度图 地质工程师 校 正 净厚度图 模拟工程师
二、主要技术方法
2、渗流物理模型建立技术 、
建立与构造、沉积相、储层、油藏工程等专业密切结合。利用地 质研究结果；建立不同岩石类型与渗流特征的关系；通过饱和度 函数标定实现网格间渗流特征的差异
一、前言
数值模拟技术
诞生: 50年代 诞生 年代 技术成熟阶段： 、 年代 技术成熟阶段： 60、70年代 工业化应用阶段： 年代 工业化应用阶段： 80年代 大规模精细化应用阶段： 世纪 大规模精细化应用阶段：21世纪
软 件
自研：（2004-2006） 自研：（2004-2006） ：（2004 三维三相并行化黑油模拟软件 引进：（2005） ：（2005 引进：（2005） Eclipse、VIP并行数值模拟软件 Eclipse、VIP并行数值模拟软件
5、6砂组
1600
二、主要技术方法
3、流体模型建立技术 、 B、流体饱和度非均质描述 、
建立起油藏初始流体 的真实分布
542
饱和度标定技术
h68-14吸水剖面拟合图 h68-14吸水剖面拟合图
544
62 实际 计算 63
81
83 0 10 20 30 40 吸水量，% 50 60 70 80
GINTA油田M1u M1u层初始含油饱和度示意图 GINTA-DABO油田M1u层初始含油饱和度示意图
250.0
3050 0.4
2 、渗流物理模型建立技术
2875
B、毛管压力应用技术 、
C A R M IT O 1 1 W A T E R S A T U R A T I O N
2950 2900 0.2 3000 3100 3150 0 1 1 0 .9 0 .8 0.7 0 .6 0 .5 SW 0 .4 0 .3 0 .2 0.1 0 1 1 :5 9 0.8 0.6
二、主要技术方法
2、渗流物理模型建立技术 、 A、相渗曲线应用技术 、
实例： 埕岛油田中区渗流特征模拟 实例：
反映不同储层物性 的渗流特征
二、主要技术方法
2、渗流物理模型建立技术 、 A、相渗曲线应用技术 、
实例： 埕岛油田中区渗流特征模拟 实例：
1 2 3
按沉积相分布或物性分别求 得平均相对渗透率曲线，建 立渗流特征的非均质模型。
200.0
Height above free water level in meters
150.0
100.0
3200
3200m
50.0
3250
3300m
0.0
Water Saturation
1 0 Apr 2002 @ 3300
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
SHALE VOLUME
1.0
河间滩地
心滩
5 5
二、主要技术方法
2、渗流物理模型建立技术 、
井号 CB253 CB253 CB253 14 层位 (1+2)41 (1+2)41 (1+2)42 42 42 斜2 4 4 21A-1 4(2+3) 4(2+3) 4(2+3) 531 23 531 12-1 9 5 56 53 11E-1 56 52 22 632 27-2 5 113-1 0.305 0.327 0.3111 790 2340 798 21.20 21.20 21.20 0.241 0.254 0.2871 0.242 0.235 0.256 0.365 0.373 0.2301 0.89 0.93 0.645 0.52 0.555 0.55 0.11 0.1 0.08 0.517 0.511 0.457 1457.39-1465.84 1447.53-1455.53 1484.14--1492.7 41-3 10 2 0.3270 0.329 0.337 891 3610 1390 21.21 21.20 21.20 0.3280 0.194 0.295 0.186 0.259 0.224 0.3157 0.313 0.136 0.685 0.99 0.65 0.56 0.51 0.577 0.120 0.105 0.067 0.4860 0.547 0.481 1463.93--1473.38 1457.39-1465.84 1440.06-1447.53 54 5 20 22-1 41-1 0.3040 0.3624 0.3122 1622 1034 397 20.60 12.60 21.21 0.2910 0.3870 0.3820 0.220 0.171 0.167 0.2990 0.2920 0.3160 0.997 0.432 0.582 0.55 0.52 0.61 0.105 0.070 0.100 0.4890 0.3550 0.4520 1471.05--1478.09 岩样号 31-1 37-2 62 22 28 7 25 1 4 11 1-1 Φ 0.308 0.307 0.302 0.3397 0.333 0.2946 0.3088 0.324 0.321 0.329 0.3590 K（×103um2） 1380 860 3080 2866 2027 882 1290 4550 2760 4340 1975 油粘/mPa.s 21.20 21.20 21.20 20.60 20.60 21.20 21.20 44.32 44.32 44.32 20.60 Swi 0.326 0.415 0.271 0.268 0.288 0.3062 0.3295 0.289 0.321 0.24 0.2130 Sor 0.226 0.176 0.293 0.241 0.232 0.196 0.218 0.231 0.296 0.142 0.206 0.313 0.249 0.18 0.34 0.292 0.2151 0.3746 0.345 0.229 0.338 0.3710
二、主要技术方法
2、渗流物理模型建立技术 、 B、毛管压力应用技术 、
实验室条件与油藏条件毛管压力曲线换算
由于界面张力和润湿角受环境条件的影响，在油藏条件下的这两个参数很难 准确确定。因此根据这种方法确定的实验室条件与油藏条件的毛管力换算系 数有时会产生较大的误差。
二、主要技术方法
Comparison of log derived water saturations and saturations vs height above free water level derived from mercury injection capillary pressure measurements
二、主要技术方法
3、流体模型建立技术 、 C、油气水系统描述 、
实例：埕岛油田油气水系统描述 实例： 建立流体平衡系统
压力系数 油水及油气界面深度 界面处的毛管压力
重力平衡油（气）藏初始化 重力平衡油（ GOC WOC
二、主要技术方法
3、流体模型建立技术 、 C、油气水系统描述 、
纯油底界 PC=max 纯水顶界 PC=0