油藏數(shù)值模擬基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫

張睿

摘要：由于不同成因的單砂體質(zhì)量的差異性及其連通情況的復(fù)雜性，導(dǎo)致流體在平面及縱向上滲流的差異。因此，基于單砂體的三維精細地質(zhì)建模成為開發(fā)中后期剩余油分布預(yù)測及油田開發(fā)調(diào)整的重要基礎(chǔ)。地質(zhì)建模將地質(zhì)認識三維可視化、定量化，是地質(zhì)認識的集合體。針對地質(zhì)模型可以提供任意方向的屬性切片，進行油藏非均質(zhì)性分析，為進一步數(shù)值模擬提供模型基礎(chǔ)。

關(guān)鍵詞：油藏 模型 模擬

中圖分類號：TE319 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）10（b）-0066-01

1 網(wǎng)格粗化

在網(wǎng)格的劃分上，該油藏構(gòu)造相對簡單，斷層較少。因此，地質(zhì)建模粗化后的成果作為平面上網(wǎng)格劃分的依據(jù)，網(wǎng)格形狀為角點網(wǎng)格，X方向網(wǎng)格數(shù)為61個網(wǎng)格，Y方向網(wǎng)格數(shù)為69個網(wǎng)格。在縱向網(wǎng)格的劃分上，據(jù)前面研究知油藏縱向上共有13個沉積單元，13個沉積單元又劃分為27個單砂體，基本上保證網(wǎng)格平面長寬最小距離小于30m的要求。為了對每個單砂體的剩余油分布狀況研究的更加精細，縱向上把每個單砂體都作為一個獨立的模擬層?？紤]到斷層的封閉、尖滅及超低滲區(qū)域在模擬過程中的影響作用，將局部區(qū)域設(shè)置為無效區(qū)域。

最終，將該油藏劃分成X×Y=61×69=4209個平面網(wǎng)格?？v向上265個網(wǎng)格，主要按地質(zhì)劃分和儲量分布為基礎(chǔ)，共劃分了27個計算層，網(wǎng)格總數(shù)為1115385個。

2 巖石模型

大量的研究表明，實驗室提供的相對滲透率曲線是多種因素共同作用的最終成果，因為一塊巖心除了受巖石潤濕性的影響外，還與流體飽和順序、巖石孔隙結(jié)構(gòu)特征、實驗時所規(guī)定的溫度、壓差及所用的流體等因素有關(guān)。

對于取心分析的不同巖樣，其滲透率和孔隙度也不同，因此所測得的相對滲透率曲線也會不同。隨意選取某一相對滲透率曲線來代表整個油藏用于數(shù)值模擬是不合理的。本文依據(jù)陳元千提出的按照油藏的特征，針對不同的孔隙度和滲透率，選擇多條典型的相對滲透率曲線，歸一化處理后，從而得到幾條能代表研究區(qū)油藏的平均相對滲透率曲線。本次選取一條相滲曲線進行數(shù)值模擬，由于研究區(qū)平均滲透率為211×10-3um2，因此選取滲透率為186×10-3um2和248×10-3um2兩個樣品的相對滲透率曲線進行歸一化。

3 流體模型

流體模型主要描述油藏中流體性質(zhì)、流體分布以及滲流關(guān)系。資料主要來源于實驗室內(nèi)高壓物性資料、礦場測試資料和巖心驅(qū)替資料。

流體分布特征主要包括初始油、氣、水分布和初始地層壓力分布。數(shù)值模擬計算中要用到的流體的高壓物性資料，主要包括地層流體的體積系數(shù)、溶解氣油比、粘度、體積系數(shù)、密度等參數(shù)。對于等溫滲流，這些數(shù)據(jù)表現(xiàn)為與壓力之間的變化關(guān)系。

實驗室進行分析化驗的資料是流體模型主要參數(shù)的來源，各參數(shù)取值如下表1。

4 動態(tài)模型

生產(chǎn)動態(tài)模型是用來描述油藏中注采井動態(tài)條件變化的模型。實際油藏的生產(chǎn)是一個連續(xù)的動態(tài)變化過程，但在數(shù)值模擬中需要對整個連續(xù)生產(chǎn)歷史進行分階段描述。按照模擬器輸入的要求，體現(xiàn)油井動態(tài)模型的資料應(yīng)包括生產(chǎn)歷史和作業(yè)歷史。作業(yè)歷史和生產(chǎn)歷史是單井動態(tài)資料的組成部分。前者包括射孔的一系列情況（時間、位置、射開砂厚及有效厚度等）、壓裂、酸化、卡堵、油層污染系數(shù)等；后者包括開發(fā)時間、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量。油井的工作制度在各時間段內(nèi)設(shè)置為定液量，水井的設(shè)置為定注入量進行模擬。

5 平衡檢查

平衡檢查的基本原理是將輸入到模型中的實際生產(chǎn)注入動態(tài)做為確定值，對與之不相符合的計算值進行調(diào)整，使兩者相匹配。即假設(shè)在需要模擬井的油井的產(chǎn)量和水井的注水量為零的情況下，進行模擬時間大于或等于油藏實際生產(chǎn)時間的運算。經(jīng)過這段時間的模擬，描述油藏變化的狀態(tài)參數(shù)應(yīng)該沒有發(fā)生任何變化。如果出現(xiàn)異常，說明模擬時的參數(shù)有問題，必須進行檢查修改。平衡區(qū)檢查時，由于模型參數(shù)較多，而且可調(diào)范圍較大，而提供的實際油藏動態(tài)資料有限的情況下，為了避免隨意修改或減少可調(diào)參數(shù)，必須先確定好可調(diào)的參數(shù)及其可調(diào)范圍。

將油田開發(fā)動態(tài)資料輸入到地質(zhì)模型中經(jīng)運算后，將油田開發(fā)動態(tài)資料輸入到地質(zhì)模型中經(jīng)運算后，發(fā)現(xiàn)符合平衡檢查的標準，說明地質(zhì)模型可以用于進行下一步的數(shù)值模擬研究，能較好的反應(yīng)油藏特點。

6 儲量擬合

儲量擬合程度的高低直接關(guān)系到下一步的數(shù)值模擬，與其有關(guān)的參數(shù)是孔隙度、有效厚度等的修改，是否與油藏實際情況一致。兩者符合程度越高，模擬預(yù)測結(jié)果越具有說服力。

油水界面、氣水界面、有效厚度、孔隙度是影響儲量的參數(shù)，儲量擬合時一般通過校正油水或氣水界面以及有效厚度?？紫抖戎饕∽詼y井解釋，可信度比較高，最好不要做改動。在擬合好儲量后，基本上這幾項定為確定性的參數(shù)，必要時可稍微做些調(diào)整。

通過對靜態(tài)調(diào)參的范圍原則的分析，本次在儲量擬合時適當調(diào)整了有效厚度的范圍（－30%）。進行初始化運算時，采用的是黑油模型，得出研究區(qū)總的地質(zhì)儲量是204.2×104t，同地質(zhì)人員用容積法計算的儲量207.1×104t相比，誤差為1.4%，在儲量擬合的精度要求范圍之內(nèi)（見表2儲層地質(zhì)儲量對比表）。

7 壓力擬合

含水擬合。

對含水的擬合實際上是對流體界面移動的擬合，即油到達井的時間和水到達井的時間等。對影響油水流動的各特性參數(shù)的分析，是通過產(chǎn)液量和注入量的物質(zhì)平衡檢查來實現(xiàn)的。

本次進行綜合含水擬合時，在整體修改全區(qū)相對滲透率曲線后，發(fā)現(xiàn)全區(qū)綜合含水與觀察數(shù)據(jù)出現(xiàn)較大差異。從1993年6月開始油井含水變化出現(xiàn)大起大落，出現(xiàn)這種現(xiàn)象一般是由于井下措施引起的。結(jié)合動態(tài)分析1989年后全區(qū)采取注水、壓裂、補孔、卡堵水等措施；通過第三章開發(fā)階段分析可知，在2000年以后油田先后采取了3次加密措施，這些因素綜合導(dǎo)致含水出現(xiàn)突變期。為了解決這種問題，本論文嘗試采取通過擬合單井含水來達到擬合全區(qū)含水變化的目的，結(jié)果表明此方法是可行的。

單井擬合時方法是調(diào)整局部地區(qū)的滲透率值，同時考慮注水井的注入狀況，調(diào)整注水井主流線方向的傳導(dǎo)率，使注采關(guān)系與油藏實際情況之間誤差更小。