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CMG简介,,2008.4.5,油藏数值模拟软件对比,三大应用软件系列,水驱,三次采油,蒸汽驱,Eclipse VIP WorkBench,VIP,Utchem,CMG SSI-THERM,油藏数值模拟软件对比,黑油模型软件,黑油模型的特殊功能,角点网格技术 各种类型的局部网格加密技术 斜断层处理方法 不同岩石类型划分方法 不同类型PVT参数划分方法 饱和度标定技术 储层物性时变处理技术 天然裂缝和人工压裂裂缝模型描述技术八 项 建 模 技 术,三次采油软件,,VIP-Polymer软件的特殊功能,,地下粘度保留率的分析技术 炮眼剪切粘度损失校正技术 跟踪分析及驱油效果评价技术 多孔介质中的流变性分析技术 后续水驱段塞延缓突破时间研究技术,五大主要技术,热采软件,CMG-STAR热采模拟软件的特殊功能,稠油热采水平井井筒离散方法 蒸汽驱辅助重力泄油（SAGD）模拟技术 火烧油层模拟技术 常规水驱后期转蒸汽驱模拟 蒸汽热水混采模拟,,CMG软件主要功能,CMG公司,ECLIPSE软件主要功能,,,Schlumberger公司,VIP软件主要功能,,Landmark公司,数值模拟数据文件（前处理建模） 历史拟合 结果分析（后处理） 动态预测 开发报告编写,每一步的目的？,,油藏数值模拟软件(CMG)应用,,,总体结构,,数据文件讲解,INPUT/OUTPUT CONTROL,GRID AND RESERVOIR DEFINITION,FLUID DEFINITIONS,,模型输入输出控制,,网格划分及油藏参数特征,,流体特征,ROCK-FLUID PROPERTIES,,岩石和流体的流动性质,INITIAL CONDITIONS,,油藏初始条件,NUMERICAL CONTROL,RECURRENT DATA,,,动态数据,,,总体结构,数据文件讲解,数值计算控制,,,INPUT/OUTPUT CONTROL 的基本数据,,数据文件讲解,1.模型标题 2.单位： Field Metric Lab 3.输入输出参数设定,,,GRID AND RESERVOIR DEFINITION的基本数据,,数据文件讲解,1.网格划分 2.网格大小 3.孔、渗等岩石属性： *CON *KVAR *ALL 4.属性修改 5.分区性质 6.岩石压缩性,网格及模拟层的划分,模拟区域的选择 明确数模所研究的区域，确定模拟的范围，井数、层位和数模的时间长短 模拟层的划分 纵向上进行网格划分，也就是确定数模的层位和层数，数模时所考虑的层位与生产层位有较大区别，在划分时应考虑以下几点：,在能够说明问题的前提下，尽量少用纵向网格，因为纵向层数对网格节点数影响较大 对层间有较厚隔层，分隔状况良好的生产层位，应适当进行分开划分，以准确描述其层内流体分布；对有一定隔层，但分隔不明显，且大面积连通的层位可考虑将两层合并处理；对分布较小的小砂体，且与其它层位储量差别比较大的小层，可考虑将其平加到其相邻层位上去，这样对结果影响不大 对层位较厚的大层，由于韵律性不同，层内流体分布不同，应将其分开。

上下层之间的联系靠垂向渗透率来控制，一般取平面渗透率的1/5到1/10,网格划分原则,网格划分包括两个方面：网格方向及网格尺寸因为一般模型都考虑的封闭边界，所以网格边界应尽量与封闭的天然边界一致，如断层、尖灭、油水边界、井排方向等，这样做可以减少无效网格的数目，同时也可以较精确地描述边界形态 网格的定向应尽量包含全部井位及将来可能进行的加密井，须取全取准网格方向应注意考虑以下几点：,网格取向还应考虑：流体流动的方向和油藏内天然势梯度的方向，对于不同的网格系统，其动态可能会不同，尤其在流度比不利的情况下，更应注意网格所造成的影响，也可用数学上的方法来解决 应考虑网格方向与渗透率主轴相平行 应尽量减少无效网格数目,网格尺寸应考虑：,考虑机器能力，选取网格尺寸网格越小，节点数越多，CPU所需量越高，费用、时间也就越多，同时还应考虑模型节点所能承受的能力 精细油藏模拟时，应使用足够多的网格，使其能准确反映油藏结构和参数在空间中的变化规律，不能以大网格掩盖了其间的变化，如小尖灭、小构造和小砂体,在研究流体运动规律时，必须使用较多的网格，以便能够控制和跟踪流体界面的流动若采用的网格太粗，就会使网格饱和度变化平均化，不能刻划出流体的变化趋势 避免尺寸大小突变，相邻网格尺寸比小于2~3，否则会带来很大的截断误差 网格尺寸应与井位相适应，保证一个网格内只能有一口井。

两口井之间至少有一个空网格 井密集区和主要模拟区应该适当增加网格数目，井周围通常用密网格，其他地区可用稀网格,,,网格编号顺序,网格划分分类,,,网格编号顺序,X,Y,1,1,7,1,,X,Y,Z,块中心、角点网格的例子,,,,更具 灵活性,最先进的网格技术—非结构化PEBI网格,,PEBI网格的优势,可模拟任何几何形状的油藏 能够真正达到局部网格加密 用k-PEBI网格处理油藏的各向异性 加密网格与基础网格能够自动耦合 收敛速度快稳定性高误差极小 正交极小加速算法(Orthomin),模拟层的划分,纵向,江苏油田真12断块E2d23,网格大小：25×25m，网格个数：66 ×22,平面,三维图,,,FLUID DEFINITIONS 的基本数据,,数据文件讲解,1.组分定义 2.粘温曲线,,,FLUID DEFINITIONS 的基本数据,,数据文件讲解,1.相渗曲线 2.吸附数据,,,INITIAL CONDITIONS 的基本数据,,数据文件讲解,1.平衡计算 2.直接赋值 Temp Pres So、Sw、Sg,,,NUMERICAL CONTROL 的基本数据,,数据文件讲解,1.迭代控制 2.时间步长控制 3.参数最大变化,,,RECURRENT DATA 的基本数据,,数据文件讲解,1.井的定义 2.射孔数据 3.动态数据,动态数据,数值模拟数据文件（前处理建模） 历史拟合 结果分析（后处理） 动态预测 开发报告编写,每一步的目的？,模拟计算,,1.历史拟合的概念,含水率拟合曲线,累产油拟合曲线,历史拟合目的,历史拟合的目的是比较客观地认识油田的过去和现状，为开发动态预测打下基础。

历史拟合方法,直接求解 试凑法 自动历史拟合,历史拟合指标,历史拟合包括全油藏的拟合和单井 的拟合，注意拟合的指标有： 储量、压力、产量、含水率和气油比,参数调整原则,不同参数的不同组合会得到相同的计算结果为了避免参数修改的任意性，在历史拟合开始前必须确定各参数的可调范围，判断参数来源是否可靠，确定的参数一般不修改，或只在较小范围内修改；不确定的参数允许修改，可在较大范围内修改具体应用时应根据实际情况而定,2.可调参数及调参范围,它在任何油田都是不定参数这不仅是由于测井解释的渗透率值与岩心分析值误差较大，而且井间的渗透率分布也是不确定的，因此渗透率的修改允许范围较大，可以放大或缩小2－3倍或更多渗透率,孔隙度,有效厚度,油层测井解释的有效厚度与取芯资料对比，一般偏高30％左右，主要是钙质层和泥质夹层没有完全扣除，因此可调范围为-30%－0％油层孔隙度变化范围不大因此孔隙度视为确定参数，不做修改，或允许改动范围在±3％岩石和流体的压缩系数,流体压缩系数是实验测定的，变化范围较小，认为是确定的而岩石压缩系数虽然也是实验测定的，但受岩石内饱和流体和应力状态等的影响，有一定的变化范围，而且与有效厚度相连的非有效部分也有一定弹性作用，考虑这部分的影响，允许岩石的压缩系数可以扩大一倍。

油气PVT性质,一般认为是确定参数，在具体情况下也允许作适当修改，应根据具体情况而定初始流体饱和度,一般认为是确定参数，必要时允许小范围修改相对渗透率曲线,由于油藏模拟模型的网格粗，网格内部存在严重的非均质性，其影响不可忽视，这与均质岩心的情况不同，因此相对渗透率曲线应看做不定参数即使在拟曲线的研究中，给出了较好的初值，但仍允许做适当的修改历史拟合的一般操作方法,数值模拟的第一步是对油藏的地质储量作出拟合，因为地质储量是一个比较敏感的参数，一般上报储量会并确定下来，以后的各种开发指标均以此地质储量为准当地质储量有差别时，应先对输入的参数做检查，看是否存在较大误差,地质储量,相关参数：饱和度、有效厚度、孔隙度、压缩系数等,储量,在进行全区压力拟合时，首先着重拟合压力水平，兼顾拟合压力变化形状当拟合压力的变化形状与实测基本一致时，只是压力水平不同时，主要调整压缩系数和孔隙体积 当分析发现注采关系不正确时，可根据注采平衡的原则对边界井劈分系数进行调整或修改注水井指数 当油水井的压差过大时，表明全区渗虑能力过低，可适当提高相对渗透率的端点值压力拟合,,如下图所示，若将岩石的压缩系数扩大为原来的1.5倍将实现最终拟合。

当压力与时间的计算变化形状与实际的不一致时，则普遍地修改模型的渗透率，也包括边界流入函数的渗透率，因为油藏中产生压力分布是由于流体流动的结果，这个结果由达西定律所确定，它包含着总以乘积出现的KKrl（l＝o、w、g；K为渗透率；Krl 为某项相对渗透率）因此同时也可修改相对渗透率，在拟合全区压力形状时，着重调整对全区压力影响大的单井的压力形状从上图中可以看出，从整个变化趋势上看，拟合压力低于观察压力，但两条曲线几乎平行，这是典型的油藏渗透率给低了的情况，若将油藏渗透率增加为原来的1.5，则可以实现最终拟合从上图中可以看出，计算压力值低于观察值且继续发散，这是典型的由于远离井区的渗透率和孔隙度给定的过低造成的结果，在此情况下可保持油藏渗透率不变，将水层的渗透率提高到原来的1.5倍，就可以实现拟合单井的压力拟合主要调整表皮效应达到对单井压力动态的拟合，有时也可调整井周围地区的渗透率或方向渗透率全区压力拟合与单井压力拟合不是截然分开的，在进行全局压力拟合时也考虑单井情况，附带做局部修改，并着重那些对全区压力影响很明显的单井的压力拟合同时还应注意在调整井与井之间平面关系的同时，也考虑单井本身的层间关系，这时还可以修改射开的KH（地层系数）。

含水率拟合最常用的方法是修改相对渗透率曲线，有时也调整油水界面和油气界面的位置，同时原油的粘度对含水率也有一定的影响 与压力拟合类似，含水率拟合也要分为全区拟合和单井拟合含水率拟合,例如位于油区的油井开井初期见水，而实际情况并没有见水，有时出现见水滞后，其主要原因可能是：相渗关系的端点值与初始流体饱和度不匹配，需要进行调整和修正调整渗透率的分布或原油粘度后，压力分布和单井压力都发生变化，当调整相对渗透率曲线时，由于该相流量也随之发生相应的改变，必然导致压力变化，例如当水的相对渗透率曲线下移时，由于水相的流量减少，必然导致流动时压力值减少，所以在含水率拟合好后，必须再对压力进行必要的调整 压力、含水率、气油比等都已经拟合好后就可以进行动态预测了开发指标,区块日产油,区块累产油,区块日注水,区块累注水,区块含水率,单井含水 真6,数值模拟数据文件（前处理建模） 历史拟合 结果分析（后处理） 动态预测 开发报告编写,每一步的目的？,只有通过对拟合结果的分析，才能确定出需要进行调整的方案其分析的主要内容是，根据剩余油饱和度分布，分析剩余油的控制状况及所在位置，由层间开发指标分析各层动用状况，对层内剩余油饱和度进行研究，寻找水淹规律，由剩余储量分布，水淹分布提供新的井点，提出各种提高采收率方案。

历史拟合结果分析,,,结果分析,油藏数值模拟培训教程,对于结果的分析主要从以下几方面来分析: 1、采出程度对比（或累积采油量） 2、含水率对比 3、地层平均压力对比 4、剩余油饱和度、储量等分布图 5、年产油量对比,,Ⅰ 油组原始含油饱和度分布等值线图,,Ⅰ 油组剩余油饱和度分布等值线图,,不难看出：剩余油主要集中在以下四个地区 ——,非主力油砂体 断层附近及岩性尖灭线附近 局部低渗部位 注采对应率低的地方,找出剩余油所在,数值模拟数据文件。