油藏数值模拟基础数据库

张睿

摘要：由于不同成因的单砂体质量的差异性及其连通情况的复杂性，导致流体在平面及纵向上渗流的差异。因此，基于单砂体的三维精细地质建模成为开发中后期剩余油分布预测及油田开发调整的重要基础。地质建模将地质认识三维可视化、定量化，是地质认识的集合体。针对地质模型可以提供任意方向的属性切片，进行油藏非均质性分析，为进一步数值模拟提供模型基础。

关键词：油藏 模型 模拟

中图分类号：TE319 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2012）10（b）-0066-01

1 网格粗化

在网格的划分上，该油藏构造相对简单，断层较少。因此，地质建模粗化后的成果作为平面上网格划分的依据，网格形状为角点网格，X方向网格数为61个网格，Y方向网格数为69个网格。在纵向网格的划分上，据前面研究知油藏纵向上共有13个沉积单元，13个沉积单元又划分为27个单砂体，基本上保证网格平面长宽最小距离小于30m的要求。为了对每个单砂体的剩余油分布状况研究的更加精细，纵向上把每个单砂体都作为一个独立的模拟层。考虑到断层的封闭、尖灭及超低渗区域在模拟过程中的影响作用，将局部区域设置为无效区域。

最终，将该油藏划分成X×Y=61×69=4209个平面网格。纵向上265个网格，主要按地质划分和储量分布为基础，共划分了27个计算层，网格总数为1115385个。

2 岩石模型

大量的研究表明，实验室提供的相对渗透率曲线是多种因素共同作用的最终成果，因为一块岩心除了受岩石润湿性的影响外，还与流体饱和顺序、岩石孔隙结构特征、实验时所规定的温度、压差及所用的流体等因素有关。

对于取心分析的不同岩样，其渗透率和孔隙度也不同，因此所测得的相对渗透率曲线也会不同。随意选取某一相对渗透率曲线来代表整个油藏用于数值模拟是不合理的。本文依据陈元千提出的按照油藏的特征，针对不同的孔隙度和渗透率，选择多条典型的相对渗透率曲线，归一化处理后，从而得到几条能代表研究区油藏的平均相对渗透率曲线。本次选取一条相渗曲线进行数值模拟，由于研究区平均渗透率为211×10-3um2，因此选取渗透率为186×10-3um2和248×10-3um2两个样品的相对渗透率曲线进行归一化。

3 流体模型

流体模型主要描述油藏中流体性质、流体分布以及渗流关系。资料主要来源于实验室内高压物性资料、矿场测试资料和岩心驱替资料。

流体分布特征主要包括初始油、气、水分布和初始地层压力分布。数值模拟计算中要用到的流体的高压物性资料，主要包括地层流体的体积系数、溶解气油比、粘度、体积系数、密度等参数。对于等温渗流，这些数据表现为与压力之间的变化关系。

实验室进行分析化验的资料是流体模型主要参数的来源，各参数取值如下表1。

4 动态模型

生产动态模型是用来描述油藏中注采井动态条件变化的模型。实际油藏的生产是一个连续的动态变化过程，但在数值模拟中需要对整个连续生产历史进行分阶段描述。按照模拟器输入的要求，体现油井动态模型的资料应包括生产历史和作业历史。作业历史和生产历史是单井动态资料的组成部分。前者包括射孔的一系列情况（时间、位置、射开砂厚及有效厚度等）、压裂、酸化、卡堵、油层污染系数等；后者包括开发时间、产油量、产水量和产气量。油井的工作制度在各时间段内设置为定液量，水井的设置为定注入量进行模拟。

5 平衡检查

平衡检查的基本原理是将输入到模型中的实际生产注入动态做为确定值，对与之不相符合的计算值进行调整，使两者相匹配。即假设在需要模拟井的油井的产量和水井的注水量为零的情况下，进行模拟时间大于或等于油藏实际生产时间的运算。经过这段时间的模拟，描述油藏变化的状态参数应该没有发生任何变化。如果出现异常，说明模拟时的参数有问题，必须进行检查修改。平衡区检查时，由于模型参数较多，而且可调范围较大，而提供的实际油藏动态资料有限的情况下，为了避免随意修改或减少可调参数，必须先确定好可调的参数及其可调范围。

将油田开发动态资料输入到地质模型中经运算后，将油田开发动态资料输入到地质模型中经运算后，发现符合平衡检查的标准，说明地质模型可以用于进行下一步的数值模拟研究，能较好的反应油藏特点。

6 储量拟合

储量拟合程度的高低直接关系到下一步的数值模拟，与其有关的参数是孔隙度、有效厚度等的修改，是否与油藏实际情况一致。两者符合程度越高，模拟预测结果越具有说服力。

油水界面、气水界面、有效厚度、孔隙度是影响储量的参数，储量拟合时一般通过校正油水或气水界面以及有效厚度。孔隙度主要取自测井解释，可信度比较高，最好不要做改动。在拟合好储量后，基本上这几项定为确定性的参数，必要时可稍微做些调整。

通过对静态调参的范围原则的分析，本次在储量拟合时适当调整了有效厚度的范围（－30%）。进行初始化运算时，采用的是黑油模型，得出研究区总的地质储量是204.2×104t，同地质人员用容积法计算的储量207.1×104t相比，误差为1.4%，在储量拟合的精度要求范围之内（见表2储层地质储量对比表）。

7 压力拟合

含水拟合。

对含水的拟合实际上是对流体界面移动的拟合，即油到达井的时间和水到达井的时间等。对影响油水流动的各特性参数的分析，是通过产液量和注入量的物质平衡检查来实现的。

本次进行综合含水拟合时，在整体修改全区相对渗透率曲线后，发现全区综合含水与观察数据出现较大差异。从1993年6月开始油井含水变化出现大起大落，出现这种现象一般是由于井下措施引起的。结合动态分析1989年后全区采取注水、压裂、补孔、卡堵水等措施；通过第三章开发阶段分析可知，在2000年以后油田先后采取了3次加密措施，这些因素综合导致含水出现突变期。为了解决这种问题，本论文尝试采取通过拟合单井含水来达到拟合全区含水变化的目的，结果表明此方法是可行的。

单井拟合时方法是调整局部地区的渗透率值，同时考虑注水井的注入状况，调整注水井主流线方向的传导率，使注采关系与油藏实际情况之间误差更小。