油藏数值模拟历史拟合与动态预测解决方案.ppt

历史拟合的概念 历史拟合的步骤 历史拟合工作制度 历史拟合指标 确定参数的可调范围 历史拟合的一般操作方法 在定产情况下，拟合指标：实测油水比（或含水，或水饱和度）和油气比；实测地层压力，或实测的井底流压等； 若油井在不变的总采收率或定压的情况下生产，则拟合指标可能是产油量； 拟合见水时间和见水层位等等； 拟合分层开采指标（若有比较可靠的实测资料）。 油井的含水和地层压力作为主要指标； 其次是拟合单井的见水时间、见水层位； 最后是生产指数和注水指数拟合（也即拟合油水井井底流动压力） 气油比一般不列为主要拟合指标： 原因是： 1) 开采过程中基本上保持在饱和压力以上开采，气油比比较稳定； 2）矿场油气比测量资料不准确。 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，而且根据其特点，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。 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。 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。 油水和油气界面： 在资料不多的情况下允许在一定范围内修改。在某些情况允许修改范围放宽。例如：对于边底水油藏，矿场只提供一个平均的油水界面（深度），这时可在较大的范围内修改。 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。 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。 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。 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。 * * 油田、单井压力 油田、单井产量 地质储量 油田、单井含水率等 模拟计算 与实测数据 是否一致 动态预测 Yes 对原始参数调整 No 已有油藏参数 渗透率 孔隙度 各种动态数据等 饱和度 1、历史拟合的概念 2、历史拟合的步骤 收集历史动态资料 判断资料的准确性 明确历史拟合的目的 建立起初始模型 建立起初始模型 与实际油田的动态 历史进行比较 合理的拟合结果 参数调整 历史拟合 判断参数修改是否合理 不符合 符合 3、历史拟合工作制度 所有注水井定注入量，所有采油井定地面产液量； 注水井定压，采油井定地面产液量； 模型边界处的注水井和采油井定井底流压，模拟区内部注水井和采油井分别定注入量和地面产液量； 对应于上述三种方法，若将相应的油井定地面产液量改为地下总采出体积（包括油、气、水），可以得到另外三种工作制度。 4、历史拟合指标 拟合指标的类型： 主要拟合指标的确定及目的一 拟合单井含水 单井产油量 地下水饱和度的分布 油井见水时间及见水层位 符合实际的层间关系 最后一个阶段的生产指数、 吸水指数拟合 油水井产液及吸水能力 全区（油田）及单井压力拟合 注采平衡（注采关系正确） 地质储量 主要拟合指标的确定及目的二 5、确定参数的可调范围 渗透率： 孔隙度：