油藏数值模拟（精选7篇）
油藏数值模拟 篇1
W油田划分Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ五个油组, 7采3注井网, 其中A1、AA33、AA44、AA55、AA66、AA1188、BB2211井采油, 以单层开采为主;AA77、AA99、AA1100井注水;AA99同心配注ⅣⅣ、ⅥⅥ油组, AA1100井同心配注ⅣⅣ、ⅥⅥ、ⅦⅦ、ⅧⅧ油组, AA77井单注ⅦⅦ、ⅧⅧ油组。目前日产油约118800mm33//dd, 气油比约为115500mm33//mm33~220000mm33//mm33, 含水率为8800%%~8855%%, 进入中高含水阶段。
1 存在问题
当前数值模拟研究中存在的问题中主要有两类。一是截止目前, 各油组水淹情况严重。由于纵向油组多, 注水井多采用多层合注的注水方式, 生产井经历了长期的合采阶段后, 近年主要以单层生产为主, 模型中水驱前缘的判断以及注采关系的确定都存在一定难度;并且由于W油田为边水构造油藏, 边水的侵入是否对生产井产水做出贡献, 在数模中很难量化体现。二是W油田各井钻遇各油组含油砂体层内渗透率级差在几十到几百之间变化, 储层非均质性较为严重, 在数模中很难对剩余油饱和度做出准确判断, 不同的历史拟合调参方法则会造成不同的剩余油富集区, 饱和度在纵向上的分布并未进行质控, 剩余油预测存在一定风险。
2 技术对策
为了解决上述问题, 通过对国内外其他类似油田数值模拟工作进行调研, 本次在数值模拟研究中引入了虚拟示踪剂技术以及RPM饱和度测井定量拟合技术, 结合地质油藏认识以及生产历史拟合技术, 大大提高了剩余油预测的精确性。
2.1 虚拟示踪剂技术
在数值模拟的过程中, 可以通过追踪虚拟示踪剂[1]的流向和浓度, 来解决模型中的注采关系和来水方向不明等关键难题。针对W油田, 采用虚拟示踪剂技术来确定模型中的注采关系, 在进行虚拟示踪剂设置时, 根据井的实际注水情况来定义不同的示踪剂, 并不是笼统地将某一口井的注入水设置为一类示踪剂。例如, A9井于2000年至2005年对上、中层系进行分注, 分别将上、中层系的注入水定义为虚拟示踪剂A9, 9AN;2007年至今分层注入Ⅳ油组, 2007年至2009年分层注入Ⅵ油组, 分别将Ⅳ、Ⅵ油组的注入水定义为虚拟示踪剂A9D、A9G。A7井主要对Ⅶ、Ⅷ油组进行合注, 定义A7井的注入水为虚拟示踪剂为A7。考虑边水的影响, 单独将边水定义为为一种虚拟示踪剂BS。由于W油田未进行真实的示踪剂监测作业, 因此把各注入水的虚拟示踪剂的初始浓度均设置为1, 模型网格中的水初始示踪剂浓度均设置为0。
2.2 RPM饱和度测井拟合技术
W油田目前共进行过4口井5井次的RPM饱和度测试[2], 其中A1井于2005年7月和2008年3月进行过两次RPM饱和度测试。为提高涠W油田剩余油分布的准确性, 本次研究充分挖掘了生产测井资料在剩余油分布研究中的应用, 在定性分析的基础上进行了定量拟合, 以A1井为例, 拟合曲线如图1。RPM饱和度测井拟合验证了模型的合理性, 对整个油田的剩余油分布预测准确性进行了质控。
3 应用效果
3.1 虚拟示踪剂技术的应用效果
应用效果1:追踪各注水井的水驱前缘[3]。本次研究采取虚拟示踪剂技术, 在黑油模型基础上进行模拟, 通过观察不同时间步的注水井或者边水示踪剂浓度分布, 直观地观测到注入水的波及范围以及水驱前缘, 为分析注采关系以及单井含水率拟合提供指导依据。从水驱前缘分布图中可以看出以下几点特征:驱范围广, 面积大 (图2) ;平面上矛盾突出, 多数井层水驱前缘平面上不均匀, 呈不规则形状, 优势注水方向“指状”现象比较明显 (图3) ;宏观上表现剩余油分布在注入水没有波及的区域, 各层剩余油分布呈现复杂的态势。
应用效果2:确定来水方向。注水井注入示踪剂后, 示踪剂随注入水向油井方向进行运移, 经一段时间后可在与连通的油井中检测到示踪剂。由于地层非均质性, 加之油水井间连通情况不同, 导致示踪剂到达油井的速度不同, 即油井见示踪剂时间不一致。以A1井为例, 由示踪剂产出曲线 (图4) 可以看出, 主要有三种示踪剂可以在油井检测到, 分别为A7, 9AN, A9, 虚拟示踪剂A7产出浓度明显高于其他两种示踪剂, 说明注水井A7与油井A1连通性较好, 来水方向主要为A7井, 次为A9井方向 (图5) 。
应用效果3:各方向来水量的确定。根据各注水井虚拟示踪剂产出曲线, 可以计算不同时期各方向来水比例, 以A1井为例, 各注水井及边水的来水量计算结果如表1, 如表示, A1井与A7井之间存在高渗通道, 合采期A7井对A1产水影响很大, 目前A1井的产水主要来自注水井A9AN井与边水。
应用效果4:寻找注入水波及效率低的区域, 为剩余油潜力区提供指导。根据各示踪剂浓度分布范围, 可在模型中寻找各油组注水波及效率低的区域, 在水驱油藏中, 这类水洗程度较低区域剩余油饱和度普遍较高, 为下一步剩余油挖潜提供指导依据。
3.2 生产测井资料的应用效果
应用效果1:定性判断储层动用情况及模型的准确性。根据同一生产井不同时间的RPM饱和度解释结果以及对应时步的数模饱和度分布对应情况可定性判断模型的准确性以及分析油组的前后动用程度。A1井于2005年7月和2008年3月分别进行过RPM饱和度测试, 两次测试期间, A1井对Ⅳ、Ⅵ油组进行分采。从C/O响应值来看, Ⅳ油组顶部在2008年3月含水饱和度为63.4%, 与原始含水饱和度33.1%相比升高30%多, 与2005年测井相比3050.0-3058.0m含水饱和度升高24.0%, 3058-3066.2m含水饱和度升高12.0%。
应用效果2:饱和度拟合辅助模型校正, 提高模型准确性。针对W油田这类生产历史与地质油藏条件都比较复杂的情况, 由于常规历史拟合的局限性, 并不能保证各油组的剩余油分布的合理性。平面上, 由于构造、属性、水体强弱、初始饱和度、井间关系都存在不确定性, 使得平面上剩余油分布[4]存在很大风险;纵向上, 对于多层生产油田, 分层测试资料相对不足, 而且有些测试资料存在问题, 单井层间关系不确定性很大。单井RPM饱和度测井结果在数模中定量拟合, 可对模型的准确性进行合理质控, 大大提高剩余油预测的可靠性, 为后期挖潜提供有力保障。
4 结语
(1) 针对W油田油水运动规律复杂的特征, 采用虚拟示踪剂技术可对不同时期产水来源及产水贡献大小进行追踪, 为剩余油分布提供指导;
(2) 利用RPM饱和度生产测井资料对涠三段进行了饱和度拟合, 结合常规历史拟合以及地质油藏认识, 提高了数值模拟研究的精确性, 获得了较好的历史拟合结果, 为后期的剩余油分布研究提供了可靠的数值模型。
参考文献
[1]殷代印, 张东.应用虚拟示踪剂方法研究侧积体油水运移规律.特种油气藏[J], 2014年, 10 (5) :79~87.
[2]王利娟, 何胜林等.RPM剩余油饱和度测井在南海西部油田的应用研究.海洋石油[J], 2015, 6 (2) :82~886.
[3]梁成钢, 赵建伟等.水驱前缘监测技术在北16油田的应用.新疆石油天然气[J], 2007, 5 (2) :33~35.
[4]王丽霞.厚油层高含水期剩余油分布规律及堵水技术政策研究[D].中国石油大学.2010.
油藏数值模拟 篇2
1 评价指标
1.1 误差判据
假设实际观测的油藏参数为x, 模拟计算出的油藏参数为x*, 文献6提出的误差判据xe为:
本文采用的误差判据为:
1.2 单井及区块综合、平均、瞬时误差判据
单井和区块指标都是时间的函数, 不同的单井都使用公式3进行评价, 区块评价使用公式4。
区块综合误差判据表达式为:
单井综合误差判据表达式为
单井平均误差判据表达式为
单井瞬时误差判据表达式为
2 评价方法对比与分析
2.1 原评价方法的多解性分析
以文献6提供的区块含水率拟合数据为例, 如果增加一组拟合数据 (见表1) , 并使用文献中的评价方法。可以看到判别值一样, 根本无法评价出两次拟合结果哪一个更好。实际上从图1可以定性的看到两次拟合结果有比较大的差别。如果使用新评价方法, 两次评价结果分别为0.493和0.601。可以明显的区分出两次拟合的优劣, 即0.493<0.601, 第一组拟合结果的综合误差小于第二组, 第一组拟合质量较好。
2.2 原评价方法指标钝化现象分析
将两种方法对两组拟合数据的误差判据值作图 (见图2) , 可以看到原方法两组拟合数据的误差判据值分布差别很小, 这也是该方法存在多解性的主要原因。对比图1可以发现1992年和1994年实际值与两次拟合值均相差较大, 但在图2中这种形态差异性被掩盖了, 同样两组拟合值之间的差异也被掩盖了。采用新方法的误差判据值的分布突出表现了拟合值与实际值之间的形态差异性, 特别在1987、1992、1994年实际值与拟合值差异较大点处形态差异性表现的很充分, 而且第二组拟合值相对于第一组拟合值在上述三点处振荡幅度较大, 反映出其值与实际值差异大于第一组值, 因此可以直观定量的得出第一组拟合值拟合质量较好的评价结论。
3 结论
1) 原评价方法存在多解性和指标钝化现象, 文献6中所得的结论 (2) 与 (3) 并不成立;
2) 本文虽然是以区块含水率为评价对象, 但单井综合、平均及瞬时评价指标同样具有有效性。文献6在定量评价单井拟合质量时同样存在结论1中的问题;
3) 新评价方法也适用于不同区块或不同软件的拟合效果对比研究。
符号注释
-第w井在t时刻油藏参数的实测值
-第w井在t时刻油藏参数的计算值
-w井在t时刻油藏参数计算值的误差判据
xa (t) -区块在t时刻油藏参数的实测值
-区块在t时刻油藏参数的计算值
xae (t) -区块在t时刻油藏参数计算值的误差判据
n-模拟的总时间步数
整个模拟计算时间段内区块误差判据值的总和
-整个模拟计算时间段内区块的综合误差判据
m-模拟区块内的总井数
-模拟区块内的所有井在整个模拟计算时间段内的总误差判据值
-单井综合误差判据
-第w井在整个模拟计算时间段内的总误差判据值
-单井平均误差判据
-在t时刻模拟区块内所有井总误差判据值ÁÁÂÃÂÃÂÁÂÃÁ
-单井瞬时误差判据
-区块含水率实际值
-区块含水率的第一组拟合值
-区块含水率的第二组拟合值
-原评价方法对区块含水率的第一组拟合值的误差评判值
-新评价方法对区块含水率的第一组拟合值的误差评判值
参考文献
[1]陈月明.油藏数值模拟基础[M].东营:石油大学出版社, 1994:114～119.
[2]韩大匡, 陈钦雷, 闫存章.油藏数值模拟基础[M].北京:石油工业出版社, 2001:271～279.
[3]刘慧卿, 油藏数值模拟方法专题.东营:石油大学出版社, 2001:184～185.
[4]T.厄特金, J.H.阿布-卡森, G.R.金.实用油藏模拟技术[M].张烈辉等.北京:石油工业出版社, 2004:652～663.
[5]袁奕群, 袁庆峰.黑油模型在油田开发中的应用[M].北京:石油工业出版社, 1995:47～50.
油藏数值模拟 篇3
关键词：大裂缝,油藏数值模拟,单重介质传导型裂缝模型
以裂缝为主要渗流通道的裂缝性油藏在碳酸盐岩油藏、低渗透性油藏中都占据着相当大的比例, 而压裂开发又是其重要的开发方式。如何对大裂缝 (包括天然大裂缝及人工压裂裂缝) 进行科学而有效的模拟是影响开发效果预测的重要问题。
1 大裂缝油藏数值模拟处理方法
1.1 网格化表征法
网格化表征法主要采用裂缝网格化技术来显式地描述大裂缝的性质 (包括走向, 形态, 开度、长度等) , 主要有密网格法, 局部网格加密法, 非结构网格法等。本文中以局部网格加密法为代表。
局部网格加密法可以显式地对裂缝进行建模和描述, 在描述及显示驱替过程方面表现较好。但有可能因为局部裂缝孔隙体积过小而引起收敛性困难, 特别是在裂缝中的重力分异过程描述水线突进时。另外对于复杂裂缝系统, 局部网格加密法对于裂缝的描述非常复杂。
1.2 等效渗流特征描述法
等效渗流特征描述法主要采用流动能力的等效计算对裂缝的渗流能力进行等价。
等效级差法是该类方法的代表。主要做法是在原有网格系统的基础上, 根据传导率等效原则, 修改包含裂缝网格的渗透率, 近似地等价裂缝渗流效果。该方法由于使用方便, 只需要修改网格的渗透率, 因此仍然是目前经常使用的近似裂缝模拟方法之一。但该方法在计算的过程中经常会出现即使将裂缝处的渗透率改的很大, 仍见水时间晚的情况。
1.3 双重介质描述方法
双重介质模型把发育的互相连通的裂缝看成是一种连续介质, 同时把被裂缝切割的岩块也看作一种连续介质。两个连续介质在空间上是重叠的, 即每个几何点既属于裂缝连续介质也属于基质。裂缝和岩块中的流体按照一定规律进行交换。
它能够既能体现裂缝系统高渗高速流动的特性, 同时还能反映渗吸效应、重力效应、分子扩散效应 (气驱) 等驱替机理, 是目前裂缝性油藏描述中较完善的模型, 但它更适用于中小裂缝且均匀分布的情况, 在大裂缝非均质性较强的情况下对裂缝位置难以准确描述, 表现水突进的直观性差, 且计算收敛性较差。
2 单重介质传导型裂缝模型
Paul V.L.[1]等人提出了一种提出的一种在单重介质模型中加入传导型裂缝的新的处理方法。这种方法是针对裂缝尺寸与网格块相比较大, 使用传统的方法已经无法描述的情况提出的, 主要适用于基质作为主要储油介质, 且裂缝之间距离较大 (数十米) 的油藏。
该方法中裂缝的处理方式与断层类似, 主要考虑裂缝的传导性。具体应用通过修改网格的属性、生成拟相对渗透率曲线函数、修改井的生产指数来实现。
使用E c l i p s e数值模拟软件建立8×8×1的正方形概念模型, 网格大小为22m×22m×9m。设计一注一采两口井位于对角线两端, 定注采比为1, 裂缝沟通注水井和生产井。假定裂缝的开度为0.01m, 设计裂缝的有效渗透率为50MD, 500MD, 5 0 0 0 M D, 计算对比各方案的含水上升情况。
模型对裂缝渗透率因素敏感, 裂缝有效渗透率越大, 生产水见水越早, 含水上升越快。
3 各种方法综合对比与适应性分析
3.1 概念模型建立
为适应网格化表征法, 表现出基质储油, 裂缝导流的机理, 建立以下的概念模型:x方向平行于裂缝, y方向垂直于裂缝, 在y方向将裂缝划分为一个网格, 网格宽度为裂缝缝宽, x方向划分为多个网格。为减少数值困难, y方向网格划分时, 网格大小在裂缝附近选小些, 离裂缝越远, 网格尺寸变大[2]。设置一口注水井, 一口生产井, 均完井于裂缝上。裂缝缝宽取0.01m, 有效渗透率为5000md。
运用网格加密法、等效级差法、双重介质模型及单介质传导模型分别进行计算。
3.2 计算结果分析
四种方法计算的含水上升规律如图1所示, 单重介质传导型裂缝模型与局部网格加密法及双重介质模型计算结果基本一致, 在计算结果上都能达到对真实裂缝的达西渗流规律的描述。而实际应用中常用的等效级差法见水晚且后期含水高, 其中小网格的计算效果又好于大网格。
从计算效果、计算速度、收敛性、直观性等方面综合对比以上几种方法:
(1) 局部网格加密法是对裂缝最直接的描述, 且能显式地表现出油水的流动, 计算结果最能反映真实的地下达西流动。但当裂缝尺度较小时, 模型收敛性差;当裂缝条数多时难以操作。
(2) 等效级差法优点是操作简单。但使用基质网格来等效裂缝增加了裂缝的储油能力, 计算结果欠佳。但网格较小时也可以做一定程度的近似。
(3) 单重介质传导型裂缝模型使用方便, 且可以达到与局部网格加密法近似的计算效果, 计算速度比双重介质模型要快。但在对裂缝的显示及油水运动描述方面存在不足。
(4) 双重介质模型仍然是计算效果最好的模型, 尤其适用于裂缝较多, 难以逐条描述的情况, 对大裂缝的计算效果也不比其它方式逊色。但在裂缝的显示及油水运动描述方面表现欠佳, 且计算速度较慢。
上述几种方法仍存在着共同的缺点:
(1) 仍然建立在达西流的基础上, 因此对于大裂缝类管流的流动特征难以反映。
(2) 对于裂缝形态的描述困难, 对于不同方向的多条裂缝难以处理, 更适用于简单的压裂裂缝。
4 结论
(1) 在大裂缝的模拟中, 单重介质传导型裂缝模型与局部网格加密法及双重介质模型可以反映真实裂缝的达西渗流规律, 其中单重介质传导型裂缝模型计算综合性能最优, 可操作性最强。
(2) 以上几种方法在大裂缝高速非达西流描述、裂缝的形态描述方面还存在共同的缺陷, 将是新一代裂缝性油藏数值模拟软件需要解决的问题。
参考文献
[1]van Lingen, P., Sengul, M., Daniel, J.and Cosentino, L.Single Medium Simulation of Reservoirs with Conductive Faults and Fractures.SPE68165, SPE Middle East Oil Show, Bahrain.March2001
油藏数值模拟 篇4
1. 构造复杂
该区是一个被断层复杂化的披覆背斜构造。内部主要发育4、5级断层, 一般断距比较小15-25m, 延伸距离0.9-2km。按断层走向, 断层划分两组, 即北东向和北西向, 以北东向断层发育, 断距大、延伸长、甚至控制地层厚度;其次是北西向断层。自下而上断层由少变多, 馆Ⅱ组5条断层将二区切割成4个自然断块。明Ⅰ底9条断层自然断块增加到7个, 因此二区明化镇组构造比馆陶组复杂。
2. 储层变化快, 非均质性强
该区主力含油砂体的非均质程度较为严重, 砂体钻遇率低, 各砂体层内渗透率非均质程度比较严重, 平面上存在很大差异, 垂直顺流的侧向延伸距离较短、连通井少。明化镇组渗透率变异系数大于0.7, 突进系数大于1.79, 层内级差最大达108。
3. 油水系统不统一
该区纵向上油气水层间互出现没有统一的油水界面。明化镇油水关系复杂, 连片分布砂体少, 透镜体多, 同一层具有不同的油水界面。
4. 原油性质差异大
原油相对密度为0.89-0.97, 粘度110-2410m Pa·s。纵向上原油的密度、粘度、胶质、沥青含量随着深度的增加而增加, 平面上受构造和水的氧化作用原油性质西重东轻, 构造边部重, 中部轻。
5. 油藏类型多
该区按圈闭划分有以下四种油气藏类型:即断层—构造油藏、岩性油藏、断层—岩性油藏及断块油藏。据区内220个含油砂体统计, 断层~岩性油气藏、断层~构造油气藏分布广泛, 其次断块油气藏、岩性油气藏。
二、油藏数值模拟研究
1. 地质模型建立
该区断层多, 地层厚, 油水界面不统一。经过40多年的开发, 目前已经进入高含水高采出程度的双高时期, 油水关系相对复杂, 建模时选用petrel软件运用目前已有测井等资料, 在纵向上粗化后输出数值模拟静态模型网格步长为30m, 在ECLIPSE软件中并选用比较灵活的角点网格, 和比较成熟的黑油模拟器进行研究。为了准确反映垂向上的非均质性, 根据地层沉积旋回、主力和非主力油层的分布特点, 在纵向上以单砂体小层作为一个数模层, 将该油藏划分为89个模拟层, 总网格数为148×50×89=288600个。
2. 动态历史拟合
本次研究历史拟合期为1965年3月至2010年10月, 时间步长为1个月。拟合方法为首先对原始地质储量进行了拟合, 然后对单井产油量、含水率、井底流压、注人水等参数进行了拟合。在整个历史拟合过程中, 主要通过调整局部渗透率或方向传导率拟合井间注采关系, 调整油水相对渗透率曲线形状或水相曲线末端值拟合单井含水, 调整局部有效厚度拟合单井压力和单井含水。
经过历时拟合计算的地质储量为830万吨, 误差为1.22%, 拟合储量满足精度要求, 此次数模共拟合生产井119口, 其中采油井3口, 单井历时拟合结果表明, 拟合较好的井有102口, 拟合程度为85.7%, 符合工程精度要求, 通过区块历史含水拟合情况和日产油速度 (图1、图2) 看出区块拟合情况比较理想, 表明所建立的地质模型可作为开发方案模拟预测的基础 (全区含水拟合曲线) 。
3. 剩余油分布研究及挖潜对策
该区剩余油的分布大致可以分为以下5种类型。
(1) 主力油砂体水淹严重, 剩余油饱和度较低。
该区主力层系的主体部位因常年多次调整与完善, 水驱开发相当对完善, 实采出程度一般在35%~50%之间, 平均含水达90%, 剩余油饱和度在0.3~0.37%之间, 这类油藏的挖潜, 需结合大剂量的深部调驱或其他三次采油技术来实现。
(2) 断层边部控制剩余油
在断层附近, 由于断层的封闭遮挡作用, 注入水只能沿某一方向运动, 往往会形成注入水驱替不到或水驱很差的水动力滞留区, 沿断层方向易形成面积较大的条带状油区, 在断块的高部位往往会有剩余油的分布。这类油藏可结合新井来进一步挖潜。
(3) 油砂体岩性边界区控制剩余油
(4) 非主流线形成的剩余油。
(5) 零散小砂体控制剩余油。
(6) 稠油底水油藏未动区控制剩余油, 这部分剩余油结合分层系和水平井进行综合挖潜。
三、成果应用
在剩余油分布特点指导下, 编制了该区调整挖潜方案, 调整方案共实施新井36口, 新建产能6.99×104t, 平均单井日产油由2.88t/d提高到3.76t/d, 综合含水下降了6.95个百分点, 自然递减由18.53%下降到8.66%, 采油速度由0.69%提高到0.75%, 水驱采收率提高了6.05个百分点, 水驱开发效果进一步改善。
四、结论
1.油藏数值模拟技术是研究高含水油田剩余油分布规律的有效途径。通过对该区断数值模拟研究明确了剩余油分布确立了挖潜对策。
2.在剩余油分布研究基础上, 进行了方案编制, 实施后注采对应率、水驱储量控制程度等开发指标均得到大幅度的提升, 实现了油田的增产、稳产。
摘要：港西A区为复杂断块油藏, 目前已进入高含水时期, 通过建立该油藏的数值模拟地质模型, 进行精细油藏数值模拟及剩余油分布研究, 确定了剩余油分布的主要类型, 提出剩余油挖潜的对策, 有效指导了方案编制, 取得了较好的增产效果。
关键词：数值模拟,剩余油分布,历史拟合,应用效果
参考文献
[1]韩大匡.油藏数值模拟基础[M].北京:石油工业出版社, 1980.
[2]刘晨, 孟立新, 黄芳, 陈淑芹, 朱红云, 田菲.油藏数值模拟技术在复杂断块油藏开发后期的应用.[J].录井工程, 2011 (6) :65-69.
油藏数值模拟 篇5
一、优化的ORTHOMIN (m) 算法
对于在分布式存储的并行机群上的计算, 一次通信的开销要远大于一次计算的开销, 因此要尽可能降低通信次数, 或将两次通信合并为一次通信。所以, 在分布式并行计算机上进行并行算法设计时, 一个很重要的原则就是设法加大计算时间相对通信时间的比重, 减少通信次数甚至以增加少量的计算时间来减少通信时间。
1.用一次全局同步来完成所有内积计算。为得到优化算法, 笔者利用ORTHOMIN (m) 算法中向量pi满足关系式
令qj=Apj, tj=Arj, 则由ORTHOMIN (m) 算法得
从式 (2) 可以看出, 内积 (qj, qj) 可以通过迭代的方法求出, 从而消除ORTHOMIN (m) 算法中两次内积计算中的数据相关性。
2.向量内积的并行计算时间。对于k个向量内积并行计算时间, 每台处理机并行求解局部向量内积, 计算时间为2 (k N/P) tf。为计算k个整体内积需要对这k个局部内积均进行一个全归约的通信, 其通信时间为, 因此, k个向量内积的并行计算时间为
3.向量校正的并行计算时间。对于k个向量相加的向量校正, 其不需要通信, 故其并行计算时间为
在一步迭代中两算法的向量校正、内积计算、矩阵向量乘的计算量均是相同的, 但却减少了一次全局通信。相比原算法其仅仅从数学计算上改变了计算次序, 稍微改变了aj各变量的值, 在实验中将给出分析。
4.两算法一步迭代的计算量与同步对比。两算法比较见表1。
从表1可以看出, 在一步迭代中两算法的向量校正、内积计算、矩阵向量乘的计算量均是相同的, 优化算法比ORTHOMIN (m) 算法仅多了3 m次浮点运算, 但却减少了一次全局通信。又m的选取一般不大, 随着处理机台数增加, 相对于全局通信而言, 优化算法相对ORTHOMIN (m) 算法几乎不增加计算量。
二、优化的ORTHOMIN (m) 算法求解油藏数值模拟实验
数值实验采用两组实验数据均选自Harwell-Boeing测试矩阵集 (http://math.nist.gov/Matrix Market/data/Harwell-Boeing) 。实验数据由7点有限差分格式对三维油藏模拟问题离散得到。通过对两组实验数据的求解, 来比较ORTHOMIN (m) 算法和优化算法并行计算时间及算法收敛过程, 求解中通过从外存读取数据。结果见表2。
两算法的并行计算时间为计算5次的平均值。可以看出随着处理机台数的增加, 优化算法比ORTHOMIN (m) 算法的性能提高比率逐渐增加, 有更快的并行计算时间, 也说明优化算法比ORTHOMIN (m) 算法有更好的扩展性, 其更适合并行计算。
油藏数值模拟 篇6
1. 专业型硕士教育的起源。
美国是专业学位研究生教育起源的国家之一, 目前专业研究生已经成为美国研究生教育的主体, 在美国高等教育中发挥着越来越重要的作用。中国的专业学位研究生教育在上世纪80年代才开始起步, 到1990年才开始试办, 历经了近20年的发展, 到2009年国务院决定开始扩大专业型硕士培养的规模, 并开始进行全日制专业硕士培养, 进一步深化了专业硕士的培养模式改革, 其目的不仅是为了应对当前就业问题, 更重要的是通过一定的增量, 促进完成研究生培养结构的调整。
2. 专业型硕士的特点。
专业型硕士学位是一种职业性学位, 是相对于学术性学位而来的, 秦惠民对其的定义是“要求通过高水平的专业训练从而达到一定的水平, 具有从事某种专门职业业务工作的能力, 并掌握扎实的专业理论知识”, 顾明远等也有相关的类似定义。可以看出, 专业型学位硕士培养的特点应该是:专业学位教育的突出特点是学术型与职业性紧密结合, 获得专业学位的人, 主要不是从事学术研究, 而是从事具有明显职业背景的工作, 如工程师、医师、教师、律师、会计师等。
3. 全日制专业硕士的特点。
和通常的专业硕士培养不同的是, 目前我国全日制专业硕士针对的培养对象是基本没有职业背景的应届本科生, 因此在入学资格、课程设置、导师安排、学位要求上都应该有自身的特点, 和在职工程硕士有明显的区别, 在教学和实践环节更要注重实践和应用性的课程, 实现企业和学校联合培养。
二、石油工程全日制专业型硕士的培养要求
1. 石油工程专业背景要求:
石油工程全日制专业型硕士的培养必须依托石油行业背景, 所培养的人才除了掌握新知识、新技术和新方法之外, 还必须掌握将这些知识和技能应用于实际工作中的能力, 才能产生直接的社会和经济效益。
2. 课程设置的先进性和实用性要求:
设置的课程范围要宽广, 要符合新颖先进与实用适用相结合的原则, 符合目前我国石油工业技术发展的现状, 从而才能使培养的学生到企业之后有用武之地。
3. 石油企业应用型人才培养的要求:
在整个油气田开发的过程中, 都需要利用数值模拟这项工具进行开发方案的制定、实施效果的评价, 从而调整完善油气田开发方案, 或者最佳的开发效果, 因此石油企业急需大量的相关人才。
三、油藏数值模拟在石油工业中的地位与重要作用
从整个石油工业来说, 最重要的是能够经济高效的开发油气田。而油田开发重在油藏管理, 其主要工作内容是通过各种监测、测试数据的采集、处理与解释分析油藏动态变化, 并修正油藏静态地质数据, 使得我们对油藏的认识更加清楚, 从而分析预测油藏动态的行为。在这个过程中, 油藏数值模拟起着关键的作用, 包括利用已有的动态数据修正地质模型和分析预测油藏未来的动态行为, 都可以由“油藏数值模拟”来完成。由于油田开发高投入、高风险的特性, 必须保证所选择的开发方案的风险最小。油藏数值模拟技术可以在最大程度上准确预测油藏开发效果, 满足油藏开发设计需要。随着电子计算机的出现和发展, 油藏数值模拟已成长为一门新学科, 取得了迅速的发展和广泛的应用, 已经成为现代油藏工程分析中的不可缺少又不可替代的方法。该课程对石油工程专业型硕士培养具有重要的意义。
四、目前石油工程专业型硕士《油藏数值模拟》教学的特点及存在的问题
1.《油藏数值模拟》课程的内容。
目前“数值模拟”课程中主要包括两个方面的内容, 即数值模拟的理论方法和实际应用, 具体如下所示 (1) :
2. 油藏数值模拟的特点。
总的来说, 目前讲授的“数值模拟”课程有两个主要的特点, 即: (1) 课程的综合性强和理论性强, 但目前教师讲授以基本方法、基本理论为重点, 虽然也比较重视实际应用部分, 但理论所占的比重偏大。 (2) 课程学习需要学生具备宽厚的基础理论和专业知识, 因此有较多的先修课程, 如数学类的微分方程, 线性代数等课程, 专业类的石油地质, 油藏物理, 渗流力学, 油藏工程等课程以及计算机类的计算机原理, 程序语言等课程。
3. 目前油藏数值模拟教学中存在的一些问题。
从多年的教学实践中, 我们发现在油藏数值模拟教学过程中存在“教师不好教、授课比较费劲、学生不好学、学习积极性不大”的现象, 这主要是由于以下一些问题导致的: (1) 数学方面的基础理论较多, 比较抽象, 学生不太好理解, 从而影响学生的学习积极性。完整的数值模拟要建立数学模型, 并对模型进行差分, 从而建立起代数方程然后进行数值求解。 (2) 油藏数值模拟是描述实际油气田物理变化过程的技术, 在模拟过程中, 除了需要考虑油藏构造形态、油砂体和小层分布和油藏属性参数等静态参数之外, 还要考虑流体物性参数及其变化和动态生产数据, 要准备的参数众多, 需要一定的专业知识背景和相应的实践认识。这些因素都会导致课程教学时出现授课抽象、学生理解不充分的问题, 降低教学效果。
五、石油工程专业型硕士《油藏数值模拟》课程教学改革对策建议
从教学效果考虑, 由于全日制专业型硕士的培养目的和学术型硕士的区别, 要更重视前者应用能力的培养, 因此, 针对专业硕士油藏数值模拟课程可以进行以下几个方面的改革。
1. 建立油藏数值模拟案例库, 增加课程教学的具象性。
针对全日制专业型硕士, 应适当减少理论部分的学习, 多从实际问题出发, 探讨油藏数值模拟如何解决实际问题, 同时以任务为导向, 培养学生利用数值模拟解决实际问题的能力。
2. 建设专门的油藏数值模拟实验室, 增加课程教学的交互性。
课程教学应提倡学生多上机, 多动手、多操作, 通过实际的模拟理解数值模拟的应用。在油藏数值模拟实验室中, 学生能通过上机操作, 掌握数据的准备和模拟过程, 并能够根据预测结果制定相关的油气藏开发方案, 从而使得学生更全面深入地理解石油工程的专业任务。
3. 与石油产业发展和科学研究紧密结合, 强调课程教学的实用性。
专业型硕士生在完成课堂学习阶段的任务之后, 学生应该掌握常见的数值模拟软件的应用能力、根据油藏实际情况建立数值模拟模型的能力和分析油藏模拟结果的能力。因此, 应该根据这些能力的培养制定相关的教学内容, 如增加“实际应用”方面的课堂和实践教学。
4. 与石油工程其他专业课结合, 拓宽“数值模拟”课程教学的广度。
油藏数值模拟并不是一门独立封闭的学科。在针对全日制专业硕士的教学中, 要更注重体现这一特点, 因此应加强该课程和其他石油工程专业课程内容的整合, 从而使得学生通过多方面知识的融会贯通, 增强学生学习的信心, 提高学生学习积极性。
无论从国家层面, 还是具体的学科专业来说, 全日制专业硕士的培养都是一个新的课题, 但在把握其培养目的和特点之后, 在课程教学和能力培养方面, 都应该和学术型硕士有所区别, 要更加重视实践能力的培养, 才能达到国家设置全日制专业硕士的目标。对于石油工程专业来说, 应更加重视油藏数值模拟的实践性的培养, 真正做到使数值模拟技术成为融合各种专业知识的工具, 令学生能将课堂掌握的能力和知识迅速应用于实践, 提高学校培养学生的质量。
摘要：石油工程全日制专业硕士是职业型教育, 在教学和实践环节更要注重实践能力和应用能力的培养。油藏数值模拟作为石油工程中重要的分析工具, 理论知识较多较深, 和实践结合较紧密, 课程教学容易出现抽象化的现象, 需要针对全日制专业硕士的要求改革课程教学, 增加课程教学的具象性、交互性、实用性, 并适度拓宽课程教学的范围, 从而提高教学效果。
关键词：《油藏数值模拟》,专业型硕士,教学改革
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油藏数值模拟 篇7
三维定量精细地质模型一般包括数百万到数千万个三维网格体数据。这一组数据也会被用到油藏动态数值模拟研究中,作为油藏数值模拟系统的输入数据。由于受到计算机性能影响,运行流体动态数值模拟这一过程异常复杂,且消耗大量CPU时间。因此不能直接把数据量过大的精细地质模型直接输入到数值模拟系统中。这就需要我们对精细地质模型进行粗化处理,尽量在减小数据量的同时保持原有地质信息。这种要求意味着在多数情况下必须加大数值模拟系统中所使用网格块的尺度,从而达到减少网格块数目的目的,使一组相邻的网格块只有一个值。由此,便产生了对粗化技术以及非均质算法的研究与应用。
2 存在问题
人们不禁质疑,既然要对采集到的数百万甚至数千万个网格体数据进行粗化,为何一开始不把网格设置得粗一些。然而实际情况是,这样采集的数据就会忽略某些特殊的地质情况,对建模所得的三维地质模型造成很大的畸变。这也是目前油藏描述技术越来越精细的一个主要原因。因此,在进行油藏数值模拟的过程中,一定要把握三维数据体的网格尺寸。这需要根据实际地质情况和所要解决的问题来决定,不能过大,也不能过小。
3 解决方案
目前,通过粗化技术减少三维网格体数据的方法多种多样。无论哪一种方法,其首要目标仍然是针对当前地质结构提供一种等效数值,而这个等效数值则要求粗化后的网格体数据在进行油藏描述的过程中尽可能保持原有精细尺寸下地质模型的非均质性。
3.1 均匀粗化
对均质地层的粗化可以用图1所示的方法,将一个2X2X2的体数据粗化成一个数据,即将8个相邻的网格合并成一个网格,原始网格的8个数据值通过一定的方法计算后得到一个新的数值,并赋值给合并后的网格。就是说通过一定的计算,将一组按一定规则划分的连续网格单元整合成一个独立网格,由此我们得到一个新的数值,并用粗化处理后取得的数值取代原本三维网格体数据中的一组连续网格。所以,要想获得一个较小数据量的三维网格体数据,首先要对已获取的三维网格数据体进行分解,以便于按实际工作中的需求数量来划分小网格体。
3.2 考虑地层特征的非均质算法分析
然而对实际地层来说,要考虑地层的非均质性,就要对地层中的夹层部分进行局部的细化处理。即将有夹层穿过的网格进行进一步的加密处理,为接下来的细化回填工作做准备。如图2所示,红线穿过地方即表示夹层所包含的数据点。提取后的每个数据点,将细化成一个4×4的数据体。
3.3 非均质算法应用
粗化后数据体的细化回填工作,其回填部位就是夹层所在部位。如图3所示,在红线穿过地方的地方,填入细化后的数据体(4×4),即细化回填后的夹层所在部位。由此得到一个局部细化的粗化数据模型。
4 展望
本文研究了地层非均质算法的基本原理,着重分析并解决保持储层非均质特征的细化方法。非均质算法在三维地质建模过程中有着重要意义,对精细油藏数值模拟工作也有着现实的指导意义。但在建立油藏粗化模型的过程中可能还会出现赋值,以及数据调整方面的问题,仍需我们进一步探索。
摘要：三维地质模型网格数据量庞大,直接应用于油藏模拟多有不便。为减轻CPU工作负荷,方便油藏数值模拟,需要对大数据量的数值模型进行粗化处理,旨在减少三维网格体数据量的同时,尽量保持储层原有的地质信息。由此引发我们对精细油藏描述中非均质算法的研究,这一研究对油藏数值模拟有着重要意义。