油藏模拟软件（精选7篇）
油藏模拟软件 篇1
在油田的二次开发及多元部署中, 剩余油研究是工作的核心。这需要通过搞清开发过程中井网、井距、生产层、井别的变化以分析油水运动规律。这就需要将变化情况按时间以图形方式体现出来, 便于分析。目前, 大型软件操作较为复杂, 而且由于有时本身会自带数据管理系统, 需要进行额外的数据整理, 有时需要另存有备份文件;而较小的软件功能并不十分完善。大量的井数据和井别变动数据的整理需要花费工作人员很多精力和时间, 而实用油藏软件通过较为简捷的处理, 提高了工作效率。
1 程序设计
1.1 流程设计
基本思路为, 通过读取常用格式文件或数据库获得数据, 采用J2EE技术进行开发。通过对业务流程与数据流程的详细分析, 制定本软件的程序流程图, 如图1。
1.2 结构设计
1.2.1 程序结构设计
通过对需求进行分析, 本软件共设计数据读取模块, 处理模块, 图形绘制模块及保存模块四个模块。
1.2.2 数据结构设计
就分析设计层面来说, 面向对象技术提供了更高级的抽象能力以及更多的方法和工具, 如设计模式;就实现维护层面来说, 面向对象技术使代码重用更容易, 且使代码具有可扩展性, 便于软件的维护和升级更新。
因此, 针对井的属性特点和用户需求, 采用面向对象的设计思路, 将“井”作为一个基本对象, 存储生产数据和属性数据, 封装绘制和计算方法。如图2所示。
2 数据获取
本软件支持Excel文件和Sql Server数据库两种不同形式的数据源, 在应用中用户可根据实际情况随意指令。
2.1 Excel文件
Jxl.jar是通过java操作excle表格的类库。他支持目前的所有excel版本, 所具有的功能均能很好的满足当前的需要。将jxl.jar放入classpath或放入指定的External JARs即可使用。
使用语句如下:
Workbook wb=Workbook.get Workbook (new File (filename) ) ;
S h e e t s h e e t=w b.g e t S h e e t (sheetname) ;
Cell cell1=sheet.get Cell (0, 0) ;
通过读取Workbook, 到读取sheet, 最终得到各个单元格的数据。
为兼容文件中数据的无序性, 本软件采用了以下步骤进行数据读取:
(1) 建立二级生产数据集合, 一级为存放整体数据, 二级为存放单井数据
(2) 建立生产属性类, 比较井名加入二级集合, 当井名不同后, 将二级集合加入一级集合, 依次循环
2.2 Sql Server数据库
本软件通过J D B C数据接口连接到S Q L S e r v e r数据库, 建立一个数据库连接对象, 利用此连接生产Statement对象, 再利用此对象执行SQL语句, 完成对数据库的查找和更新[1]。主要执行语句如下:
s q l C o n n=b a s e D a t a S.C o n S q l S e r v e r (sql Conn, ip, user, passwd) ;
st=sql Conn.create Statement () ;
rs1=st.execute Query ("sql语句") ;
rs1.next () ;
rs1.get String (“条件”) ;
利用SQL语句比较容易实现数据的排序和分类, 只需在语句中给定排序条件和分组条件即可。一次性取出所需数据, 将结果置于内存中。
3 数据处理
3.1 井轨迹计算
斜度、大斜度井和水平井是目前油田开发的主要井型, 在钻井实施过程中, 要使实际轨迹完全符合设计是不可能的, 因此有必要进行井斜的计算, 以满足工程和地质对井眼轨道控制要求。通过对测量数据进行计算, 可得到井的垂深及各测量深度的偏移量。
实钻轨迹计算的基本方法是:计算出各测段的坐标增量, 然后从井口开始自上而下依次累加, 得到各测点的坐标值。
程序中采用了其中较为常见的五种计算井轨迹的算法进行编写, 包括平均角法、校正平均角法、曲率半径法和国内外最小曲率法的算法。具体算法参见《井眼轨道几何学》及《钻井工程理论与技术》中提供的十种计算方法。
3.2 层位计算
由于井斜的存在, 斜井在各个层位的具体位置都不相同, 这直接关系到井间距离, 和井的构造位置。因此在绘图时必须考虑到目的层的井位。取到分层数据后, 通过线性方法计算分层深度所对应的斜深和方位角、井斜角, 再通过井轨迹的计算方法计算相应垂深, 绘图时, 标在目标位置。
公式如下
其中, x是目标层斜深, x1、x2是上下测点的斜深, y1、y2为上下测点相对应的井斜角或方位角, 通公式 (1) 计算目标层的井斜角和方位角, 然后即可利用软件提供的5种计算方法计算目标层的垂深等参数。
3.3 坐标换算
3.3.1 坐标转换
坐标转换包括坐标轴方向的转换和坐标值缩放两个方面。Java本身坐标轴的方向, 与工程中使用的第一象限为正不同, Java的y轴以我们的第三象限方向为正, 因此在计算时, 首先需要把y坐标反方向。另外, 井位坐标采用的是大地坐标, 而绘图时, 电脑上取点采用的是像素, 单位不同, 需要进行转换。同时, 由于经常需要不同比例尺绘图, 坐标也需要同时随之扩大或缩小, Panel的大小也需要根据坐标范围进行调整
public double set Value (double a, float b) {
a= (a-b) / (scal*ss.cal Screen Scale () ) ;
return a;
}
这里a是目标值, b是选定原点, scal是给定比例, ss.cal Screen Scale () 是屏幕的尺寸, 经过这个函数的计算后, 目标值由大地坐标, 转为像素坐标。
3.3.2 坐标平移
此程序中, 有必要进行原点的选取, 选取方法如下:
(1) 取到井口x坐标两个最值;
(2) 取到井口y坐标两个最值;
(3) 确定x, y最小的值为原点以及确定了绘制范围。
虽然确定了原点, 但原点并不是绘制的最小值, 另外当加入构造后, 构造的最小值将小于原定原点, 这时需要进行坐标的平移, 计算出变化的差值。使用语句如下:
g2.translate (x, y) ;
4 图形处理
4.1 图形绘制
采用java.awt和java.swing图形编程。创建好窗体后, 布置好框架的结构, 在Panel中调用封装在井对象中的绘制方法。最终可在相应的Jpanel中得到井底或目的层绘制日产饼状图及累产柱状图。
4.2 图片保存
首先利用Buffered Image在内存中生成图像缓冲区, 然后建立Buffered Output Stream输出流。通过输出流, 程序就可将字节写入底层输出流中, 再经过JPEGImage Encoder类进行转码, 将数据流转为图片 (jpg) , 并保存。
5 结论
通过一系列设计, 此软件实现了最初设计的目标, 并在辽河马20块化学驱筛选、海1块调驱方案的剩余油研究中进行了实际应用。图5-1为某块的实际应用图。应用效果良好, 将大量繁琐的工作变得轻松容易, 极大的提高了工作效率, 在未来的工作中可以进行进一步的改进和更大范围的应用。
摘要：针对油藏分析工作中大数据量处理和效率问题, 利用java.awt和java.swing图形编程方式自行设计了油藏分析软件。通过读取Excel文件或SqlServer数据库, 得到井坐标属性及各项数据, 经过一系列计算, 进行图形的绘制。不仅缩短了工作时间, 提高了工作效率, 而且提高了工作精度。
关键词：Java,Excel读取,面向对象,油藏分析
参考文献
[1]Cay S.Horstmann, Gary Comell著.Java核心技术卷Ⅱ[M].陈昊鹏, 王浩, 姚建平, 等译.北京:机械工业出版社, 2006:162-170
[2]刘修善著.井眼轨道几何学[M].北京:石油工业出版社, 2006:245-249
[3]陈挺根, 管志川著.钻井工程理论与技术[M].石油大学 (华东) 钻井教研室, 1997:146-155
油藏模拟软件 篇2
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.
模拟监测碳酸盐岩油藏实验台设计 篇3
通过研究多孔介质内两相流的流动性质, 进而探讨油、水、气两相流或多相流在油藏狭缝中的流动特点, 包括流型, 压降及截面含气率等, 这对碳酸盐岩型油藏的开发、油气井及集输管路的设计、发展新的测井技术及开发在线多相流测量技术等均具有十分重要的意义。
电容层析成像 (Electrical Capacitance Tomography简称ECT) 技术可视为目前研究最为广泛的一种过程层析成像技术。其测量原理是多相流体各分相介质具有不同的介电常数, 当各相组分浓度及其分布发生变化时, 会引起多相流混合体等价介电常数的变化, 从而使得测量1电容值随之发生变化, 电容值的大小反映多相流介质相浓度的大小和分布状况。
1 可视化实验装置的设计思路
对多孔介质两相流可视化实验装置的设计既要考虑到压力控制问题和防渗漏问题, 又要实现动态流动过程的检测。设计实验的主要目的是能够得到油水两相流体在多孔介质中流动时的较好质量的图像。因此, 采用通过在多孔介质前后两侧设置阀门来控制测量段流体压降的压力控制方法;同时根据动态流体检测要求, 采用ECT测量系统来完成对这一过程的监测。
2 整体实验设计方案
实验设施 (如图1) 包括:进口压力控制装置、一定容积的水箱和油箱 (分别都有两个接入口和一个输出口) 、微流量计、出口控制阀门、前段控制阀门、油水混和箱、电磁搅拌器、加热装置、多孔介质样品及其固定装置、测量系统及成像计算机、后段控制阀门和收集池。设计的实验流程是:首先将水箱和油箱的出口控制阀门保持在全关位, 之后将样品水与样品油通过样品水进口和样品油进口分别注入到水箱和油箱中, 关闭样品水进口和样品油进口;打开前段控制阀门和后段控制阀门至一定开度;打开水箱和油箱出口控制阀门, 启动进口压力控制装置;当油水进入混和箱时启动电磁搅拌器和加热装置;测量系统开始工作, 成像计算机进入状态;通过实验测量段的油水两相混合流体最后流入到收集池, 回收利用。
在整个实验设计中, 最为关键的两部分是实验测量段的压降控制方案和测量系统的选择和布置方案。流体在多孔介质中的流动可能受到多种效应的控制, 其影响因素不仅有流体的组成, 物性及相态, 空隙大小和形状, 流通通道尺寸及弯曲程度等, 还有温度和压力。另外, 多孔介质许多参数的测量和计算, 如渗透率和空隙率, 都与压降有关。达西定律的表达式:
也与压降有着密切的关系, 式 (u 1=) -中nkdp为流动方向上的压力梯度。因此, 我们强调了对压力的控制, 并采取了阀门控制和调节压力的方法, 见图1中压力控制装置、前段控制阀门、后段控制阀门。
测量系统采用电容层析成像法, 其具有快速、安全、非侵入、廉价等特点, 由于多孔介质中的两相流动是一个非线性的动态过程, 对动态过程的检测有灵敏度和准确度的要求, 电容层析成像技术对这种过程具有很好的检测效果和高质量的成像图像;另外在实验中采用的多孔介质样品是圆柱形的, 利用电容层析成像测量系统可以很好地布置测量极板, 减少干扰, 增加实验结果的准确性。
3 结论
本设计基于碳酸盐岩油藏中两相流或多相流的背景, 研究设计了多孔介质中油水两相流的可视化实验装置。过程中按照可行性、实用性和准确性的原则设计了完成实验所需的各个组成部分, 并说明了它们的工作原理及其在整个设计装置中担当的角色。本文首先展示了整体实验方案的设计理念和设计中的难点及重点, 其次将整体实验设计方案分解成预处理段、试验段和回收段, 分别阐述了各自的组成和作用;绘制了整体设计方案和分解设计方案的平面图和三维立体图对设计进行补充说明;对于设计中较为关键的压力控制方案和测量系统作了仔细解释说明。
参考文献
[1]罗平.中国海相碳酸盐岩油气储层特征.中国石油勘探开发研究院, 2007.
油藏模拟软件 篇4
历史拟合能够帮助我们发现和修改错误的油藏描述数据, 以使模型更加完善, 并验证油藏模型的可靠性。从某种意义上讲, 历史拟合本身就是一种有效的油藏描述方法。一个拟合好的模型, 可以用来作为油藏动态监测的工具。
1 历史拟合原则
在历史拟合中, 通常采用由面及点的拟合方法, 既考虑到整体, 又顾及局部。主要可分为三个层次, 即全油藏指标拟合、分区块指标拟合、单井指标拟合。通常需要拟合的指标包括压力、含水、生产指数等。在拟合时需要考虑到各个可调整参数的约束性、井间干扰性、边界条件影响等, 以保证模型参数的修改不与实际存在的地质及工程参数相违背。
2 非确定参数的敏感性分析
历史拟合在数学上是一个逆问题, 是对油藏原始状况和开发历程的再现。形成油藏目前的地下状况和开发特征是油藏本身的特点和开发措施共同作用的结果。历史拟合的结果是多解的, 特别是对开发历史较短的油藏, 不同的参数组合均可能获得拟合成功。对于低渗透油田, 由于裂缝描述参数资料缺乏、难以确定, 进行敏感性分析, 了解各种参数对指标的影响, 在历史拟合中有的放矢地调整参数是很有必要的。通常进行的裂缝参数敏感性分析包括裂缝渗透率、裂缝密度、裂缝与基质的交换系数和重力驱替作用等。
2.1 裂缝渗透率
根据大芦湖油田樊12井区模型计算的不同倍数的裂缝与基质渗透率比值对开发效果的影响关系, 当裂缝的渗透率与基质的渗透率比值较小时, 也就是储层趋于均质时, 开发效果较好, 随着裂缝渗透率与基质渗透率比值增大, 储层非均质程度增加, 开发效果变差。当裂缝的渗透率与基质的渗透率比值大于3 0时, 影响幅度变小, 参数敏感范围是5~3 0倍。
2.2 重力泄油
基质与裂缝间进行流体的交换, 重力渗吸作用也是一个不可忽视的因素。双孔双渗模型在初始化时不考虑作用在基质和裂缝间的重力渗吸/排驱力。当模拟开始后, 重力渗吸/排驱力会因流体的位差而引起基质与裂缝间的流体运移。
根据大芦湖油田计算的取用不同重力渗吸/排驱力时对开发效果的影响关系, 基质系统与裂缝系统间重力渗吸作用对开发效果影响比较大, 在裂缝发育较好的储层, 尤其对于延伸长度较大的高角度裂缝和垂直裂缝, 附加重力作用有利于提高驱替效果。
值得说明的是低渗透油藏裂缝参数敏感性分析受基质物性、油水分布、裂缝分布等影响, 不同的油田或区块其敏感性范围是不同的, 在进行低渗透油藏历史拟合时, 需要具体问题具体分析。
3 地层压力拟合
油田压力是需要进行拟合的主要动态参数之一, 通常我们认为全区平均压力拟合是良好压力拟合的基础, 因为它直接反映了生产过程中总的物质平衡状态。对于低渗透油田, 由于渗透率低、单井产量注水量分布不均、断层分隔、油层不连续等原因的影响都会导致油藏各部位压力差别较大, 要准确拟合全区压力指标是困难而且不符实际的。在这种情况下, 分区块压力拟合和单井压力的拟合是低渗透油藏压力拟合的重点。
低渗透油田由于受渗透率低的影响, 压力恢复极为缓慢, 现场生产中无法长期关井以期待压力恢复, 因此实测井底压力解释很难完全真实反映地层压力, 拟合时允许有误差, 一般地说, 计算的油井静压普遍高于实测静压。低渗透油藏, 其异常高压油藏, 低渗透油藏储层基质和裂缝的渗透率、孔隙度在开发过程中是不断变化的, 在拟合过程中要考虑储层物性随压力的变化特征, 这对于拟合油藏压力的同时兼顾拟合油田含水具有重要意义。在生产过程中, 由于地层压力下降导致微裂缝闭合, 使渗透率下降, 初期下降幅度大, 在压力接近静水柱压力时, 下降速度减缓。在裂缝发育的油藏中, 人工裂缝和天然裂缝对单井压力影响作用都较为明显, 尤其是压裂所造成的人工裂缝对单井压力影响具有明显时段性。
4 区块含水拟合
在做全区含水指标拟合时, 全区性修改相对渗透率曲线或拟相对渗透率曲线 (有时也包括油水界面位置) 以及渗透率等参数一般可以取得比较满意的结果。对于裂缝发育的油藏, 建立的网格主方向应与最大主应力方向平行。如果最大主应力方向复杂或地质研究未能提供详细的最大主应力方向, 则网格方向选取极有可能对全区含水指标拟合的难易程度带来较大影响。在进行历史拟合时, 应先对模型进行试算, 以确定最佳网格模型。例如牛庄油田牛20块, 由地应力分析结果, 牛20块最大主应力方位变化以N20井和N20-12井连线为界, 分为两个区, 西区最大主应力方位自北向南由95度逐渐向135度方向偏转。东区主应力方位变化较大, 在85度至135度方位之间 (如图1) 。
为了优化不同方向的网格模型, 尽可能消除这种最大主应力方位变化复杂的影响, 采用了三套网格方向的模型计算对比, 发现取用网格x方向为北偏东75度的模型计算全区含水最接近实际值。
5 单井含水拟合
单井含水拟合时应选取生产时间长、产量连续、含水稳定的井作为重点拟合井, 少数作业或改换层频繁、产量不稳定的井不强求拟合。
对于微裂缝发育的油藏, 拟合生产井见水时间对判断裂缝分布是至关重要的, 一般通过调整主裂缝方位、长度、裂缝渗透率、孔隙度来拟合。人工压裂是低渗透油田的主要增产措施, 由于人工裂缝一般都会闭合, 通过分析压裂井的生产数据, 可大致推断裂缝的作用期。在这个作用期内, 人工裂缝的传导率是逐渐减小的, 因此可在该时段相应减小时间步长, 逐步降低人工裂缝的传导率直至其完全闭合来反映人工压裂裂缝的作用周期。
在低渗透裂缝发育或压裂改造过的油藏中, 由于裂缝严重加剧了油藏的非均质性, 如何判断注入水的受效方向一直是困扰油藏工程师的难题。最直接有效的资料来自于现场示踪剂测试, 油藏数值模拟可以使用定义不同注水井注入水类别的办法去反映注入水的渗流方向。对于低渗透油田, 应尽可能收集矿场示踪剂测试的资料, 这对我们判断油井产水来源、地层非均质性、裂缝分布都是相当有利的。相反的, 如果没有现场示踪剂测试资料, 我们也可以使用示踪剂追踪方法拟合油井含水, 来判断注入水的渗流方向。
在良好历史拟合的基础上, 我们可以对低渗透油田开发效果做定量分析, 如区块的动用程度、吸水状况、产量构成、区块能量、注水效果、见水及含水上升规律、剩余油分布等, 并寻找油田下部挖潜方向, 优化调整方案, 提高油田采收率。
6 结论与建议
由于低渗透油藏固有的地质复杂性和渗流特征特殊性, 导致了该类油藏数值模拟工作的高度复杂性, 历史拟合方法应主要包括以下几个方面:
(1) .网格主方向应尽可能与裂缝发育主方向一致。
(2) .分析裂缝参数敏感性有助于调参约束。
(3) .分区块压力拟合及单井静压、流压拟合是低渗透油田压力拟合的重点。
(4) .生产井见水时间及含水上升规律是裂缝性油藏含水拟合的主要目标。
参考文献
[1]、李道品.低渗透砂岩油田开发.石油工业出版社.1997年
[2]、李允.油藏模拟.石油大学出版社.1998年
油藏模拟软件 篇5
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.
油藏模拟软件 篇6
Thewatercuthasreachedabove 85%inmostof oldoilfield'sinChina, andit'sdifficulttokeepstableyieldswithtraditionaldevelopmentafterperennial infilled wellpattern and enhanced waterinjection.Sincemostofoilfield iscontinentalsedimentation in China.Theheterogeneityofoilreservoirisveryserious andthecrudeoilviscosityisheavysothattherecovery ofoilreservoirislowerbywaterflooding.Incurrent developmentlevel, theaveragerecoveryis 23.8%, andthereisalso 68%remainedoilinreservoirwhich cannotbewithdrewwithtraditionalmethod, soforenhanceoilrecovery (EOR) it'stheonlywaytorelay onthenewtechnique[1—5]
Polymerfloodingandcombinationfloodingasthe importanttechnique in EOR have been applied in Daqingoilfield, howevertheevaluationofEORisdifficultindisplacementeffect, andtheinjection/productionparametersofpolymerfloodingisdifficulttodecideanddesign.SothephysicalanalogexperimentisagoodmethodtoevaluateEOR.
1 Displacementexperimentincore
1.1 Experimentequipment
Fig.1isdisplacementequipment, whichincludes displacement system, casing pressure system and measurementsystem.
(1) Displacementsystem:oneconstantflow injectionpump, threeplungercontainersandhighpressureline,
(2) Casingpressuresystem:oneJB-80hand-operatedpump (80MPa, plungerdiameterΥ25.4mm) andonecoreholdingunit,
(3) Measurementsystem:measuring cylinder, chronographandverniergauge.
1.2 Experimentchemicalandcompounddesign
(1) Coremodel:Epon cemented artificialcore andLiaoheSH reservoircore.
(2) Water:LiaoheSH reservoirformationwater.
(3) Oil:LiaoheSHreservoircrudeoilcompounded withkerosene (oilandwatermobilityratiois 5.6) .
(4) Polymer:Polyacrylamide (HPAM, Tab.1) .
(5) Multi-system:AlkaliisNaOH, andsurfactantisalkalescentORS-41.
2 Experimentalprogram designs
(1) Measurethedisplacementefficiencybydifferentsizeofpolymerslugafterwatercutreaches 95%bywaterfloodinginlowpermeabilitycontrastreservoir cores.
(2) Measurethedisplacementefficiencybydifferentconcentrationofpolymerslugafterwatercutreaches 95%bywaterfloodinginlow permeabilitycontrastreservoircores.
(3) MeasurethedisplacementefficiencyofSH reservoircorebypolymerflooding, polymer-surfactant flooding, andpolymer-alkalifloodingandpolymer-surfactant-alkaliflooding, andoptimizethecombination floodingforSH reservoir.
3 ResultsandAnalysis
3.1 TheinfluenceofpolymersolutionPV Number
Select 6cores (Tab.2) from low permeability contrastreservoircores, andmeasurethedisplacement efficiencybydifferentPV numberofpolymerslugwith concentration 1 200mg/L.
WhereKwiswaterpermeability, Υwisporosity, andSoiisoilinitialsaturation.
AsTab.2showed, theenhanceddisplacementefficiencyincreaseswiththepolymerslugPV number, butafterthePV numberexceedssomevalueitsincreasingratebecomesslow.Whentheslugincreases from 0.2PVto 0.5PV, theenhanceddisplacementefficiencyincreasesfrom 10.73%to 15.33%by4.8%, however when the slug increases from 0.5PV to0.8PV, theenhanceddisplacementefficiencyincreases from 15.33%to 17.10%, which increasesonlyby1.63%.
3.2 Theinfluenceofpolymersolutionconcentration
Theconcentration ofpolymersolution slugisa facetofimportantinfluenceelement, becauseifthe concentrationisdifferent, theviscosityofpolymersolutionisdifferent, whichresultsinthedifferentwater/oil mobilitycontrastandsweepefficiency.Otherwisethe polymerconcentrationdirectlyinfluencespolymersolution'selasticmodellingquantity, whichindirectlyin-fluencesoildisplacementefficiency.
Inthisexperimentthepolymerconcentration is designedto 500mg/L, 1 000mg/L, 1 200mg/L, 1 500mg/Land 2 000mg/L, andthedisplacement isoperatedinnearpermeablecores (Tab.3) .
AsTab.3showed, theenhanceddisplacementefficiencyincreasesbylinearrelationwiththepolymer concentration from 500mg/L to 1 200mg/L, and whentheconcentrationexceeds 1 200mg/L, theincreasingrateofenhanceddisplacementefficiencybecomesslow.
4 Feasibilityevaluation ofSH reservoir combinationflooding
LiaoheSH reservoirisamiddlepermeablereservoir, andhasexperiencedproduction 30yearsbywater flooding.Itscurrentwatercuthasreached 95%, and it'snecessarytochangetheproductionmode.Inthis experiment, fourEOR methodsisevaluatedwhichare polymerflooding, polymer-surfactantflooding, polymer-alkalifloodingandpolymer-surfactant-alkaliflooding, and the mass fraction is separately 1.2%P, 1.2%P+0.3%S, 1.2%P+0.3%A and 1.2%P+0.3%S+0.3%A.Thecoresiscapturedfrom theSH reservoirformation (Tab.4) .Theresultsareshowed inTab.5.
WhereEDWisdisplacementefficiencybywaterfloodingandEDEis displacementefficiencybyEOR methods
Itcouldbeenseenthattheenhancedoilrecovery bypolymer-surfactantfloodingislargest, polymer-surfactant-alkalifloodingtakessecondplaceandpolymeralkalifloodingistheworst.Theenhancedoilrecovery byPolymerfloodingis 13.73%, which isonlyless2.52%thanthatofpolymer-surfactantflooding, moreoverthecostofcombinationfloodingisveryhigh, soif thecostistaken into consideration, the bestEOR methodispolymerfloodingforSH reservoirofLiaohe oilfield.
5 Conclusions
(1) TheenhanceddisplacementefficiencyincreaseswiththepolymerslugPVnumber, butafterthePV numberexceedssomevalueitsincreasingratebecomes slow.
(2) Theenhanceddisplacementefficiencyincreasesbylinearrelation with thepolymerconcentration from 500mg/Lto 1 200mg/L, andwhentheconcentrationexceeds 1 200mg/L, theincreasingrateofenhanceddisplacementefficiencybecomesslow.
(3) TheenhancedoilrecoverybyPolymerfloodingis 13.73%, andthatbypolymer-surfactantfloodingis 16.25%, andifthecostistakenintoconsideration, thebestEOR methodispolymerfloodingforSHreservoirofLiaoheoilfield.
参考文献
[1]Wang Demin.Viscous-elastic polymer can increase micro scale dis-placement efficiency in cores.SPE63227, 2000
[2]Han Dakuang.Petroleumreservoir simulation.Beijing:PetroleumIn-dustry Press, 2001
[3]Carrero E.Global sensitivity analysis of Alkali-Surfactant-Polymer en-hanced oil recovery processes, Journal of Petroleum Science and Engi-neering, 2007;58:30—42
[4]Shedid S A.Influences of fracture orientation on oil recovery by water and polymer flooding processes:An experimental approach.Journal of Petroleum Science and Engineering, 2006;50:285—292
油藏模拟软件 篇7
1 数值模拟技术的介绍
由于研究和开发一个油田是一个复杂的综合性科学问题, 人们靠经验或利用一些简单的计算公式、物质平衡、注水动态预测等方法定性或半定量分析都不能完全解决一个复杂油田存在的问题, 即使人们可以辅助以物理模型和小区块的现场实验来进行油田开发科学研究, 但这样不可能做太多的和大面积的实践, 因为投资大而且时间长。90年代别是后期, 油藏数值模拟向完善、配套、大型多功能综合性软件系列飞跃发展, 油藏模似软件各模块功能也有了惊人的发展, 主要体现为向一体化方面发展;即集地震、测井、油藏工程 (数模) 、工艺及地面集输、经济评价等为一体的大型软件。油藏数值模拟就是应用数学模型把实际的油藏动态开发重现一遍, 就是借助大型计算机根据渗流力学方程, 对地层压力、饱和度进行数学的求解, 结合油藏地质学, 结合油藏工程学重现油田开发的实际过程, 用来解决油田实际问题。目前油藏数值模似软件基本上形成了一套能处理各种类型油气藏和各种不同开采方式的软件系列。油藏数值模拟已成为油田开发研究、解决油田开发决策问题的强有力的工具, 在衡量油田开发效果的好坏, 预测投资, 对比油田开发方案, 评价提高采收率方法等方面应用极为广泛。
对一般油藏而言, 可具有两相 (油+水、油+气、气+水) 和三相 (油、气、水) 的模型, 而油藏维数可具有一维平面、垂直模型、两维平面 (剖面) 、两维径向 (锥进) 模型和三维平面等模型。但实际油藏其地下流体渗流机理、岩石及流体性质等地质征不同;生产过程中的开采方式、机理不一等复杂问题, 促使非常规油藏模型孕育而生。目前油藏模拟已发展一系列模型, 可以处理各种各样的复杂问题。不同的油气藏类型, 不同研究目的使用不同模型。
对于不同的研究目的, 建立相应的地质模型, 其目的是:进一步认识油层征, 核实油田地质储量, 为油藏数值模拟提供地质参数和地质图件, 具体做法是:
1) 在油藏描述的基础上建立油藏地质模型;
2) 对地质沉积描述地层网格化;
3) 根据建立的油层沉积模式, 提供砂岩分布、孔隙度和有效渗透率分布、含油饱和度分布模式相应参数 (图1) 。
2 数值模拟技术的应用
利用沉积微相精细建模, 建立了精细剩余油定量描述技术, 实现了精细到小层的定量注水、定量挖潜技术的成熟应用。应用数模研究成果建立了适用于油水井方案设计与优化的二种辅助剖面, 即辅助吸水剖面, 辅助产液、含水剖面。二种剖面的建立是数模技术在动态应用上的一个突破点, 它更加直观的反应了油水井生产的地下现状, 对于动静结合的动态分析起到了十分重要的指导作用。
1) 数值模拟成果为剩余油分析提供保障
模拟后, 利用数值模拟技术形成了目前的分层开发数据, 单井产液、吸水剖面图, 实现了对区块不同技术界限的措施 (补孔、压裂、堵水) 优化, 并导出优化后的井层措施方案和措施剖面图, 为分析剩余油分布及措施优化提供了多种手段, 满足开发人员的各种需求。为配合单井分析, 根据数值模拟结果针对单井提供了吸水及产液剖面图。该图既结合数值模拟结果中的单井单层数据, 又结合精细小层数据以及井史真实数据, 可以全面快捷的为开发人员提供单井信息, 并在下一步措施优化得到较好应用 (图2) 。
2) 利用油藏精细描述研究成果, 实现了储层各单元、各井点动用状况及剩余油定量描述 (图3) 。
3 结论
(1) 通过油藏模拟技术的应用, 提供大量的地下油藏精细量化数据。极大地丰富了认识地下、改造地下的依据。
(2) 依托油藏精细描述成果, 对沉积单元认识更加准确, 可以实现层系—层间—层内的转变。
(3) 在油藏精细描述成果的基础上, 以精细挖潜小层入手, 正确选取提控单元, 最大限度挖潜剩余油, 完善单砂体注采关系, 改善区块开发效果。
参考文献
[1]韩大匡, 油藏数值模拟基础石油工业出版社1993
[2]赵翰卿, 大庆油田河流-三角洲沉积的油层对比方法.大庆石油地质与开发1988