油藏模拟（精选七篇）
油藏模拟 篇1
随着油田的不断开发,油藏储层的非均质性加剧,流体性质变差、流体分布不断发生变化,特别是对于大庆油田等高渗油田高含水油藏,油藏流场发生较大变化,如何追踪油、气、水在油藏中的移动成为首要任务。油藏数值模拟是随着电子计算机的出现和发展而成长的一门新学科,在国内外都取得了迅速的发展和广泛的应用,是迄今为止定量地描述在非均质地层中多相流体流动规律的重要方法,油藏数值模拟方法能更好地认识地下流体的分布、运移和认清剩余油分布,对改善油田开发效果和提高采收率提供科学依据[1,2]。
本次以大庆高台子油藏为例,利用油藏数值模拟方法对其开发状态进行历史拟合,优选其模拟参数,力争为其油田开发方案的制订提供良好的借见。
1 模拟方法的选择及网格设置
1.1 模拟方法
数值模拟方法一般分为两类,一是传统的基于有限差分原理的模拟方法,另一种是流线模拟方法。
传统的油藏数值模拟技术一般都是在油藏中划分的块中心网格的基础上采用有限差分方法进行空间离散化,在每一个离散的时间步,需要在所有的空间离散网格上求解整个数学模型,计算速度比较慢,虽然近年来,计算机技术快速发展,但现代的油藏描述技术已经可以建立符合实际的大型油藏地质模型,为了达到所需的精确度,需要许多的网格单元,同时,地质非均质性的精确模拟也需要大量的网格单元,有限差分法模拟对于这些有成百上千口井,几十万个网格块及较长的生产历史的大型油藏难度较大,暴露出其三个缺点:一是模拟速度慢,二是数据污染,三是计算精度低[3]。
流线模拟技术是通过将三维模拟模型还原为一系列的一维线性模型,同时还可以进行流体流动计算,具有处理更大数量级数据的计算优势。在驱替过程中保持明显的驱替前缘和减少网格方位影响的特点,提高了模拟精度。
文章采用流线模拟技术对高台子油藏进行数值模拟,考虑三维四相:气相、水相、油相和固相;6组分:水、原油的重组分、轻组分、氧气、对化学反应呈惰性的气体(N2、CO2、CO等)和焦炭;4个化学反应:重油裂解、重油、轻油及焦炭燃烧反应。
1.2 网格设置
根据油藏和井组的几何形态和地下流体主要渗流方向,选择笛卡儿直角坐标,等距正交网格,平面网格设计11×11个网格,平面上每个网格长度为10 m,纵向划分8层。表1 为根据实验分析得到的不同层位的砂体厚度及渗透率数据,井间数据以井点为控制点,采用内插法插值得到。
2 模拟参数的选择
2.1 地层温度、压力及黏温数据
表2为根据油井测试解释数据得到的黏度数据,再该研究区块地层压力系数1.02,温度梯度3.56 ℃/100 m,并依据模拟井组油层顶面埋深及油层中深,折算地层温度。
2.2 高压物性参数
通过实测,得到物性分析数据,如表3所示,在此基础上可进行数模计算。
2.3 相对渗透率参数
表4为研究区油水相对渗透率值,即有效渗透率与绝地透率的比值,通过输入其相对渗透率数据得到空间的渗透率模型。
3 数值模拟结果输出及评价
将上述的参数值输入计算机中进行数值模拟,图1即为模拟的结果,主要拟合了原油储量、地层压力、产油量和产水量。从图中可以看出:拟合结果主要指标误差均在5%以内,充分显示了本次数值模拟结果的精度较高,可为后序的井网、井距、燃烧方式、注气参数、掺水时机等开发方案的设计及实施提供了可靠的保证。
4 结论
(1)采用流线模拟方法以及11×11个网格的设计,适用于模拟开发后期高台子油藏的流体特征,并给出了模拟参数的选取范围及原则;
(2)主要模拟了原油储量、地层压力、产油量和产水量,拟合结果主要指标误差均在5%以内,可为后序的井网、井距、燃烧方式、注气参数、掺水时机等开发方案的设计及实施提供了可靠的借见。
参考文献
[1]刘晨,孟立新,黄芳,等.油藏数值模拟技术在复杂断块油藏开发后期的应用.录井工程,2011;22(2):65—69
[2]许维娜,安燕,颜江,等.油藏数值模拟技术在陆梁油田开发中的应用.中外能源,2011;16(10):61—66
沙丘5油藏数值模拟研究 篇2
沙南油田沙丘5井区梧桐沟组油藏总体为单一介质的构造岩性油藏, 地质分层将P3w t1划分为四个含油砂层组, 油藏微裂缝较发育但规模较小, 主要分布于致密砂岩和砂砾岩中, 且多为垂直裂缝, 因而远未形成裂缝沟通网络, 油藏天然能量低, 边底水不活跃。油藏流体性质为一般黑油, 具有三低两高的特点, 即低粘度、低密度、低酸值、高含蜡量、高凝固点。
2 模型的建立
利用随机建模软件RMS建立了全油藏三维地质模型根据地质特征及油藏流体性质。选用了Landmark公司研制的并行油藏数值模拟软件VIP2003.4的普通三维三相黑油模拟器, 该软件稳定性非常好, 是国际上较为先进的油藏数值模拟软件。依据区块生产史建立了产量模型, 依据射孔、产液、吸水剖面等资料建立了注采对应模型, 模拟截止时间为2009年11月。模拟区控制含油面积15.1k m2, 地质储量1320×104t, 共包括131口生产井, 其中101口油井, 30口注水井。
2.1 动态模型
2.1.1 时间步的确定
时间步的划分主要考虑的是井的平均生产能力及现场重大生产变化。沙南油田沙丘5井区梧桐沟组油藏从1998年10月投入开发, 至目前已开发11年, 为了更精确模拟生产历史, 最终确定模拟时间步长为1个月, 拟合期从1998年12月至2009年11月底, 共划分132个时间步。
2.1.2 生产动态数据
单井及区域生产动态数据, 应用VIP软件的Prexec模块, 由实际生产数据按划分时间步整理获得。
2.2 历史拟合
生产动态参数拟合主要包括地层压力、产油量、注水量和产水量、气油比及井底流压参数的拟合。这是一项复杂的系统工程体系, 单项参数拟合的好坏, 并不能反映整体情况, 因此拟合时必须综合考虑调整参数对动态指标的影响。拟合时间从1998年12月至2009年11月。并对未来的生产趋势做了预测。
2.2.1 地层压力拟合
由于该油藏开发时间较长, 根据实际测压资料, 拟合时可先通过调整岩石压缩系数来粗略拟合全区压力水平, 然后再结合单井实际测压资料, 通过调整井局部网格的渗透率和孔隙体积来实现。对没有测压资料的阶段, 参考各阶段油井累积产量和流压值估算出地层压力下降趋势。
2.2.2 产油量、注水量和产水量拟合
根据全区及单井实际产油、注水和产水资料, 按先全区后单井的途径, 主要通过调整井局部网格渗透率、孔隙体积和井指数来实现, 以确保油藏总的产液量和注入量与实际相符。由于模型中设定以实际产油量和注水量生产, 因此产油量和注水量拟合相对较容易且吻合程度高;重点在产水量的拟合, 沙丘5井区梧桐沟组油藏生产井较多, 且基本都含水, 但部分井实际产水量很低, 可调整物性参数来拟合, 对于产水量较高井, 可以结合调整相对渗透率曲线来拟合。全油藏模拟计算至2009年11月的累计产油量、累计注水量和累计产水量分别为183.53×104t、350.88×104m3和95378×104m3, 而实际累计产油量为186.42×104t3、累计注水量356.35×104m3、累计产水量102.09×104m3。全油藏拟合程度较高。油藏北部及靠近断层的井拟合效果差, 其余井拟合较好, 单井符合率达86%, 拟合误差控制在10%以内。
2.2.3 生产气油比拟合
由于沙南油田沙丘5井区梧桐沟组油藏原始地层压力为29.07MPa, 饱和压力为14.47MPa, 地饱压差大, 目前油井的地层压力依然高于饱和压力, 油藏尚未脱气, 因此在历史拟合时, 仅对原始溶解气油比进行拟合。沙丘5井区梧桐沟组油藏原始溶解气油比为99m3/m3, 模拟计算的气油比为108.6m3m3。
2.2.4 井底流压拟合
根据油井、水井实际测试流压资料, 通过调整井指数来实现。
3 结论
由于沙丘5井区梧桐沟组油藏发育多条断层, 因此历史拟合时主要依据建立的地质模型, 再结合单井生产动态, 对生产动态影响较明显的断裂, 通过调整其附近网格渗透率来考虑断层的连通情况。
历史拟合中, 由于油藏北部及靠近断层的井拟合效果差, 其中主要包括SQ2428、SQ2480、SQ2482、SQ2532、SQ2545等井, 这些井中后期含水均很高, 接近80%以上, 而模拟中含水很低, 造成全区含水率拟合误差较大。由于油井含水率为一相对值, 含水率的高低并不能有效反映实际产水的大小, 而产水量不仅能反映油井实际产水情况, 还能更好地反映油藏采出体积和地下亏空情况, 因此该油藏以油井实际产水量为主要拟合参数。综合认为, 该油藏拟合效果还是较好的。
参考文献
油藏数值模拟基础数据库 篇3
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30 m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211×10-3 um2, 因此选取渗透率为186×10-3 um2和248×10-3 um2两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204.2×104 t, 同地质人员用容积法计算的储量207.1×104 t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。
安塞油田长6砂层油藏数值模拟 篇4
关键词：安塞油田,长6砂层,数值模拟
1 开发概况
经过多年的开发, 目前安塞油田已进入中高含水期, 通过对该油藏中高含水期的潜力评价, 研究该区的微构造、沉积相以及储层展布、裂缝基本特征和分布规律, 分别建立孔隙渗流区和裂缝渗流区三维地质模型, 通过油藏数值模拟计算目前剩余油分布及其主要控制因素, 提出合理的技术政策界限和调整加密方案, 提高油藏采收率, 是同类油藏所急需的[1~3]。
2 油藏模拟模型建立
王窑区为注水开发的砂岩油藏, 地层原油属常规原油, 根据储层和流体特征, 选用数值模拟软件为斯伦贝谢公司的Eclipse。模拟计算模型选用其中的三维三相黑油模拟器E100, 该模拟器对三维三相黑油模型进行求解, 模拟开采机理包括油藏流体的膨胀、驱替和毛细管渗吸等, 适用于天然能量开发、水驱等开发方式。
黑油模型是将各相的运动方程和各组分的连续性方程联立得到各相的渗流微分方程, 再加上一些辅助方程, 形成封闭的方程组。模拟器在定解条件 (边界条件和初始条件) 约束的基础上, 采用求解大型线性方程组的方法如预处理共轭梯度法、正交极小化方法等进行求解。E100具有死结点自动消除、局部网格加密、全隐式求解, 自动时间步长选择等功能, 并与前后处理系统实现一体化连接, 可以进行油藏参数场动态演示、油藏生产动态综合图表、单井生产动态综合图表显示等, 满足油藏数值模拟计算的需要。
3 结果分析
3.1 注水量拟合结果
两区块的模拟注水量基本反映了油田实际, 所建立的油藏模型是可靠的 (表1、图1、图2) 。
3.2 压力拟合结果
实际压力根据测压井数取半年或一年为一时间段进行平均。孔隙渗流区和裂缝渗流区模拟地层压力走势与实测地层压力走势基本一致 (图3、图4) 。其中, 孔隙渗流区压力拟合精度较高, 而裂缝渗流区由于裂缝主侧向压力差别较大及主侧向测压井数比例的变化, 造成实际平均压力波动大。
3.3 采油量拟合结果分析
3.3.1 区块采油量拟合结果
日产油和累积产油曲线与实际曲线趋势完全吻合 (图5、图6、图7、图8) , 两模拟区域产量拟合误差较小 (小于5%) , 精度较高 (表2) 。
3.3.2 单井采油量拟合结果
我们认为拟合王窑区油藏单井产量应以拟合趋势为主, 不追求对所有时间步个别点拟合精度 (个别点拟合精度在拟合后期重点考虑) , 如模拟产量走势与实际基本一致则认为拟合成功。通过数十次模拟运算, 孔隙渗流区 (图9) 和裂缝渗流区 (图10) 大部分井的产量走势与实际产量基本一致, 总体拟合程度达90%以上。
3.4含水率拟合结果分析
本次模拟将油藏含水率绝对误差控制在5%, 相对误差控制在10%以内, 通过油水相对渗透率和储层含水饱和度的修正, 对油藏含水率拟合取得了较好的效果 (图11、图12) 。
我们认为拟合王窑区长6油藏单井含水率应以拟合趋势为主, 不追求对所有时间步个别点拟合精度, 如模拟含水率走势与实际基本一致则认为拟合成功。通过数十次模拟运算, 孔隙渗流区 (图13) 和裂缝渗流区 (图14) 大部分井的含水率走势与实际含水率基本一致, 总体拟合程度达90%以上。
4 结论
综合以上各种拟合情况可以看出, 全区和单井的模拟结果与实际油藏开发动态趋势接近, 产油量变化趋势基本与实际点吻合。
根据储层研究成果建立起来的王窑孔隙渗流区和裂缝渗流区油藏地质模型, 经历史拟合作出适当调整后, 基本能描述油藏实际生产动态, 反映地下储层油、水分布规律, 可以满足进行油藏开发趋势分析和调整方案的预测研究。
参考文献
[1]李怒军, 等.安塞油田王窑区长6油层储层地质.《西安石油学院学报》, 1998.
[2]张宁生, 等.应用数值模拟技术研究安塞油田王窑中西剩余油分布.《西安石油大学:自然科学版》, 2006.
底水油藏水锥快速模拟概算法研究 篇5
目前,在研究水锥锥进过程与油藏生产分析方面,常见为传统油藏工程法与油藏数值模拟法。其中,油藏工程方法通常运用物质平衡理论及渗流力学基本原理来研究底水油藏的底水锥进,即通过不同的简化模型对底水锥进动态进行了研究,并且推导出许多简单易算的水锥关系式,在水锥超过井底后,基于该类简化模型计算产量和水锥高度的关系时,往往无法往后计算水锥高度与油藏产量,且无法模拟复杂油藏的水锥锥进过程。油藏数值模拟方法是目前最为成功的方法之一,因为被广泛应用在底水锥进问题与油藏生产分析问题中,该方法可以分析各种油藏、流体参数对底水锥进的影响,模拟结果准确性较高,但数值模拟法在研究该类问题时,又面临数学模型复杂、所需资料繁杂、模拟周期较长等缺点。因此,一种具备油藏数值模拟法能模拟复杂底水油藏条件下水锥锥进过程的特点,又具有快速计算且所需资料简单的快速模拟概算法的研究具有重要的意义。
1底水油藏的定义与特点
1.1底水油藏的定义
圈闭形成油气藏的基本条件之一,也是油气聚集的场所。一旦圈闭内聚集并保存具有工业价值的烃类流体后,就成为油气藏。根据油气水分布状况,把位于含油边缘外部的水称为边水,当油层较厚,地层倾角平缓时,水位于油之下,称为底水。具有底水的油藏,称为底水油藏[1,2]。
1.2底水油藏的特点
底水油藏具有和边水油藏不同的特点,具体如下[3]:
(1)底水锥进,底水锥进会使得油井过早见水,而油井见水会引发很多问题,后果不堪设想。(2)当水锥突破井底后,油井即产水,由于底水油藏与边水油藏相比见水较早,无水采油期短。(3)底水锥进会使油藏采收率降低。(4)底水油藏的采油成本相对而言比边水油藏高,因为底水油藏的采油难度更大。(5)底水油藏油井见水后,含水率陡升,而产油量急速下降。
1.3底水油藏的驱动方式
在底水油藏被开发的过程中,底水按照托进和锥进两种方式驱动原油。底水锥进是以井为轴心,油水接触面在其附近的范围内以明显高于远端油水接触面的速度迅速上升。随着径向的延伸,渗流速度会逐渐降低,最终形成“锥”形。底水水锥一旦突破,由于油水的流度差较大,底水会取代部分原油产量或全部产量,从而降低了采油效益。
影响底水驱动方式的因素有很多,比如人为开发方式及油藏本身的地质特征等。而人为开发方式及油藏本身的地质特征包含着许许多多的细节,每个细节的变化都可能会影响和改变底水的锥进和脊进,而在大多数情况下底水锥进或脊进是难以避免的,所以在实际的开发过程中,应首先掌握油藏的地质特征,然后在此基础上制定出科学合理的开发政策是十分必要的,更加有利于底水油藏的开发。
2底水油藏直井开采水锥分析
2.1水锥形成过程
影响底水锥进的因素很多,这些因素可被分为开发因素和流体参数及地质因素几类,其中开发因素主要包括避水高度、射孔程度、产液速度、注采强度、井网的布置等;流体参数主要包括流体的相对渗透率、密度、粘度等;地质因素主要包括水体能量、储层厚度、储层隔夹层的发育程度、储层各向异性、储层沉积韵律等,主要是指地层的参数。
2.2临界产量的计算及影响因素分析
为解决地下水工程问题,法国工程师Dupuit提出“临界产量”这一概念,此后油井的生产管理中经常应用到这一概念。临界产量是指最大无水的采油量,也指底水越过油水界面突入油层使生产特征发生变化的产量,从油藏工程角度出发,临界产量是指能使水锥稳定在最大高度而不至于使油井见水的最大产油量。一旦油井的临界产量小于油井的实际产量,那么油井必定会见水。所以,临界产量对于油井而言至关重要,它是判断油井是否见水的一个重要参数。
此后对于相关问题的研究国内外很多学者一直都未曾放弃,相继取得了不错的成绩,提出了一些新方法和新思路。
2.2.1 Dupuit方法
因为底水油层中的底水锥进极其复杂,因此有必要先简化底水油层,然后再推导临界产量。Dupuit假定地层流体渗流为稳定渗流,并且服从Darcy渗流定律,地层为均质地层,忽略毛管力并忽略因毛管力而引起的油水过渡带,油水密度及粘度为常数,底水足够大。
当底水油层在生产过程中形成稳定水锥时,建立其单井径向模型[12],并在径向r处取一圆环微元体,相应于某一产量q。下形成的水锥高度在r处为z,如图1所示。
对于稳定流动,r处微元体的流量计算公式为:
r处的渗流面积为A=2πr(h-z)(2)
r处的渗流压差为d P=-△ρwogdz(3)
将(2)式和(3)式代入(1)式中可得:
若油井产量为临界产量时qo=qocBo,;并且在r=rw处,z=h-hp;在r=re处z=0。那么(5)式有如下积分形式:
整理得到Dupuit临界产量计算公式:
2.2.2李传亮方法
Dupuit临界产量计算公式是在均质地层的假设条件下得出的,该公式不考虑油井的表皮因子。但是意外情况在所难免,在特定情况下不得不考虑油井的表皮因子,为此,李传亮[13]提出了一个修正关系式。
2.2.3 Mayer-Garder方法
事实证明,采用该方法计算出的临界产量都比较低,不在可行的范围内。
2.2.4 Chaney方法
Chaney等人预测临界产量的方法只在计算油相势函数的方法方面存在区别,其它与经典的Muskat法类似.Chaney等人则用数学方程和电位分析仪来确定油相的势函数。他们认为,一旦确定了一个给定几何形态以及流体岩石性质的油藏中的临界产量,那么若油藏的几何条件不变,该临界产量就能通过修正而用于其它流体岩石性质的油藏中。由此Chaney提出了一系列预测不同射孔长度下的临界产量曲线,并对之进行最小二乘法拟合,得到如下方程:
式中:qcurve———从Chaney曲线上求得的临界流量,m3/d
Chaney曲线上的临界流量是采用下述流体和岩石特征得到的:泄油半径为305m,井径为0.0762m,油层厚度分别为3.81m、7.62m、15.24m、22.86m和30.48m,渗透率为1μm2,油相粘度为1m Pa·s,油水密度差为0.3g/cm3。在具体应用中利用该方法得到临界产量的数据qcurve,然后参考该结果及时合理的修正油藏和流体的实际性质。
2.2.5 Cherici方法
Cherici等人用电位模型法预测均质油藏中直井的锥进动态。并将相关试验结果绘制在含有垂向和水平渗透率的无因次图表中。通常绘制该图能够解决如下两个问题:一是已知油藏和流体性质,确定射孔段的最佳位置;二是已知油藏和流体的性质及射孔段的长度和位置,确定不发生水气锥进的临界产量。他们定义四个无因次参数来计算临界产油量:无因次气体锥进比δg,无因次射孔长度ε,无因次泄油半径rDe以及无因次水锥比δw。
2.2.6 Schols方法
基于Hele-Shaw模型,Schols做了大量的努力,得出了如下公式,对于均质各向同性底水油藏:
对于均质各向异性底水油藏:
2.2.7 Chaperson公式
2.2.9 Sobocinski-Cornelius方法
2.10 Bournazel-Jeanson方法:
3水锥快速模拟概算模型
由于油井的不断生产,井底的压力不断下降,导致井底周围油藏形成压差漏斗,这压差的存在在垂向上有个dp的分力;而由于油水密度差在垂向上也会产生一个与之相反的的力△ρgdhw,当二力平衡时有:dp=△ρgdho(25)
将式(25)代入式(24)得:
4实例分析
本文的油藏及油井基本信息数据是基于某油田区块的实际数据,通过数据加权与概算处理后得到,油田的原油粘度为8m Pa·s,油相渗透率为10m D,油密度为840 kg/m3,水粘度为2 m Pa·s,水相渗透率为4m D,水密度为1000 kg/m3,产液量为1.1232m3/d,完井长度为9m,射孔长度为8m,泄油半径为200m,井筒半径为0.1m,油层厚度为10m。
基于模型(32),计算得到了不同时间下油藏区块整体的水锥形状,如图3所示。并获得了该条件下油水界面高度以及产水率等参数,模拟结果与油田生产数据采样数据相似。
5结论
底水油藏普遍存在于国内外各油田中,我国砂岩底水油藏数目巨大,储量相当丰富。但是对于底水油藏,如果开发方式不当非常容易引起底水的快速锥进,所以对底水油藏建立水锥模型,模拟底水锥进过程,是非常有意义的。本文深入调研了国内外对底水锥进形成过程影响因素以及相关机理及数学模型等方面的研究进展。在对比研究传统油藏工程法与油藏数值模拟法水锥模型的基础上,提出了概算法模型。相较于传统油藏工程法与油藏数值模拟法,概算法模型既能模拟复杂底水油藏条件下水锥锥进过程,并且所需的资料简单,计算快速,是一种适用的底水锥进模型。
摘要：底水油藏在国内外各油田中广泛存在,在我国底水油藏数目巨大、储量丰富,并具有不同于边水等其它油藏的油水接触关系等特点。由于底水既能为油藏提供充足的地层能量而有利于油藏开发,同时底水锥进又给油藏的开发造成一系列的问题。因此,如何研究底水突进过程,建立底水锥进的相关数学模型,合理的开发油藏,进而减少开采成本,降低开采风险,也就成为了目前国内外大量学者在油田开发实践中需解决的难题之一。
油藏模拟 篇6
油藏多孔介质内部饱和流动与传热问题, 自1856年Darcy定律提出之后, 人们进行了大量研究, 已有较大进展[1]。其主要内容包括封闭空腔内饱和多孔介质的自然对流、管内或平板间饱和多孔介质的强迫对流或混合对流[2]、埋在饱和多孔介质内的平板 (或竖板) 或热源的外流等[3]。随着微尺度科学与工程研究的兴起, 微尺度传热与传质问题已成为热科学研究领域的一个热点。由于微尺度传热学学科领域跨度大, 开展研究时间短, 无论是从基础理论研究, 还是从实验测试方法和实际应用等方面都面临许多挑战, 是当代热科学领域研究热点之一[4]。
虽然, 国内外学者对多孔介质内的流动与传热进行了相关研究, 并取得了一些有意义的成果。但由于油藏孔隙复杂 (包括基质孔隙和裂缝孔隙) , 理论研究和试验都存在一定的困难[5]。本文将借助Fluent模拟软件进行注热流体开采过程数值模拟及分析, 为开展油藏多孔介质中的流动与传热基础问题研究提供理论及技术支持。
1 物理模型的建立
在射孔完井中, 孔密和穿深是两个最重要的射孔参数, 目前辽河油田在127 mm (5英寸) 、132 mm (5.5英寸) 套管内采用国产器材89型射孔器 (16孔/m) , 穿深指标为500 mm左右;射孔示意图如图1所示。
根据图1所示的射孔示意图, 经过抽象假设, 建立物理模型。该模型包括三个区域, 射孔区、多孔介质区和出口区;物理模型尺寸见图标, 单位是mm。
2 数学模型的建立
2.1 主要假设
(1) 多孔介质非变形, 均匀且各向同性;
(2) 忽略重力对多孔介质内流动的影响;
(3) 在分析域内, 处于局部热力学平衡;
(4) 射孔区和出口区假设是完全湍流, 多孔介质流动属于完全层流。
2.2 数学模型
(1) 式为数学模型的控制方程。
附加方程为标准k-ε湍流方程, 如 (2) 式所示。
2.3 边界条件
根据模拟的需要, 按照实际情况, 确定如下的边界条件。
入口段为速度入口, 边界条件如 (3) 式所示。
出口段为压力出口, 边界条件如 (4) 式所示。
上下表面为绝热边界, 边界条件如 (5) 式所示。
3 模拟及分析
3.1 模拟初始参数
根据模拟需要, 设置如表1、表2的参数。
3.2 模拟结果及分析
用Fluent软件按表1的初始参数分别进行求解, 在1 023 s达到稳态, 稳态速度和压力场云图如图3、图6所示。
3.2.1 稳态速度场
原油在多孔介质中流动稳态速度场云图如图3所示。
由图3可见:
(1) 原油在多孔介质中流动阻力很大, 速度下降很快, 射孔区和流动出口区域速度变化不大;当流速为0.01 m/s时, 原油在多孔介质中的流动速度很慢, 在多孔区很小的一段区域内很快就降低为渗流。射孔段速度云图如图4所示;
(2) 按照面积加权平均进行计算, 得到原油在整个区域的平均速度为0.001 3 m/s。
图5为y=0截面的速度变化图。在射孔段流速在 (1.4—1.5) m/s之间射孔到多孔介质过渡段, 流速急剧下降到0.001 m/s左右, 速度在出口段又有一个小的回升, 出口处出现回流现象。
3.2.2 稳态压力场
压力场云图如图6所示。
由图6可见:
(1) 射孔段压降很小, 多孔介质渗流段压降很大, 在1 450 mm范围内, 压降为26 200 Pa。图7给出了y=0截面压力分布图。
(2) 维持流速为0.01 m/s, 所需的最小初始压力为127 525 Pa。
图7为y=0截面的压力变化图。射孔段压力在 (2.55-2.65) ×104 Pa之间, 进入多孔介质后压力逐渐下降为0。
3.2.3 稳态温度场
对能量方程进行求解, 得到如图8的温度分布等值线图。
由图8可见, 达到稳态后, 多孔介质的温度场稳定在319℃左右, 由于黏度较大, 原油的流动性和驱动性较差。
4 原油的热物性对传热传质规律的影响
不同油田, 原油的热物性相差较大, 选取国内典型油田的原油进行模拟, 主要参数如表3所示。
选取模拟时间为800 s进行对比分析, 结果如图9所示。
由图9可见:
(1) 各油田模拟趋势相同, 温度场出现了高-低-高的曲态, 多孔介质段渗流困难。
(2) 当流动介质为黏度最大的大港油田M层原油时, 流动效果最差, 整个温度场的平均温度为329.365℃, 当流动介质为黏度最小的大庆油田S区原油时, 流动效果最好, 整个温度场的平均温度为330.929℃, 比大港油田M层高出1.564℃。
5 结 论
(1) 原油在多孔介质中流动阻力很大, 速度下降很快, 射孔区和流动出口区域速度变化不大;当流速为0.01 m/s时, 原油在多孔介质中的流动速度很慢, 在多孔区很小的一段区域内很快就降低为渗流。按照面积加权平均进行计算, 得到原油在整个区域的平均速度为0.001 3 m/s。
(2) 射孔段压降很小, 多孔介质渗流段压降很大, 在1 450 mm范围内, 压降为26 200 Pa。维持流速为0.01 m/s, 所需的最小初始压力为127 525 Pa。
(3) 在x轴方向, 模拟温度场出现了高-低-高的曲态。达到稳态后, 多孔介质的温度场稳定在319℃左右, 可见原油的流动性和驱动性较差。
(4) 当流动介质为黏度最大的大港油田M层原油时, 流动效果最差, 整个温度场的平均温度为329.365℃, 当流动介质为黏度最小的大庆油田S区原油时, 流动效果最好, 整个温度场的平均温度为330.929℃, 比大港油田M层高出1.564℃。
摘要：油藏注热流体 (热水、蒸汽、热油) 开采是提高采收率的重要方法。由于注热流体开采热传递过程复杂, 理论和试验研究存在一定的局限。参考辽河油田常用射孔枪实物模型建立物理模型, 经过合理简化建立数学模型, 借助F luent模拟软件进行模拟。模拟结果表明, 原油的流动性和驱动性较差, 黏度越大, 流动效果越差。
关键词：Fluent,原油,多孔介质,传热,传质
参考文献
[1] Liu Xiaoyan, Zhao Bo, Zhang Yan.Axial temperature drop calcu-lation model develop-ment ofoil-gas-water mixture transferring bu-ried pipeline.Wseas Transactions on Fluid Mechanics, 2006;1 (1) :108—116
[2] Chou F C, Lien W Y, Lin S H.Analysis and experiment of non-Darican convection in horiz-ontal square packedsphere channels-1.forced c-nvection.Int J Heat Transfer, 1992;35:195—206
[3] Wang B X, Du J H.Forced convective heat transfer in a verticalannulus filled with porous media.Heat Mass Transfer, 1993;36:4207—4213
[4] Kaviany M.Laminar flow through a porous channel bounded byisothermal parallel plates.Int.Heat Mass Transfer, 1985;28:851—858
油藏模拟 篇7
在多层砂岩油藏的注水开发过程中,由于纵向上各层之间物性差异的存在,各层的储量控制程度和水驱动用程度不尽相同。有关学者已经研究了渗透率级差、油层层数、油层厚度、原油性质等参数以及层系内部各小层的各向异性对层间动用状况的影响[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20,21,22],并提出了一系列有关开发层系的合理划分与组合的理论和方法。利用这些层系划分标准对各个油田、各个储层进行了开发层系调整,有效地改善了注水开发效果[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20,21,22]。但在划分层系时,这些方法主要依据渗透率、原油性质等地质参数来进行,并未考虑层系内生产井段跨度(层间最大间隔宽度)。在实际生产过程中,多层油藏中油层间跨度干扰问题相当复杂。不仅相邻油层之间,而且与层系内其它任一油层之间均存在跨度干扰现象。这就是说,层间生产井段跨度干扰是层系内所有油层相互干扰叠加的结果。
由于多层砂岩油藏开发层系的合理划分与组合直接关系到油藏的开发效果[23],因此有必要开展生产井段跨度优化研究,确定层系内生产井段跨度界限。本文在建立三维均质模型的基础上,利用E-clipse黑油模型对生产井段跨度对模型及模型分层开发效果的影响进行了研究,剖析了各层采收率对总采收率的贡献程度,确定了优化生产井段跨度有效提高采收率的界限。
1模型的建立
油田实际生产过程中,多层油藏中层与层间跨度干扰问题相当复杂。不仅相邻油层之间,而且与层系内其它任一油层之间均存在跨度干扰现象,即层间跨度干扰是层系内油层相互叠加的结果。为了便于研究,这里仅讨论只有两个油层油藏,并假设这两个油层为均质,且地质条件、原油性质完全相同;同时假设层间没有窜流。实质上,该油藏可以看成是一简化版的多层油藏,其中Z为生产井段跨度(图1)。根据这一假设,设计了地质模型,纵向上建立三个模拟层,其中1、3号层为油层,2号层为隔层。这样,该油藏就可以看成是一简化版的多层油藏,其中Z为生产井段跨度即三维地质模型中隔层厚度(图2)。
模型中1、3号层的厚度均为10 m,孔隙度为20.46%、渗透率为437×10-3μm2、纵向渗透率为43.7×10-3μm2;2号层为隔层。1号层的顶深为1 800 m;通过控制中间隔层的厚度,模拟不同生产井段跨度下的油井合采情况下的开发效果;3号层的顶深依次取从1 810 m到2 600 m。由此,可以建立研究多层油藏不同生产井段跨度的均质理论地质模型,其生产井段跨度依次取10 m、50 m、100 m、150 m、200 m、250 m、300 m、350 m、400 m、450 m、500 m、550 m、600 m、650 m、700 m、750 m、800 m。模型采用一注一采井网(图1)。
2开发效果对比分析
2.1不同生产井段跨度方案设计
为了研究不同生产井段跨度对多层油藏开发效果的影响,设计了17套方案(表1)。
2.2开发效果对比分析
应用油藏数值模拟软件Eclipse对上面17套方案进行了模拟计算,分别预测了模型15年末时的开发效果。
图2揭示了模型15年末时,层系(油井)、1号层、3号层等三种组合不同生产井段跨度方案采出程度对比曲线。从曲线上可以看出,(1)随着上下两层间跨度的减小(800～10 m),层系(油井)采出程度逐渐上升,而且由800 m至120 m时,采出程度上升比较明显;至120 m以后,变化的比较缓慢。(2)上下两层间的跨度越小,层间的开采效果差异也越小,即层间干扰也就愈小。(3)3号层对采收率的贡献比1号层要大。这是由于在生产过程中,随着井底流压的降低,油层将按3、1号层顺序依次开始工作。⑷数值模拟研究结果表明,在同一套层系组合内生产井段跨度小于120 m时,才能有效减低跨度干扰的不利影响。
从数模研究结果可以看出,如果地质条件、原油物性、油井管柱等条件相同时,生产井段跨度是影响油井或层系产能的主要因素。就其根源,生产井段跨度对各合采油层开发效果的影响其实就是由生产井段跨度的变化导致各油层相对应井底流压发生相应变化而引起的。对于多层油藏来说,一旦流压不合理时,不但影响低产层的产出,严重时还会发生层间窜流。这就是说,在实际油藏中,地质条件、原油性质、生产井段跨度等参数对多层油藏的开发效果均具有较大的影响。
3结论
(1)针对多层砂岩油藏自身的特点,在依据油藏的各项原始地质和原油性质参数对层系进行划分与组合时,需要把层系内层间的生产井段跨度考虑进来。
(2)对同一套层系而言,生产井段跨度越小,层间的开采效果差异也越小,即由生产井段跨度引起的层间干扰也就愈小。
(3)虽然研究成果是建立在均质模型单因素分析的基础上的,但是它却真实地揭示了生产井段跨度对多层合采油藏开发效果的影响规律。因此,随着生产层数增多和各油层物性、流体性质、地层压力的不同,可以断定生产井段跨度对于实际油藏的多层合采开发效果的影响会更大。
(4)研究结果表明,在同一套层系组合内生产井段跨度小于120 m时,才能有效减低不利影响。同时,这一研究结果符合现场油井生产管柱工艺要求。
摘要：目前在多层油藏划分与组合开发层系时,通常未考虑到生产井段跨度因素。根据建立的均质模型,运用数值模拟方法研究了生产井段跨度对层系及层系内各小层开发效果的影响,剖析了各层采收率对总采收率的贡献程度,确定了多层油藏层系内生产井段跨度界限。研究结果可为多层油藏层系划分与组合优化等开发政策的制定提供参考。
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