油藏数值模拟（精选八篇）
油藏数值模拟 篇1
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
尿素热解制取氨气数值模拟 篇2
关键词：尿素溶液；热分解；NH3；数值模拟
中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）21-0172-03
1 概 述
SCR烟气脱硝技术是世界上最成熟的脱硝技术之一，其在我国已得到广泛应用。目前SCR系统还原剂氨气主要来源于液氨、氨水和尿素[1]，液氨为危险化学品，目前其安全隐患问题日益受到大家的重视，特别在一些城市热电，距离城市近，一旦出现氨泄漏将会对附近居民生活造成重大影响；而氨水由于其浓度低，从而降低了其危险性，但其耗量将大大增加，运输成本高；尿素作为一种无危险的绿色肥料，利用其热解制氨具有与液氨相同的脱硝性能，且便于运输、存储和使用，因而越来越多的城市电厂倾向于采用尿素热解制氨技术[2-4]。
尿素热解制氨技术是通过把质量浓度低于50%的尿素溶液在热解装置中雾化，蒸发后热解生成氨气。Tokmakov等[5]认为单独尿素分解的产物最有可能是NH3与HNCO。Chen等[6]通过热重分析-质谱联用技术研究了尿素的热解，发现尿素在熔点（132 ℃）之前已经开始分解，但分解量很少。Schaber等[7-8]报导了在温度高于413 K时，尿素由熔融态蒸发为气态，且当温度高于425 K时尿素热分解为NH3和HNCO。吕洪坤[9]等在一管式石英反应器上实验研究了尿素溶液的高温热分解特性以及添加Na2CO3后对相关因素的影响，保持很高的尿素有效分解率时所能达到的HNCO水解率很低，Na2CO3可以有效地促进 HNCO的水解。Gentemann等[10]在800～1 300 K的温度范围内研究了尿素溶液的热分解，讨论了温度、氧含量对NH3、CO2生成的影响。本文对尿素热分解的进行机制进行了分析并建立了一个管式尿素热解反应器模型，通过数值计算的方法分析热解温度、加热风量、液滴粒径等对尿素热解转化率的影响，为工程实际应用提供理论指导。
2 模拟计算对象
管式热解反应器示意图，如图1所示。反应器直径为1 500 mm，高温空气从入口到热解炉出口整体长度为6 000 mm。在1 000 mm轴线中心处设置一支尿素溶液喷嘴，尿素溶液通过压缩空气雾化后喷入反应器，雾化喷嘴喷射角为90 °，流量为0.035 kg/s，根据不同工况调节反应入口空气温度、流速以及尿素溶液雾化粒径。
3 模型选择及设定
反应器内尿素溶液雾化热解过程涉及到湍流流动、气液两相流、传热传质、液滴蒸发、尿素热解以及化学反应动力学等多方面，是一个极其复杂的物理、化学反应过程。本文针对流动的湍流模型选用标准湍流模型；传热模型选用P-1辐射模型。
3.1 离散相模型
对于尿素水溶液在气相中的两相流动，采用离散相模型DPM（Discrete Phase Model），即采用拉格朗日坐标系下跟踪液滴相，采用欧拉坐标系处理气相。同时由于颗粒的喷射角度还是其喷出时间都是随机分布的，认为尿素水溶液液滴在反应器内的运动负荷随机轨道模型，并耦合了两相间的相互作用，考虑了动量、质量和热量。
对于尿素水溶液液滴，采用多组分颗粒（multicomponent）模型，尿素溶液与水溶液按照50%配比，颗粒温度为50 ℃，防止尿素水溶液结晶。同时雾化模型选择solid cone类型，喷射雾化角为90 °，流量密度根据边界条件确定。
3.2 液滴蒸发模型
尿素水溶液液滴浓度为50%，尿素浓度较高，此时处理溶液雾化蒸发时，不能完全处理为纯水的喷射蒸发，应考虑尿素溶液的蒸发。由于对颗粒采用多组分颗粒（multicomponent）模型，可分别设置尿素和水的蒸发参数，其中尿素溶液设定其汽化潜热为1 398 KJ/kg，蒸发温度为420 K，沸腾点为483 K，而水溶液汽化潜热为2 263 KJ/kg，蒸发温度为284 K，沸腾点为373 K，两者混合雾化颗粒蒸发平衡采用拉乌尔定律。
对于雾化尿素液滴蒸发过程的计算，主要是通过野地的加热、蒸发、沸腾过程的模拟来分别考虑。并考虑采用准稳态模型，液滴的加热、蒸发、沸腾过程的质量和能量平衡方程如下：
3.3 尿素热分解模型
尿素热分解路径为固态/液态尿素先蒸发为气相NH2CONH2，然后气相尿素分解为NH3和HNCO，模型示意图，如图2所示[11，12]。
尿素的热分解受限于动力学参数，因此尿素会在熔融液态保持一段时间，而气态尿素在高温环境中并不稳定，根据文献[5]尿素热解最的产物最有可能是NH3与HNCO，且该反映为一个快速反应过程，此后HNCO进一步水解生成NH3和CO2，其被认为气相均反应[11]。
3.4 动力学模型
本文采用二步总包反应模型，尿素水溶液首先在高温空气中雾化蒸发生成尿素蒸汽和水蒸汽，随后经热分解分解成NH3与HNCO，而后HNCO进一步水解生成NH3和CO2，动力学方程式及参数，见表1[13，14]。
4 模拟结果与分析
4.1 尿素水溶液热解数值计算分析
尿素水溶液热解模拟结果，如图3所示，为入口空气温度为873 K，流速0.5 m/s，液滴粒径为100微米条件下尿素水溶液热解模拟结果。
从图可见，尿素水溶液喷入反应器后被迅速加热，由于尿素蒸发温度为420 K，高于水分的沸腾温度，因此水分首先从液滴中蒸发，并随着水分的蒸发，液滴表面的尿素浓度越来越高，待液滴中水分几乎蒸发完全后，此时尿素才开始逐步蒸发热解。同时随着尿素水溶液蒸发热解，空气温度逐步降低，氨气浓度不断增加，出口烟气温度降低至673 K左右。分析HNCO浓度分布可见，在高温段中尿素热解生成的HNCO随后与水蒸气发生水解反应，并在出口处基本水解完成，完全转化成氨气。
4.2 温度对热解效率的影响
入口空气流速0.5 m/s，尿素水溶液液滴粒径100 μm，分析了573～1 073 K温度区间内不同温度工况下尿素热解制氨的转化率的影响，模拟图，如图4所示。
由图4可以看出，尿素水溶液液滴在热空气流场中停留时间越长，其NH3转化率不断增加，这是因为随着尿素液滴的停留时间的增加，尿素热解越彻底，更加有利于尿素热解。
同时从图4还可以看出，随着温度的升高，尿素热解产物NH3转化率增大。前期随着温度的升高，NH3转化率大幅增加，当温度达到873 K以上时，尿素水溶液液滴在热空气中停留时间为10 s时，NH3转化率基本已经达到100%， 此后随着温度的升高尿素水溶液在更短的停留时间内就能够达到100%NH3转化率。这是由于尿素热解反应推进率常数随着温度升高而增大[15]，温度越高，尿素分解越彻底，NH3转化率越高，可见温度是尿素热解的一个关键的因素。尿素热解是一个吸热反应，温度的越高，其反应越剧烈，反应速率越快，所需的反应时间也越短，这也就解释了在温度高于873K时，随着温度的升高，尿素水溶液在更短的停留时间内就能够达到彻底转化。
4.3 空气流速对热解效率的影响
空气流速决定了进入反应器的空气流量，空气流速的变化其首先影响液滴在反应器内的停留时间，其次作为热源，空气流量大小影响着热量的供给。本模拟研究了空气温度873 K时，尿素水溶液液滴粒径100 μm条件下，空气流速在0.25～1.5 m/s区间内空气流速对热解效率的影响。
模拟分析空气流速对热解效率的影响，如图5所示。
随着空气流速的增加，在0.25～0.5 m/s区间内，尿素热解效率快速增加，而此后尿素热解效率基本不怎么变化。其原因应当是：在0.25～0.5 m/s区间内，由于空气流量低，导致其热量供给不足，尿素热解得到充足的热量，从而对热解效率影响较大；而此后随着空气流速增大，热量供给增大，且热量的增大抵消了其停留时间变短的影响，热解效率基本不变。
分析计算得到，空气流速在0.45 m/s时，空气流量达到当尿素完全热解后氨气浓度为5%，在空气温度873 K时，其热解效率基本彻底，由此可知，烟气温度达到873 K以上，在确保氨气浓度低于5%时，空气流量大小对尿素热解效率基本无影响。
4.4 雾滴颗粒粒径对热解效率的影响
在空气温度873 K，空气流速0.5 m/s工况下，分析颗粒粒径对热解效率的影响，模拟结果，如图6所示。
图6表明了随着雾滴粒径的增大，前期热解效果显著降低，尿素水溶液达到同等热解效率所需的停留时间将增大。雾滴粒径的增大加大了雾滴蒸发所需的时间，使得雾滴不能快速蒸发，同时由于蒸发吸热，在雾滴周围形成一个局部低温区，不利于尿素的热解，从而使得前期尿素热解缓慢，热解所需停留时间增大。从图中可知，当粒径大于250 μm后，现有反应器的停留时间将无法满足尿素颗粒完全热解。
5 结 语
①对尿素水溶液雾滴的蒸发热解过程进行模拟分析，发现由于水与尿素的蒸发温度不同，前期主要为水分蒸发，并随着水分的蒸发尿素水溶液浓度逐渐增大，待液滴中水分几乎蒸发完全后，此时尿素才开始逐步蒸发热解。
②热解温度对尿素热解效率有显著影响，随着温度的升高，NH3转化率热解效率增大，当温度达到873 K时，NH3转化率基本已经达到100%，此后随着温度的升高，尿素水溶液达到彻底热解的停留时间可减少，即高温度下所需的停留时间更短。
③空气流量决定了反应器内的热量供给，过低的空气流量将导致热解效率降低，同时过低的空气流量将无法保证氨气浓度低于5%，烟气温度在873 K时，在确保氨气浓度低于5%的烟气流量条件下，空气流量大小对尿素热解效率基本无影响。
④雾滴颗粒粒径的增大，使得其蒸发热解所需的时间增加，且雾滴局部温度脚底，尿素热解将受阻，要实现尿素完全热解所需停留时间将增长，反应器的尺寸将加长，设备投资增大。
参考文献：
[1] 郭伟，催宁.尿素热解制氨SCR脱硝技术在电厂的应用与优化[J].锅炉 技术，2012，43（3）：77-80.
[2] 喻小伟，李宇春，蒋娅，等.尿素热解研究及其在脱硝中的应用[J].热力 发电，2012，41（1）：1-5.
[3] 杜成章，刘诚.尿素热解和水解技术在锅炉烟气脱硝工程中的应用[J]. 华北电力技术，2010（6）：39-41.
油藏数值模拟技术现状及展望 篇3
1 油藏数值模拟技术现状
1.1 数学模型
1.1.1 网格技术。
随着三维地质模型的引入, 网格技术已向精确化方向发展。目前应用比较广泛的有矩形网格、角点网格、PEBI网格等。近年来又涌现了CVFE网格、FAC网格等类型网格。这类非结构网格对于复杂形态的油藏描述较灵活, 模拟结果较为准确。
1.1.2 网格粗化技术。
地质建模技术可生成高达10×108个网格单元的油藏地质模型, 而油藏数值模拟软件只能承担百万级别的网格模型的计算量, 因此, 需要将精细油藏模型进行粗化处理。油藏模型网格粗化就是把细网格模型粗化成一个等效的粗网格模型, 保持这两个模型系统的油藏物性与渗流特征尽可能相同。由于油藏的非均质性, 油藏模型网格粗化既要考虑满足油藏数模软件对网格数的处理能力, 又必须尽可能地保留原细网格模型中一些规模较小但可以对流体渗流规律产生巨大影响的重要地质特征, 如薄页岩或者高渗透层等, 笼统的粗化处理一般会大大削弱或者消灭小规模特殊地质因素的影响。一些油藏参数 (如孔隙度、深度、饱和度等) 的粗化可采用体积加权平均法, 而与流体有关的参数 (如渗透率等) 就不能用简单的加权平均计算得出, 而要基于流动计算再进行粗化。流动算法相对精确, 首先解出沿压力降方向的总流量, 然后再解相同的流动方程, 从而解出等效渗透率。
1.2 模型解法
1.2.1 离散方法。
网格离散法主要包括:有限差分法、有限元法、边界元法。其中, 有限差分法是国内外研究较早也是较为成熟的方法, 用得较为普遍。但该方法在处理网格方向、复杂边界及稳定性方面, 具有很大局限性。而有限元法则可克服这些问题, 国外在不规则网格或杂交网格方面作了大量的工作, 几乎全部采用了有限元方法, 也有极少数用边界元方法的。
1.2.2 先进的数值解法。
近几年一些公司推出了新的数值解法:通用预处理共轭梯度法软件包 (CBLITZ) , 含IMPES和全隐式, 原Western Atlas公司推出, 现为Landmark公司;自适应隐式预处理共轭梯度法 (AIMSOL) , CMG公司推出;自适应隐式解法软件包 (ESPIDO) , SSI公司推出;嵌套因子分解预处理法, Geoquest公司推出;适应于并行的迭代法 (SST方法) , Geoquest公司推出。
1.2.3 并行算法。
油藏整体模拟的计算规模大、计算时间长, 如何提高模拟计算的速度、缩短研究周期就显得越来越重要。并行计算方法是提高求解偏微分方程的计算速度、缩短计算时间的一个重要途径。并行算法是一些可同时执行的诸进程的集合, 这些进程互相作用和协调动作从而达到给定问题的求解。并行算法首先需合理地划分模块, 其次要保证对各模块的正确计算, 再次为各模块间通讯安排合理的结构, 最后保证各模块计算的综合效果。并行机及并行软件的开发和应用将极大地提高运算速度, 以满足网格节点不断增多的油藏数值模型。目前Eclipse及VIP软件都有并行版, 这些软件属SMP (共享内存结构) 型并行软件, 在共享内存机上并行效率较高。
1.3 油藏数值模拟软件技术现状
1.3.1 模型类型。
流行的数值模拟软件有eclipse, CMG, VIP, workbench, sure等, 这些通用的商业化软件常常是多功能集成的一体化软件, 一般包括以下几种类型的模型:黑油模型, 已被广泛用于各种常规油气藏的模拟;裂缝模型, 可用来解决裂缝性油气藏开发问题;组分模型, 用于凝析气藏, 轻质油和挥发油藏的开发设计和混相驱的研究;热采模型, 用于稠 (重) 油油藏蒸气吞吐、SAGD等开采方式的模拟;化学驱模型, 用于在注入水中添加聚合物, 表面活性剂, 碱等各种化学剂进行三次采油提高采收率的计算和设计。
其中, Eclipse的黑油模块E100, CMG的热采模块STAR都是各大石油公司的首选, 占据了油藏数值模拟软件市场的大部分份额。
1.3.2 数值模拟软件的运算能力。
有文献报道, 模型越精细, 拟合的精度越高。常规的32位PC机, 运算的能力不超过百万节点, 而实际精细油藏模型的节点数远远大于这个值。
当前并行机的发展及时解决了精细模型的运算速度问题。图1展示了某数模软件的处理能力变化图, 1998年以前采用的常规串行处理器只能运算100万以下的节点, 到2008年可运算的节点数达到了3千6百万。
2 数值模拟软件的发展趋势
多学科结合, 也就是精细地质研究成果、油藏数值模拟技术与各种油藏动静态信息及分析管理手段的有机结合, 是今后油藏科学管理的基础和发展方向。未来油藏数值模拟技术的发展趋势将主要表现在以下几个方面:
2.1 新型物理问题、新型数学及数值模型的提出, 将推动数值模拟软件向更真实反映不同类型油藏的流动特征的方向发展;
2.2 寻找更加合理、有效的离散化方法, 如控制体有限差分、控制体有限元和混和有限元等。
2.3 研究高效、快速求解大型稀疏矩阵的解法, 如各种预处理共扼梯度类的新型算法。
2.4 为了充分发挥超级并行计算机快速运算的优势, 进一步研究并行算法。
2.5 大规模全油藏整体模拟是油藏模拟发展的必然趋势, 也是目前模拟技术发展的重点。随着计算方法和计算速度的提高, 数值模拟软件可逐步满足各种大型油藏的数模需求。
2.6 多功能集成方面, 现代数值模拟器集成了越来越多的功能, 并且倾向于使用统一的版本, 便于维护和再开发。例如在一个模拟器中整合黑油、组分、热采模型, 整合全隐式、压力隐式和自适应隐式等不同格式, 整合结构化和非结构化网格系统, 整合传统井模型和智能井模型等。
2.7 模拟技术向着与地面管网一体化模拟方向发展。数值模拟将不只是对油藏的模拟, 而将是对整个油藏系统 (包含油藏、井、地面管网、设备) 进行全隐式的模拟。只有依赖于这样的模拟器, 才能实现真正的全局优化。
参考文献
[1]陈月明.油藏数值模拟基础[M].北京:石油大学出版社, 1989.
[2]张烈辉编译.实用油藏数值模拟技术[M].北京:石油工业出版社, 2004.
油藏数值模拟 篇4
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
安塞油田长6砂层油藏数值模拟 篇5
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.
油藏数值模拟 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
油藏数值模拟 篇7
确定剩余油分布研究是一项世界性难题, 目前国内外有关剩余油分布研究重点主要集中在以下三方面: (1) 对剩余油分布的描述。根据国内外大量的研究表明, 宏观剩余油主要分布在注入水未波及到的、或者波及程度比较低的部位, 微观上主要是由于驱油效率低而遗留的剩余油, 剩余油形成与分布主要受沉积相、构造、储层非均质性以及井网条件的控制。实际上, 目前在有关剩余油形成与分布规律的认识上还很不够, 特别对特高含水河流相储层来讲, 剩余油形成与分布相当复杂, 在认识上不够深入细致。 (2) 对剩余油饱和度的测量与监测技术的研究。国内外均非常重视发展剩余油饱和度的测定和监测技术, 其中主要采用了取心技术、开发地质学方法、测井、地震、油藏工程技术等, 每一种技术都有其优势和缺点。 (3) 对剩余油挖潜技术研究。在剩余油挖潜技术方面首要的任务仍是进一步扩大注入水的波及体积, 提高水驱采收率, 进一步提高水驱采收率的途径是因地制宜地采取打高效调整井、按流动单元完善注采井网、各种水动力学方法、调剖堵水、水平井侧钻等各种方法进行治理;同时也要重视三次采油, 在更深层次上的开采注水所采不出的原油[1]。
1 油藏概况
文13西块位于河南省濮阳县境内, 区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼, 呈北北东向延伸。本区沙三中段为一套多物源方向、多沉积旋回、由不同沉积相带、不同沉积体系的砂岩层与暗色泥岩组成的砂、泥岩互层段。2003年文13西块随文东沙三中油藏整体进行了复算, 复算结果:含油面积10.2 km2, 石油地质储量1 089×104 t。
截止2003年6月共有油水井90口, 其中油井59口, 开井52口, 水井31口, 开井25口, 日产油322 t, 采油速度1.08%, 累积产油304.12×104 t, 采出程度27.93%, 标定采收率34.34%, 综合含水84.5%, 日注水2 975 m3, 月注采比1.44, 累计注采比1.13。
2 数值模拟研究
2.1 模型建立
模拟模型的建立是决定历史拟合和动态预测的关键。油藏数值模型设计时, 要能代表实际油藏的地质、动态特点, 既要能适应油藏历史拟合的需要, 又要考虑到将来油藏可能发生的井网调整, 以适应未来动态预测的要求, 根据油藏的实际特点, 选用LANDMARK公司的VIP4.0版本的油藏数值模拟软件, 建立了三维两相的油藏数值模拟模型。
油藏模拟区共有5个砂层组50个小层, 纵向上以小层为模拟层, 平面上网格划分采用不等距的不规则的网格, 井位在网格的中心, 每两口井之间尽可能地保证有2个以上的网格, 边部和局部井位较稀, 将断层均处理成封闭边界断层, 网格总数为77×44×50=169 400个
大量研究表明, 低渗透多孔介质有特殊的渗流规律, 并不满足达西定律。许多研究者发现, 流体在低渗介质中的渗流需要启动压力梯度。传统的数值模拟理论都是建立在达西定律基础之上的, 很难反映低渗介质中的流体渗流特征。为了解决这一问题, 周涌沂将低速非达西渗流规律引入油藏模拟技术中, 以使数值模拟方法能正确描述低渗介质中的特殊渗流现象[2,3]。
采油井处理
有产出剖面时, 调整地质模型、甚至关闭不产层, 使模拟状况与产出剖面相匹配;没有产出剖面时, 将VIP黑油模型全隐式处理中的生产压差:
Dpp=pgrid-pwf (1)
换成
并且当
注水井处理
有吸水剖面时, 调整地质模型、甚至关闭不吸水层, 使模拟状况与吸水剖面相匹配;没有吸水剖面时, 将黑油模型全隐式处理中的注入压差:
Dpi=pwi-pgrid (3)
换成
并且当
上述式中:
p
pwf—与射孔网格块对应的井底流压;
r″1—射孔网格块中流体相1的启动压力;
pwi—与射孔网格相对应的注入压力。
动态模型的建立主要依据单井实际生产数据按模拟时间步长整理获得。文13西油田拟合期从1993年12月至2008年6月, 模拟时间步长为1个月。模拟中采用的相对渗透率数据和高压物性数据, 依据实验室资料进行处理, 并在模拟中进行修正。
2.2 历史拟合
2.2.1 开发指标拟合
在建立油藏精细地质模型阶段, 虽然已作了大量的工作, 但是由于某些参数的不准确性和不确定性, 使得模拟产生的动态数据与实际动态数据之间可能有较大的出入。历史拟合的目的就是应用已有的实际动态数据, 对油藏模型加以修改与调整, 使模拟产生的动态数据与实际动态一致。这样应用模拟模型预测的地下流体的分布和未来动态才是比较可信的。
历史拟合主要是拟合全区、单井的采出、注入量。根据生产历史, 对单井、油藏的产量、含水等进行了拟合, 模拟区的含水、采出程度与实际基本吻合 (图2) 。
2.2.2 剩余油分布规律
根据中国石油天然气公司对水淹级别的统一标准 (以含水率划线) , 进行研究水淹级别, 以更准确地研究剩余油分布, 挖掘油藏潜力:
fw<10% 为未水淹;
10%≤fw<40% 为弱水淹;
40%≤fw< 80% 为中水淹;
fw≥80% 为强水淹。
对油水相对渗透率资料进行归一化处理后, 利用分流量方程:
计算出各种水淹级别含油饱和度界限。部分层位水淹状况见图3和图4。
根据模型模拟结果得出剩余油分布有如下特点:
(1) 生产井间因屏蔽效应而形成剩余油富集; (2) 构造高部位形成剩余油富集; (3) 由隔层发育形成的剩余油富集; (4) 断层附近部分井区剩余油较富集。
2.2.3 剩余油挖潜措施
针对不同类型的剩余油分布采取相应的挖潜手段, 主要做法[4]:
1) 对于因层间干扰而形成的剩余油, 可以通过油井挤堵水淹层, 水井分层注水或调剖来减少主力水淹层的低效注水, 增加动用较差油层的注水量, 同时建立差层试验井组, 达到提高水驱动用程度的目的。若纵向上有多个差层迭加, 剩余可采储量达到新钻调整井或老井侧钻经济极限, 可钻局部加密井或利用工程报废井、地质报废井侧钻。
2) 对于因注采关系不完善而形成的剩余油, 根据具体形成原因而采取相应的治理措施, 主要的治理手段是通过打新井提高井网控制程度, 开发因井网控制不住而形成的剩余油;通过补孔、重炮、转注或改采等措施, 增加注水或采油井点, 完善注采关系来开采因注采不完善形成的剩余油;通过水井调剖、油井挤堵、补孔形成注采对应来开采因注采不对应形成的剩余油。
3) 对于因断层遮挡而形成的剩余油, 通过钻双靶定向井, 应用侧钻、大修技术, 增加采油井点开采这部分剩余油。
4) 对于非主流线上零散分布的剩余油, 采用水动力学方法, 改变液流方向放大生产压差, 降压深抽等方法进行挖掘。
5) 在构造复杂带加强构造研究, 搞清连通关系, 采用新钻调整井和完善注采。
基于这样的研究思路, 部署新钻井15口, 其中油井9口, 水井6口。
2.2.4 经济评价
按照费用与效益对应原则, 采用《油气勘探开发经济分析系统》对文13西块调整方案增加产量的投资与效益进行评价, 评价期10年 (2004—2013年) 。
钻井成本按2 290 元/m, 原油生产成本按中原油田分公司近两年采油成本资料为基础, 原油销售价按2 818 元/t (46$/bbl) 计算, 财务净现值15 728万元;财务内部收益率27.73%;投资回收期3.9年。由国家石油天然气行业开发建设项目经济评价指标标准, 判断具有较好的经济效益。
3 结论
(1) 探索了一套以优化产量劈分和数值模拟相结合的处理深层低渗异常高压油藏提高采收率的新方法。
(2) 改进后的模型基本反映油藏地下的真实情况, 单井历史拟合符合率较高, 数值模拟得到的剩余油饱和度与岩心分析的最大相对误差较小。
(3) 针对文13西油田由于特殊的地质条件和不同类型的剩余油分布采取相应的挖潜手段, 提出采用分支井技术降低钻井成本、提高开发效益的调整手段, 部署新钻井15口, 其中油井9口, 水井6口, 同时, 对调整方法进行了经济评价, 认为具有较好的经济效益。
参考文献
[1]黄新文、张兴焰.文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发.石油勘探与开发, 2003;18 (4) :95—101
[2]刘慧卿.油藏数值模拟方法专题.山东:石油大学出版社, 2001:176—180
[3]朱焱, 谢进庄.提高油藏数值模拟历史拟合精度的方法.石油勘探与开发, 2008;35 (2) :225—229
油藏数值模拟 篇8
1.1 地质概况
枣21断块位于河北省沧县黄骅坳陷孔店凸起构造带的北端，主力油层为孔一段枣Ⅲ油组，石油地质储量243×104t，含油面积0.91 km2。该断块储层岩性主要以细、粉砂岩为主，岩性疏松，成岩性较差，所以在生产中表现为出砂严重;油藏埋深较浅，原油物性差，属于中低渗透率重质稠油油藏。
1.2 开发概况
枣21断块从1984年开始投入开发，期间经过了产能建设阶段，注采井网完善、稳产阶段，目前为产量下降阶段。目前断块总压降为5.84 MPa。目前该断块存在的主要问题有:开发效果差、注采井网不完善、油层动用程度低等。
2 油藏数值模拟研究
为了更好地反应出地下流体分布情况，提高研究的准确性和实用性，此次数值模拟层划分到单砂体，枣21断块共有18个单砂体，整个模型的网格节点数为120×40×18=86 400。
2.1 断块地质储量拟合
通过对油水界面的微调将各个模拟层的地质储量拟合在了精度所要求的范围，误差都小于5%，最终模拟地质储量为244.49万吨，误差为0.61%，这时就可以进行开发指标的拟合了。
2.2 断块压力的拟合
主要调整参数[1]是岩石压缩系数和部分水井的注水量。断块实际压力和模拟压力的整体趋势是相同的，但是由于在1992年—2002年之间压降过大(5 MPa)，所以分析了压降原因，对于枣21断块主要是由于注采不平衡造成的。
2.3 断块含水拟合
断块拟合含水初期比实际含水高，主要是将水相渗透曲线的端点值降低，来拟合初期含水;由于该断块油黏度大，密度大，对中间部分含水的拟合主要是调整了油水黏度比(适当降低油的黏度对该断块没有影响)。
2.4 单井含水的拟合[2]
针对枣21断块的单井含水拟合，主要调整了参数:(1)井间传导率:在动态分析的基础上调整了部分油水井间网格的传导率值;(2)断层封闭系数的调整:对有示踪剂资料和断层附近的水井进行动态分析，针对有外溢情况存在的，降低其断层封闭性;(3)阶段渗透率:拟合有吸水剖面的水井的各阶段的吸水量。
通过以上调整，最终该断块单井拟合精度达到了85.9%，没有拟合上的单井主要是由于井周围的储层物性差和原油黏度高所造成的。
3 剩余油分布特点
通过以上数值模拟研究，最终得到了枣21断块的剩余油分布特点:(1)断层附近、构造高部位剩余油富集;(2)构造低部位、砂体边部剩余油富集;(3)注采井网不完善的单砂层剩余油富集;(4)零散小油砂体动用程度低，剩余油富集。
4 调整方案编制及优选
在得出剩余油分布特点的基础上，为枣21断块编制了两套开发方案:方案一:部署新油井11口，新水井6口，恢复生产1口，分注4口，调剖2口，油水井措施共13井次，最终在枣Ⅲ油组中形成注采井数比为1:1.71的注采井网。方案二:在方案一的基础上，在自7-12-3井位置设计一口大斜度井，以提高厚油层的动用程度。
将方案一、方案二和原方案都输入到模型中，结果见图1。通过在数值模拟中各个开发指标的比较，最终优选方案一为枣21断块的最佳方案。预计方案实施后，枣21断块日产油由32 t上升到100 t，采油速度由0.46%上升至1.52%，增加可采储量16.7×104t，最终采收率提高4.53个百分点。
5 方案实施要求
为了降低风险，将剩余潜力分布研究成果与油藏认识相对应，选取潜力较大的区域先实施。从图2中可明显看出NX8井的效益最佳，所以初步实施这口井。
6 井位实施情况
通过以上研究，枣21断块在2009年5月31日投产自8-32-1井，钻遇20 m油层，初期日产10 t/d，目前日产4 t/d，累计产油1 636 t。生产曲线如图3。自8-32-1井钻遇后的结果与方案预测中的结果基本一致，所以建议下步实施其余三口优质井位。
7 结论与认识
(1)油藏数值模拟技术是研究高含水中低渗透率、孔隙度稠油油藏油田剩余油分布规律有效途径，提供的是油藏整体解决方案，能够实现全方位动态描述和预测油藏，并且可以量化剩余油的分布，是研究剩余油最有效的工具和手段。
(2)将区块动态综合分析应用到数值模拟技术中，在拟合各项开发指标时会起到事半功倍的效果。
(3)将调剖技术应用到数值模拟技术上可以更有效地调整单井的含水拟合情况。
(4)历史拟合过程并不只是参数调整的过程，也是一个检查静态模型的过程。
摘要：自来屯枣21断块目前采油速度低(0.43%),采出程度不高(16.2%),地下剩余地质可采储量多(20万吨),具有挖掘的潜力,但针对处于高含水阶段的中低渗透率、孔隙度的稠油油藏,利用常规的动态分析方法分析剩余油分布并不明朗,最终确定应用油藏数值模拟方法对枣21断块进行剩余油分布的量化研究及开发调整方案的编制。
关键词：稠油油藏,高含水,剩余油分布,数值模拟
参考文献
[1]范江.油藏数值模拟.北京:石油工业出版社,1995:239—245
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