油藏数字模拟3报告 - 图文

油藏数字模拟报告

学生：刘东锋

班级：022091 学号：20091000705

指导老师：关振良

学校：中国地质大学武汉

油藏工程课程设计书

目录

一 前言·······························3

二 油藏特征······························3

三 模拟方法及参数···························5

四 模拟结果······························8

五 结束语······························15

第一章 前言

1、油藏数字模拟学习目的

油藏数字模拟是为了要对油田未来的动态作出预测。它预测的可以是某一油气藏在不同的开发条件下的动态，也可以是同一油藏在不同描述下的动态。动态预测是数值模拟中非常有意义的部分。它可以使我们在油田开采前就能了解到某口井、井组、甚至整个油田，在不同开发方式下的生产动态情况。可以计算许多方案，然后从中选出一个最适合的方案作为实施方案。此外、动态预测还为我们提供了展示新方案的潜在效益的可能性

通过本次上机实习我们要学会以下几点：1熟练掌握油藏数值模拟的上机工作流程； 2掌握角点网格数据及其他数据的导入方法；3掌握Eclipse软件的开发指标可视化方法；4掌握Eclipse软件的case管；4、掌握开发方案设计及方案优选过程 2、研究目的

1、观察角点网格，比较角点网格与块中心网格的异同；

2、观察含溶解气，油、气、水三相体系的流体高压物性数据； 3、不同开发方案开发指标的对比分析；

第二章 油藏特征

1、油藏形态

该油藏是块状油藏，由于穹窿构造在南西至东北方向上分别被大断层平行切断包围，在靠近东北边沿处也被断层切割包围。穹窿表面在走向上面比较平缓。因此定义此油藏为块状油藏。该油藏为有底水的油藏，该油藏顶部深度为2000m，顶部压力为200bar，油水界面深度为2300m。（如图一）

2、孔-渗-饱分布

A、该油藏岩层的综合平均孔隙度为25.36%。

横向孔隙度分布：以油藏顶面岩层为例，将顶面岩层的孔隙度数据导入excel进行计算，可以得到更表面各部分的孔隙度平均数据，在油藏边缘，平均孔隙度为16.83%，越靠近背斜构造顶部，因为构造运动的差异压实作用，孔隙度越小，构造顶部平均孔隙度为10.95%。 纵向孔隙度分布：设顶面岩层为岩层一，其平均孔隙度为14.57%；岩层二平均孔隙度为37.66%；岩层三平均孔隙度为23.38%；岩层四平均孔隙度为25.81%。

图2

B、该油藏岩层的平均渗透率为360.14mD，但因各部分渗透率值变化很大，非均质情况严重，因此需要分析其横向与纵向非均质性。

横向渗透率分布：以顶面岩层的渗透率分布为例，靠近边缘断层面的部位渗透率最低为65.37mD，而背斜构造的翼部一侧渗透率很大，平均达到797.65mD。

纵向渗透率分布：岩层一平均渗透率为257.95mD；岩层二平均渗透率为608.96mD；岩层三平均渗透率为477.75mD；岩层四平均渗透率为95.90mD。

C、3.含油饱和度

构造顶面深度为2000米，油水界面深度为2300米，油气界面深度2000米（即无气顶），有油气显示的部位含油饱和度达到88%。

图3

第三章 模拟方法及参数

1、网格划分

大小：整个模型分为四层

网格划分：

X：20块 Y：20块 Z：4 块

即20x20x4共1600个网格段

方向：为西南向东北方向 2、基本参数（Ptv、Kr、Pc）

相渗曲线分析：

由图1-9可以看出随着含水饱和度的增加，Krw不断的在增大，Kro和毛细管压力Pc在不断地在减小，但毛细管压力降为0.37时，其下降速率开始减缓，当Sw约为0.752时，Pc呈直线下降，最后变为0，而Krw几乎呈指数递增，在含水饱和度Sw大约为0.58时，Kro几乎变为了0。

3、开发方案描述

通过对老师提供的case1的分析可以知道在在油藏边缘注水效果比较好且开发此油气藏需要注水井和生产井配合生产，基于简单的分析，我做了以下两种开发方案： 布井方式:

case1：三采三注 （由原始数据提供）

生产井：VW3(1,10，n) VW6(14,7,n) VW8(17,16,n)

注水井：VW1(16,11,n) VW5(10,5,n) VW7(10,15,n) 1=

Case2:行列式注水采油

生产井：P1(10,10,n) P2(11,13,n) p3(17,18,n) P6(5,17,n)

P9(16,3,n) P10(8,7，n) P11(13,18,n)

注水井： IW4 (5,18,n) IW5(17,19,n)VW4(4,3,n) IW7(17,4,n

IW8(17,9,n) 1=

射孔层位：每一口井都是一到四层射孔。 配产：生产井每天日采油：70m^3/day 注水井每天注水：80 m^3/day

Case3：行列式注水采油

生产井： P7(11,6,n) P8 (10,11,n) P9(13,16,n) P10(6,6,n ) P11(11,18,n)

P12(7,9,n)

注水井：IW1(6,17,n) IW2(17,18,n) IW3(15,5,n)

IW4(11,11,n) IW5(13,3,n) IW6(45,n) 1=

第四章 模拟结果 1、生产特征分析 开发方案条件： 生产时间：11年

历史拟合：无生产历史

地质储量：850万吨

首先看一下三种方案的3D效果图

方案一开发效果图

方案二开发效果图

方案三开发效果图

三张图效果来看，第1方案在短时间内将油田采光了，2,3方案在十年的时间内将油田的有采得也差不多。但是第3方案是最好的方案，因为在整个开采期将油田边缘的油采收了，而油田内部大部分开采了，在未来几年采收率会明显比前面两个方案采收率高，这样对油田的综合采收率也会提高。

单井产油对比

从图上可以看出，老师给的方案case1在一两年以内产油速度变化太快，这样对于一个油田采收是不利的，我设计的方案case2配产量比case3低点，但是两个油藏都能够在10年内保持稳产。

单井产水对比

Case1产水从第三年开始就变得很高，但是case2前期几乎不产水，case3产水开始高，但是中间几年就变得很低几乎没有，到了后期从7年开始产水稍微有所增加。对比下来第一种方案不好，后面两种方案相差不大。

单井含水率对比

这张图含水率变化很明显，我们看见方案1累积产水率变化很快就上升到90%，但是方案1与2要慢很多，但是方案2较接近现实，方案三含水率在前面7年没有变化，且在开始

的时候很高，后来又下降，这种情况是很少见的。因此综合起来我们会选择第二种方案。

油藏日产油对比

这张图可以看出，油藏采油是自己配产出来的，在方案2与3的陪产中可以看出油藏可以保持10年以上的稳产，而且还不会下降，这在油田的开发方案中不合理。因此需要将陪产量搞大点，这是在配产前面没有注意到的。但是方案1是绝对不合理的，因为3年就将油田采光了。

日产水对比

累产油对比

累产水对比

含水率对比

3、方案对比，结果评价

从几种方案对比中可以看出由于在打井方式与配产量不同的情况下，油田的采收率以及中和经济效益是不同的，我的两个方案主要是配产量太小，导致十年过去油田的开采量才200万吨，这样不能够达到油田开发经济效果。

方案1的优点是采用的流压额定值开采，开发速度很快，但是时间太短，对油田几乎会是强采强注，方案2与三都是采用的行列式开采，但是油田的开采配产量有问题导致油田开采量很少，这也是不行的。应该加大配产量。

第五章 学习感受及建议

通过此次三维三相（含溶解气）油藏数值模拟的实习以及前两次的一维油水二相和三维二相数值模拟的实习，让我感受到了运用Eclipse2005软件对油藏进行可视化的数值模拟的精妙，让我它可以为我们进行油气藏的开发进行模拟，设计合理的开发方案，指导油田生产，它是一个繁琐需要耐心的工作，需要对数据准确的导入，以及对数据的理解，要清楚的知道油田的高压物性，只有数据正确才能得出正确的结论，这就如一座好的大楼离开不了好的地基一样。

对油藏数值模拟课程的学习，让我看见了油藏数字模拟的妙处，刚开始学习的时候一点也不懂，现在感觉好多了。让我对自己的专业有了更为详尽而深刻的了解，学习到了许多除书本知识以外其它宝贵的东西，同时也从此次实习中更深的了解的了自己的不足，我需要学习好英语以及专业的英语词汇，只有这样才能更好的掌握和运用软件的所有功能，才能学习好我的专业知识。

真的挺喜欢老师的教学风格，老师对于教学的把握让同学们更有兴趣的进行相关的学习，体会到了我们作为一名石油工程的学生应该学习好扎实的专业知识，只有这样才能不辜负老师的教导与期望！

我个人认为老师与学生的互动做得非常的好，能够和学生打成一片，平易近人，为人幽默，我相信您一定为我们众多的学长学姐们所敬重与喜爱。

最后，感谢关老师及您的研究生这一个月以来对我的耐心教导，谢谢！

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/n91w.html