第四章 水驱油理论基础_百度文库
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第四章 水驱油理论基础|精​品​课​程​-​油​藏​工​程​基​础
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你可能喜欢油藏数值模拟步骤（下）
（三）数据录入准备
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#.表格数据
主要指岩石物性、流体性质。
&油气PVT数据表（高压物性分析）；
&水及岩石PVT性质（高压物性分析）；
&油水相对渗透曲线；
&毛管压力曲线（岩心压汞实验）等；
&井筒流动数据。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#.网格数据
&油藏顶面海拔深度；
&砂层厚度（有效）；
&孔、渗、饱参数岩石类型等。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#.动态数据
&完井数据：射孔、补孔、压裂、堵水、解堵日期、层位、井指数等；
&生产数据：平均日产油、日产水、日产气、平均油气比和含水比等；
&压力数据：井底流压、网格压力等。
&动态监测资料（分层测试、吸水、产液剖面等）
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#.其它数据
主要包括算法选择、输入输出控制、油水井约束界限、油井定压定产等参数。
为对今后数模工作数据资料录入规范化，特制定以下几类表格形式（参见附表）。
&对于黑油油藏，PVT数据极为重要，其数据由地层体积系数、溶解油气比和粘度作为压力的函数表所组成；
&表格数据要求变量与自变量之间的关系要光滑，如：不光滑的油水两相渗透率曲线，将导致拟合的含水曲线差枝不齐，导致迭代不收敛等问题。
六、历史拟合方法及技巧
数值模拟过程（特别是历史拟合）是一项复杂的、消耗人力和机时的繁琐工作，如不遵循一定步骤，掌握一定技巧，可能陷入难以解脱的矛盾之中。
一般认为，同时拟合全区和单井的压力、含水和油气比难以办到，必须将历史拟合过程分解为相对比较容易的步骤进行。
历史拟合一般采取以下几个步骤：
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#&确定模型参数的可调范围 ；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#&对模型参数全面检查 ；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#&历史拟合 ；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.全区和单井压力拟合；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.全区和单井含水拟合；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.单井生产指数拟合。
（一）确定模型参数的可调范围
确定模型参数的可调范围是一项重要而细致的工作，需收集和分析一切可以利用的资料。首先分清哪些参数是确定的，哪些参数是可调的。
资料及专家介绍：
&孔隙度允许修改范围±30％；
&渗透率视为不定参数，可修改范围±3倍或更多；
&有效厚度，由于源于测井资料，与取心资料对比偏高30％左右，主要是钙质层和泥质夹层没有完全挑出来，视为不定参数，可调范围-30％左右；
&流体压缩系数源于实验室测定，变化范围小，视为确定参数；
&岩石压缩系数源于实验测定，但受岩石内饱和流体和应力状态的影响，有一定变化范围；同时砂岩中与有效厚度相连的非有效部分，也有一定孔隙和流体在内，在油气运移中起一定弹性作用。因而，允许岩石压缩系数可以扩大一倍；
&相对渗透率曲线视为不定参数，允许作适当修改；
&油、气的PVT性质，视为确定参数；
&油水界面，在资料不多的情况下，允许在一定范围内修改。
（二）对模型参数全面检查工资
油藏数值模拟的数据很多，出现错误的可能性很大。为此，在进行历史拟合之前，对模型数据进行全面检查是十分必要的。
数据检查包括模拟器自动检查和人工检查两方面，缺一不可。
模拟器自动检查包括：
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、各项参数上下界的检查
对各项参数上下界的检查，发现某一参数超过界限，打出错误信息。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.检查原始地质储量并与容积法计算进行比较；
N = A&h&Φ&Soi/Boi57758
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.检查所有原始油藏性质图和输入数据。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、平衡检查
在全部模型井的产率（注入率）都指定为零的情况下，进行一次模拟计算，其结果应是油藏状态参数（压力场和饱和度场）应该与油藏初始状态参数一致，无任何明显变化，流体应该是处于平衡状态。否则表明参数有了问题，需重新检查模拟卡中的相关参数。
人工检查包括：
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、不同来源的资料相互对扣；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、日产（注）量、月产（注）量和累积量相互对扣；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、物质平衡检查，即分析全区压力变化与累积净注入量（或亏空）的关系是否一致；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、对串槽井的产水量进行修正。
（三）历史拟合
分两步，首先是拟合全区压力到拟合单井压力，然后是饱和度（全区和单井含水）拟合。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#. 压力拟合
油藏中产生压力分布是由于流体场产、注流动后重新分布的结果，由达西定律所描述: ( x=0,g,w
公式中包含出现的不定参数K和Kr，改变其中之一将有效地改变压力的重新分布，由此当网格单元井的压力形式出现异常上升或下降时，表明不是真实地层条件下的K和Kr值。而地层平均压力水平的主要影响因素是由油藏总孔隙体积和总压缩率来确定，两者有如下关：
由此可以确定造成不正确压力大小的不定参数是Cr和Φ，通常改变Cr可以观测到压力的显著变化，而±30％的Φ变化对计算出来的油藏动态参数（包括压力）可能差别不大，是次要因素。
那么，如何有效调整参数拟合全区或单井油层压力？
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="# . 修改Cr、Φ、h、S（饱和度）参数
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）一般如果一个区块有室内岩心Cr数据，建议不改变其值大小，如按拟合情形需改变时，也不能超过一倍为好；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）如果拟合油藏压力水平过高，则往往表示油藏地质储量过高。此时需减少Φ、h以及S值，以达到使地层压力水平降低的目的；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="# .修改渗透率值改变流体流动方向以达到改变油层压力的目的；
增加低压带的渗透率，以达到提高低压带的压力，反之亦然。
检查原始地层压力梯度、原油体积系数、脱气油密度，以校正地层压力水平；
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.原始地层压力与深度关系将直接影响到整个地层的压力水平。如果油藏压力水平过高或偏低，首先应检查输入的基准面深度和相应的油相压力，是否符合压力梯度关系，如果不符合则需修改这个相参数。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.从压力梯度数据中效核地下原油密度；
压力梯度：dP/dD = ( P2 - P1 )/( D2 - D1 )
通过单位换算为地下原油密度，与实际输入值比较，如 （脱气原油密度）有误也需要修改。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#）.检查原油体积系数
检查地面脱气原油密度，如果正确，则按： Bo=ρ地面/ρ地下
求出原油体积系数，进行修改。
总之，先拟合全区压力，然后拟合单井压力形式。而单井压力拟合主要是靠修改井局部地区的渗透率或方向渗透率。
注意在进行全区压力拟合时，要兼顾单井点的情况进行修改。而且，同时要照顾到单井点的含水拟合。这样，压力拟合阶段对方向渗透率的修改就有利于以后含水的拟合，节省机时费用。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#.全区和单井含水拟合（饱和度的拟合）
压力拟合达到满意的效果后，将进行全区和单井含水拟合。
油藏中流体饱和度的分布，影响井的注入量和采出量，即影响油水比和油气比。瞬时油水比（WOR）和油气比（GOR）由一下公式计算：
可见，其中只有K和Kr为不定参数，那么如何有效地进行全区和单井含水的拟合呢？其方法步骤如下：
注意 1.调整相渗曲线； 首先，要检查相渗曲线是否平滑，才不至于导致计算含水值过高或过低。
其次，对初期拟合含水偏低的情形，可适当左移水相渗透率曲线（即抬高水相渗透率曲线），对高含水期拟合含水偏低的情形，可适当右移油相渗透率曲线（即抬高油相渗透率曲线）。反之亦然。（如图所示）
再次，尽可能根据分采层的含水上升率曲线反推几组相渗曲线，用以代表不同类型产层的渗流机理。由于我国油藏大多属于陆相湖盆沉积，物源近、以及多物源方向供给碎屑物质，造成沉积相带窄，非均质性严重，砂体类型也多。加上沉积受多级旋回的控制，形成多层系含油的特点，无论从岩性还是从岩相上变化都很悬殊。纵向上各层间渗透率差别很大，平面上连通性差、砂岩体往往在短距离内就尖灭、交叉或迭加。而东部多为断陷含油气盆地，断层发育，构造复杂，致使各断块间油气水分布关系难以摸清。而且，更为严峻的问题是开发过程中对达到一个油藏或小到一个断块的五项渗流特征参数的岩心实验资料录取少，一般应用一组相渗曲线很难表征地下油藏各层系、小层内流体的真实渗流机理，更别说对无资料的地区要借用相同或类似地区的资料来使用。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#.调整毛管压力曲线
拟合含水还需检查毛管压力曲线，以改变束缚水饱和度和初始含水饱和度分布。
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#.局部井点含水的拟合
通过如下修改:
&改变含水区地质储量，如调整这些地区的孔隙度Φ、渗透率K或流体S值的大小，以达到含水饱和度的拟合；
&减少与水区连通部位的渗透率值，以控制含水上升的目的；
&在局部地区含水拟合差别较大时，可调整X、Y方向渗透率，即AKX、AKY、BKX、BKY、AKZ（纵向），以达到在不增加地质储量的条件下，增加或减少流体沿某一方向的流动性，实现含水的拟合。
油藏数值模拟流程图
关于实测压力的皮斯曼校正
由于模拟计算结果输出的网格压力通常是折算成模拟区域内的基准面处的压力，不同于通常测试或计算的地层压力，不能进行比较。因此压力校正第一步是把代表不同深度的每口井实测地层压力折算成与模型相同的基准面深度处的压力，目的是消除深度的影响。
Pwsd------折算到D处的压力，MP；
Pws----关井后稳定压力，Mpa ；
Dd ----基准面深度，m ；
Dms----油层中部海拔深度，m ；
Pd----油的压力梯度，Mpa/m 。
ρ0= r0&#9679;ρw
ρg= rg&#9679;ρair
ρ0、ρg、ρw---分别为油、气、水的密度 g/cm3
r0----空气相对密度 g/cm3
rg----气相对密度 g/cm3
Rs----气油比 m3/m3
B0----原宥体积系数。
拟合完成后，能与实际压力比较的是井网格压力，但它又不同于压力恢复时测得的短期关井井底压力，也不同于通常计算的地层压力，不能进行直接比较。
如何进行校正？
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、如果油井测得压力恢复数据，并出现直线段后，用下式校正实测压力后才可与网格压力对比：
式中：k---网格节点平均渗透率
Δt----关井时间
Δx、Δy-------x、y方向的网格步长
Ct----总压缩系数
μ----粘度
φ----孔隙度
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#、如果油井测得压力数据是一个压力点，该点位于压力恢复曲线直线段上，
则：首先将质量总流率（产量）Q换算成体积总流率q ,
<font STYLE="FONT-SIZE: 14px" COLOR="#/r 0)+1/r 0]-又: q = Q [fw(1
,然后用下式计算出校正的实际地层压力。
式中：P0----校正的实际地层压力
Pwsd----折算到Dd处的压力
q-----关井前稳定总产率
----总流度
H ----射开厚度
-----孔隙度
------关井时间
、 ------网格x、y方向的步长
关于烃类有效孔隙体积的计算
在渗流过程中，地层的孔隙体积实际上是发生变化的，它与地层压力和压实作用有关：
式中： ----压缩因子
----节点当前平均压力
----原始孔隙体积
----岩石压缩系数
----节点当前压力
----基准面压力
----变化后的孔隙体积
，说明孔隙体积没有变化，在简化三维三相黑油模型中，也常常设，即岩石是不可压缩的，但这对模拟结果可能带来某种影响，在空间某一微小的单元里，虽然孔隙体积变化很微弱，但它可能影响到烃类有效孔隙体积的大小，也就是说，对剩余油的分布有一定影响。因此，需进行烃类有效孔隙体积的计算。
通常情况下，数值模拟提供各时间阶段的剩余油分布来，并不意味着剩余油饱和度大的地方，就是挖潜或调整的重点，因为剩余油饱和度与油层厚度没有直接关系，因此，其分布状况往往掩盖了厚油层与薄油层的区别，为了使剩余油分布从定性向定量转化，可用烃类（包括油和水）有效孔隙体积PV来表示：
PV& &（Sor &Bo&r0/r0r+Sgr&Bg& rg/rgr）F=
DX & DY & H &
其中：DX 、 DY &---为网格节点X、Y方向步长，
H---油层有效厚度，
Sor 、Sgr ---为剩余油、气饱和度，
Bo、Bg—为油、气体积系数，
r0、r0r和rg、rgr---为油、气地面和地下密度。
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以上网友发言只代表其个人观点，不代表新浪网的观点或立场。用毛细管压力曲线确定储集层孔隙喉道半径下限--《新疆石油地质》2006年01期
用毛细管压力曲线确定储集层孔隙喉道半径下限
【摘要】：毛细管压力曲线是研究储集层孔隙喉道结构的基础,是油藏评价的重要组成部分。对毛细管压力曲线进行处理即对孔隙喉道半径与进汞饱和度作对数与累计概率图,可以给出类似于粒度概率累计曲线悬浮段的直线段的油藏含义。该段代表的是难流动和不流动孔隙群,可直接读取主要流动孔隙喉道半径的下限值。这一下限值得到了传统求流动孔隙喉道方法和现代核磁研究的验证。另外,将毛细管压力曲线和核磁共振t2谱相结合可以求出含油孔隙喉道半径下限值。
【作者单位】：
【关键词】：
【分类号】：P618.13【正文快照】：
获得储集层流动孔隙喉道半径下限值需要经过对毛细管压力曲线进行复杂的处理才能得到,即首先作出累积渗透率贡献值与进汞饱和度的关系,求出累积渗透率贡献值达到某一值所对应的饱和度,再作出孔隙喉道半径与进汞饱和度的关系图,根据已求得的饱和度值求得对应孔隙喉道半径下限
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