CMG軟件在稠油油藏的全油藏數(shù)值模擬中的應(yīng)用

CMG軟件應(yīng)用于稠油油藏的全油藏數(shù)值模擬新疆油田公司重油開發(fā)公司Saturday,February4,2023一、全油藏數(shù)值模擬的必要性二、全油藏數(shù)值模擬的并行方法及關(guān)鍵技術(shù)三、實例應(yīng)用

四、CMG軟件應(yīng)用體會及經(jīng)驗?zāi)夸浳濉MG軟件應(yīng)用技術(shù)難點及建議一、全油藏數(shù)值模擬的必要性油藏數(shù)值模擬技術(shù)作為油田開發(fā)決策的工具，隨油田開發(fā)進入中后期，在剩余油分布規(guī)律的精細認識、參數(shù)敏感性分析以及方案對比預(yù)測等方面為油田開發(fā)（調(diào)整）決策提供了依據(jù)。針對克拉瑪依油田六區(qū)齊古組淺層稠油油藏，剩余油分布日趨復(fù)雜，挖潛難度日益加大，受稠油熱采模型復(fù)雜性影響，僅僅依靠典型井、典型區(qū)塊的數(shù)值模擬定性研究很難對中后期的稠油油藏開發(fā)進行有效的指導(dǎo)。利用CMGSTARSII并行稠油熱采數(shù)值模擬軟件，成功將全油藏數(shù)模問題分給計算機的多個CPU同時計算，協(xié)調(diào)各個CPU之間的自動通信，計算的總效率達到最大，解決了模型節(jié)點數(shù)巨大的問題；在滲流理論基礎(chǔ)上，對地下流體變化及精細分布狀況進行研究，全面掌握了油藏剩余油分布規(guī)律，并對后續(xù)開采方式、注采參數(shù)、提高采收率等措施進行優(yōu)化篩選研究。開展了注化學添加劑和水平井開采剩余油研究，為六區(qū)齊古組油藏中后期綜合治理、提高采收率提供了依據(jù)。同時，實現(xiàn)了全油藏稠油熱采數(shù)值模擬研究嘗試和探討。一、全油藏數(shù)值模擬的必要性二、全油藏數(shù)值模擬的并行方法及關(guān)鍵技術(shù)三、實例應(yīng)用

四、CMG軟件應(yīng)用體會及經(jīng)驗?zāi)夸浳?、CMG軟件應(yīng)用技術(shù)難點及建議二、全油藏數(shù)值模擬的并行方法及關(guān)鍵技術(shù)本次研究采用服務(wù)器式連接，這種硬件配置方式將多個處理器置于一臺機器內(nèi)，使用共享內(nèi)存，其穩(wěn)定性更好、速度更快。采用了高性能的IBMP690并行計算機，計算中采用了4個CPU共享內(nèi)存模式。MultiplePOWER4多芯片模塊的互相連接二、全油藏數(shù)值模擬的并行方法及關(guān)鍵技術(shù)影響計算速度的因素：

1、網(wǎng)格節(jié)點數(shù)：網(wǎng)格節(jié)點數(shù)主要受井數(shù)和縱向的層數(shù)的影響。

2、屬性參數(shù)場：屬性參數(shù)場的插值盡量合理，不合理以及非均質(zhì)性很強的參數(shù)場分布會使運算速度減慢乃至出現(xiàn)不收斂問題。

3、相滲曲線：相滲曲線體現(xiàn)多相流體存在的時候相互之間的滲流影響，模型中的相滲曲線要盡量平滑，否則會使運算速度減慢。

4、巖石壓縮系數(shù)、巖石的熱性質(zhì)等參數(shù)對模型的運算速度以及收斂性都有影響。

5、開關(guān)井的頻率、參數(shù)場的變化程度（對于稠油主要是溫度和壓力場）。在歷史擬合過程中要對這些參數(shù)反復(fù)的調(diào)整，以提高模型的運算速度。全油藏數(shù)值模擬的關(guān)鍵技術(shù)在于計算速度。一、全油藏數(shù)值模擬的必要性二、全油藏數(shù)值模擬的并行方法及關(guān)鍵技術(shù)三、實例應(yīng)用四、CMG軟件應(yīng)用體會及經(jīng)驗?zāi)夸浳?、CMG軟件應(yīng)用技術(shù)難點及建議三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究本次研究以六區(qū)齊古組稠油油藏為例,該油藏自89年投入正式開發(fā)以來，歷經(jīng)了吞吐、汽驅(qū)、加密調(diào)整三個階段，目前加密井距70×100m，總井數(shù)561口。其中蒸汽驅(qū)井組80個，高含水、低產(chǎn)井組占95％；累積采出程度30.8%。西白百斷裂六九區(qū)分界線含油邊界線

通過GMSS建模軟件，把前期油藏描述解釋結(jié)果通過克里金插值的方法建立三維地質(zhì)模型,網(wǎng)格為180×110×20＝39.6×104個。用于數(shù)模模型的網(wǎng)格，將縱向的20個層合并為11個層，合并后網(wǎng)格數(shù)為180×110×11＝21.8×104個。3.1模型網(wǎng)格確定層組地質(zhì)建模分層網(wǎng)格合并后備注J3q22-153油層J3q22-1—J3q22-211隔層J3q22-284油層J3q22-2—J3q22-311隔層J3q22-352油層合計2011三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.2模型的油藏基本參數(shù)巖石壓縮系數(shù)，1/MPa0.073原油相對密度，f0.934巖石體積熱容，kJ/(m3*C)2360巖石熱傳導(dǎo)率，kJ/(m*day*C)149.54上下覆巖石蓋層體積熱容，kJ/(m3*C)2400上下覆巖石蓋層熱傳導(dǎo)率，kJ/(m*day*C)200油藏原始溫度，℃19油藏原始地層壓力，MPa2.45三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究20℃時原油粘度在452～276712mpa.s之間變化，從普通稠油到特超稠油均有分布，平面差異大。為此，應(yīng)用多組份混合計算技術(shù)給每個網(wǎng)格塊賦粘溫數(shù)據(jù)及初始粘度，從而精確的反映流體運動規(guī)律，確保摸擬研究更加符合油藏生產(chǎn)實際。根據(jù)350口井化驗資料分析，得出輕組份原油粘度416mpa.s；重組份原油粘度803233mpa.s)輕組份重組份3.2模型的油藏基本參數(shù)－粘溫確定三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究六區(qū)齊古組原油輕組份摩爾分數(shù)平面分布圖六區(qū)齊古組原油重組份摩爾分數(shù)平面分布圖3.2模型的油藏基本參數(shù)－粘溫分布三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究初始化部分：(1)參考網(wǎng)格塊及對應(yīng)的參考壓力即油藏中部深度及對應(yīng)的原始地層壓力和溫度。(2)初始飽和度場：由地質(zhì)建模結(jié)果給每個網(wǎng)格塊賦初始含油飽和度。六區(qū)齊古組相滲曲線隨溫度變化示意圖3.2模型的油藏基本參數(shù)－相滲及初始化本次數(shù)模還考慮了溫度變化對相滲曲線的影響三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.3井定義及區(qū)域劃分1）井定義及動態(tài)數(shù)據(jù)六區(qū)齊古組油藏自1989年投入開發(fā)至今已近20年，井數(shù)多，生產(chǎn)時間長，動態(tài)數(shù)據(jù)量巨大。為了準確、高效地加載油井生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)，本次研究開發(fā)了動態(tài)數(shù)據(jù)接口軟件，將生產(chǎn)數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換成CMG軟件要求的動態(tài)數(shù)據(jù)格式，大大提高了工作效率。三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6分區(qū)情況2）區(qū)域劃分根據(jù)油藏的模擬工區(qū)面積大、井數(shù)多、地質(zhì)特點及平面原油粘度的變化情況，將模擬區(qū)切割成七小塊進行模擬，最后再合并，提高了并行CPU的利用率和計算效率。三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.3井定義及區(qū)域劃分61090井累積產(chǎn)油、累積產(chǎn)液擬合曲線61158井累積產(chǎn)油、累積產(chǎn)液擬合曲線六1－1累積產(chǎn)油、累積產(chǎn)液擬合曲線六1－5累積產(chǎn)油、累積產(chǎn)液擬合曲線單井擬合精度95％以上分區(qū)域擬合精度97％以上3.4生產(chǎn)歷史擬合三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究全區(qū)累積產(chǎn)油、累積產(chǎn)液擬合曲線全區(qū)日產(chǎn)油、日產(chǎn)水擬合曲線在充分考慮模擬過程中儲層沉積特性及滲流屏障的影響，通過物質(zhì)平衡分析及參數(shù)敏感性分析，全油藏模擬累積產(chǎn)油318.0萬噸，采出程度24.4%。模型客觀反映了油藏儲層特征及油田生產(chǎn)特征，確保了方案預(yù)測和剩余油分布研究的可靠性。3.4生產(chǎn)歷史擬合三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究單井平均累積產(chǎn)油量較高的區(qū)域主要是六1－2、六1－3，主要是該區(qū)域有效厚度大，儲量豐度高；六1－5、六1－6的單井平均累積產(chǎn)油量較低，主要原因則是該區(qū)域物性較差，儲量豐度低。六1－1由于停產(chǎn)井較多，六2由于原油粘度太高，而較早停產(chǎn)，所以累積產(chǎn)油量最少。

擬合期末單井累計產(chǎn)油量與剩余儲量豐度分布圖分區(qū)平均單井累積產(chǎn)油量(104t)六1-10.416六1-20.920六1-30.709六1-40.514六1-50.696六1-60.440六20.1083.5模擬結(jié)果分析：單井累計產(chǎn)油量分布情況六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.5模擬結(jié)果分析擬合期末單井累計產(chǎn)油、累計產(chǎn)水分布情況三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究熱連通方向主要是沿主河道和次要河道方向，這一點與油藏描述的認識相吻合。3.5模擬結(jié)果分析：平面熱連通情況模擬期末J3q22-1溫度場圖模擬期末J3q22-2溫度場圖沉積微相展布圖三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.5模擬結(jié)果分析：平面熱連通情況模擬期末J3q22-3溫度場圖沉積微相展布圖模擬期末溫度場三維立體圖六1－4、六1－5、六1－6三個區(qū)域采出程度較高，主要原因是：三個區(qū)域原油粘度較低；六1－1、六1－2、六1－3、六2的采出程度較低，所以該三個區(qū)域地下剩余儲量較多，是今后挖潛的主要方向。

六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5分區(qū)域累積產(chǎn)油量對比曲線分區(qū)情況3.5模擬結(jié)果分析：平面累積產(chǎn)油、采出程度分布情況分區(qū)域采出程度對比曲線三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究六1-6

J3q22-2層累積產(chǎn)油量最多，主要是由于該層平面砂體分布比較連片，有效厚度大；J3q22-1層采出程度最高，J3q22-2其次，J3q22-3采出程度最低，主要是J3q22-1

、J3q22-2射孔井點較多，J3q22-3射孔井點較少。分層累積產(chǎn)油量對比曲線分層采出程度對比曲線3.5模擬結(jié)果分析：剩余油分布情況三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究J3q22-1原始含油飽和度場模擬期末J3q22-1剩余油飽和度場3.5模擬結(jié)果分析：剩余油飽和度分布三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究J3q22-2原始含油飽和度場模擬期末J3q22-2剩余油飽和度場3.5模擬結(jié)果分析：剩余油飽和度分布三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究J3q22-3

原始油飽和度場模擬期末J3q22-3剩余油飽和度場3.5模擬結(jié)果分析：剩余油飽和度分布三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究原始儲量豐度圖模擬期末剩余儲量豐度圖3.6模擬結(jié)果分析：剩余儲量豐度分布三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比1)各模擬分區(qū)預(yù)測各區(qū)域預(yù)測時時間到2015年。由采出程度曲線看六1－4、六1－5、六1－6采出程度較高，原因是該三個區(qū)域的原油粘度相對較低。六1－2采出程度最低是由于該區(qū)出砂嚴重而停產(chǎn)和報廢的井較多。從油汽比對比曲線看六1區(qū)預(yù)測期整體油汽比下降較快，經(jīng)濟效果較差。預(yù)測期六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6分區(qū)三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究各區(qū)域采出程度對比曲線各區(qū)域含水率對比曲線各區(qū)域油汽比對比曲線各區(qū)域累積產(chǎn)油量對比曲線不同注汽速度下累積產(chǎn)油量對比曲線不同注汽速度下油汽比對比曲線保持注采比在近1:1的情況下，分別對單井注汽速度30m3/d、40m3/d、60m3/d、80m3/d的情況進行預(yù)測。預(yù)測結(jié)果表明隨著注汽速度的增大，產(chǎn)出的油量增多，含水率升高；隨著注汽速度加大油汽比下降較快，從整體上看各個注汽速度預(yù)測期都在0.2以下，綜合評價目前蒸汽驅(qū)井網(wǎng)的注汽速度以40m3/d為宜。3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比2)蒸汽驅(qū)敏感參數(shù)預(yù)測－不同注汽速度不同注汽速度下含水率對比曲線三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究不同注汽干度下累積產(chǎn)油量對比曲線不同注汽干度下油汽比對比曲線注汽速度40m3/d，注采比在近1:1的情況下，分別對單井注汽干度分別為0.55、0.60、0.64、0.70、0.75、0.80的情況進行模擬。定液量生產(chǎn)情況下隨著注汽干度的提高，累積產(chǎn)油量增多，油汽比升高。由此可見，注入蒸汽質(zhì)量對稠油油藏開發(fā)效果至關(guān)重要。3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比2)蒸汽驅(qū)敏感參數(shù)預(yù)測－不同注汽干度三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究注汽速度40m3/d，注采比在近1:1的情況下，對單井注汽溫度分別為150、180、200、220、250、280、320℃的情況進行模擬。預(yù)測結(jié)果表明，影響開采效果的敏感性因素為注汽溫度，注汽溫度越高，生產(chǎn)效果越好。不同注汽溫度下累積產(chǎn)油量對比曲線不同注汽溫度下油汽比對比曲線3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比2)蒸汽驅(qū)敏感參數(shù)預(yù)測－不同注汽溫度三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究保持注采比在近1：1的情況下，研究不同注汽間歇時間（每年分別注汽間歇1個月、2個月、3個月、4個月、5個月、6個月）對生產(chǎn)的影響。注汽間歇比連續(xù)注汽效果要好，每年注汽間歇4個月累積產(chǎn)油量最高，效果最好。不同注汽間歇時間累積產(chǎn)油量對比曲線3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比2)蒸汽驅(qū)敏感參數(shù)預(yù)測－不同間歇時間三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究不同氮氣注入量下累積產(chǎn)油量對比曲線從方案對比曲線可以看出注入氮氣后比不注氮效果要好，隨著注入氮氣的增加效果越明顯，方案0.86效果達到最佳，之后隨著氮氣注入量的增加效果變差。主要原因是氮氣注入油藏后要吸收注入蒸汽的一部分熱量，氮氣量越多這種吸熱現(xiàn)象就越明顯。優(yōu)選該區(qū)氮氣與蒸汽混合比是200m3/d：33m3/d。3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比3)注氮氣輔助注蒸汽開采三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比4)注烴類添加劑研究六2區(qū)平均原油粘度達到10萬mpa.s以上，屬于超稠油區(qū)常規(guī)的蒸汽吞吐加熱半徑小，油產(chǎn)量低，油汽比高加入烴類添加劑后原油粘度降低，流動性增強飽和壓力降低，溶解氣析出，體積膨脹，壓縮系數(shù)增大選擇62105（注入井）、62098、62099、62112、62113（生產(chǎn)井）組成反五點井網(wǎng)。六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比4)注烴類添加劑研究方案設(shè)計：選擇戊烷（C5）和己烷（C6）的混合物（摩爾分數(shù)比為１：１）作為添加劑；每天注入100方溫度為60℃的熱油，使得添加劑與油藏原油進行混合。注入180天添加劑后：

注入井轉(zhuǎn)注熱水，每天100方，溫度60℃；同時四口生產(chǎn)井開始生產(chǎn)；定井底壓力300KPa生產(chǎn)；注入熱水驅(qū)的主要目的是降低成本，同時達到較高的驅(qū)替效率。溶解滲流擴散本次研究選擇戊烷和乙烷的混合物（摩爾分數(shù)比為1：1）作為烴類添加劑。選擇不同的方案進行敏感性分析。加入添加劑對于降低油藏原油粘度效果明顯，從而驗證了原預(yù)測的方案。尤其是注入井附近區(qū)域，可動油量增加。但由于油藏非均質(zhì)性嚴重，井距小，注入蒸汽沿高滲帶突進，很快向生產(chǎn)井突破。目前條件下，不可行。粘度效果圖水相流動矢量圖3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比4)注烴類添加劑研究三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究水平井井位三維效果圖3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比5)水平井研究三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究六1-3區(qū)在擬合期末殘余油飽和度比較高，選擇該區(qū)中部的23口井作為研究區(qū)。六2六1-1六1-2六1-3六1-4六1-5六1-6水平井井位與擬合期末殘余油飽和度對比圖3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比5)水平井研究三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究在擬合期末，參照油藏殘余油飽和度、滲透率、含油飽和度以及有效厚度等因素在該井區(qū)打了一口水平井。模擬一個1000米長的水平井模型，增大泄油面積，射孔方式為裸眼完井。初期產(chǎn)量較直井有大幅提高。綜合分析表明，該模型能有效提高油藏的采油速度，提高了油層的動用程度。3.8開發(fā)方案指標預(yù)測對比5)水平井研究三、實例應(yīng)用——六區(qū)齊古組全油藏數(shù)值模擬研究產(chǎn)油量與累積產(chǎn)油量曲線水平井水平產(chǎn)油量與含水率曲線一、全油藏數(shù)值模擬的必要性二、全油藏數(shù)值模擬的并行方法及關(guān)鍵技術(shù)三、實例應(yīng)用

四、CMG軟件應(yīng)用體會及經(jīng)驗?zāi)夸浳?、CMG軟件應(yīng)用技術(shù)難點及建議四、CMG軟件應(yīng)用體會及經(jīng)驗⑴

全油藏模型為一個整體油藏來模