稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)

稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)熱采數(shù)值模擬技術(shù)概述熱采數(shù)值模擬技術(shù)開展個人計算機的開展熱采數(shù)值模擬軟件開展熱采油藏模擬軟件的主要功能熱采數(shù)值模擬配套技術(shù)稠油熱采根底熱采油藏模擬的根本數(shù)學方法熱采數(shù)值模擬主要內(nèi)容稠油熱采數(shù)值模擬主要輸入?yún)?shù)個人計算機的開展微處理器80286386DX486DX奔騰奔騰III奔騰IV推出時間2/1/8210/17/854/10/893/22/935/07/972000主頻(MHz)6,8,10,12.516,25,3325,33,5060,66200,10001.3G,3.2G總線寬度16位32位32位64位64位64位晶體管數(shù)量(million)0.1340.2751.23.17.5/工藝(microns)1.510.80.80.350.13可尋址內(nèi)存16MB4GB4GB4GB64GB64GB虛擬內(nèi)存1GB64TB64TB64TB64TB64TB簡要說明性能是8086的3-6倍第一款X86芯片，可處理32位數(shù)據(jù)集芯片上一級高速緩存超級擴充體系結(jié)構(gòu)，性能是486DX/33MHz的5倍雙路獨立總線，動態(tài)執(zhí)行，英特爾MMX技術(shù)超線程（HT）技術(shù)，前端總線800MhzUSB2.0浮點運算速度變化P3/1.0GHz的速度是1P4/3.0GHz的速度是3.4熱采數(shù)值模擬軟件開展始于二十世紀七十年代八十年代，熱采數(shù)值模擬技術(shù)研究的主要方向是：針對蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)，研究注蒸汽過程中水蒸汽過泡點時數(shù)值模型解法的穩(wěn)定性。研究不同網(wǎng)格排序的解法，提高計算速度，軟件應用于稠油熱采工程。九十年代，熱采模擬增加了多組分模型功能：如熱采加化學添加劑；增加了自適應隱式解法、雙孔雙滲模型、水平井模擬等。增加了前、后處理功能：包括動態(tài)曲線、3維場圖。近年，熱采數(shù)值模擬又增加了角點網(wǎng)格、井筒離散、泡沫油、出砂冷采等模擬功能。前后處理更加完善、實用。井筒數(shù)值模擬技術(shù)也從利用計算器計算，開展到計算機模擬計算水平，目前也有良好的用戶界面、簡單實用的曲線輸出功能熱采油藏模擬軟件的主要功能三維、三相、多組份直角坐標、柱坐標模擬蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)過程考慮熱采的主要特性注汽井、生產(chǎn)井注入不同壓力〔溫度〕、干度的水蒸汽原油的粘溫特性蒸汽吞吐過程中相滲曲線的變化頂?shù)咨w層及隔夾層的吸熱、散熱問題油藏溫度場、粘度場、飽和度場變化邊井、角井網(wǎng)格修正蒸汽吞吐一周期示意圖蒸汽帶熱水帶冷油帶注汽悶井產(chǎn)油蒸汽驅(qū)過程示意圖蒸汽帶熱水帶冷油帶注汽井生產(chǎn)井生產(chǎn)井熱采油藏模擬軟件的附加功能注蒸汽加添加N2、CO2注蒸汽加泡沫劑Foam分散組份：凝膠、聚合物、堿化物邊底水模型泡沫油Foamy井筒離散化的水平井角點網(wǎng)格局部網(wǎng)格加密動態(tài)數(shù)組斷層處理雙孔、雙滲出砂冷采電磁加熱火燒油層低溫氧化地質(zhì)力學模型：壓裂、地層變形熱采數(shù)值模擬配套技術(shù)熱采數(shù)值模擬前處理主要功能網(wǎng)格生成巖性數(shù)據(jù)相滲數(shù)據(jù)及其隨溫度變化相滲曲線自動光滑PVT數(shù)據(jù)確定求解方法井定義完井及射孔層位定義動態(tài)數(shù)據(jù)：注入數(shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、生產(chǎn)條件歷史擬合數(shù)據(jù)熱采數(shù)值模擬配套技術(shù)熱采數(shù)值模擬后處理主要功能生產(chǎn)動態(tài)曲線3D模擬場圖旋轉(zhuǎn)、切片、聯(lián)井剖面圖形模板多井動態(tài)曲線多場圖顯示圖形輸出單圖輸出圖形動態(tài)輸出〔avi格式〕稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)熱采數(shù)值模擬技術(shù)概述稠油熱采根底粘溫關(guān)系汽驅(qū)剩余油飽和水蒸汽特性熱采油藏模擬的根本數(shù)學方法熱采數(shù)值模擬主要內(nèi)容稠油熱采數(shù)值模擬主要輸入?yún)?shù)稠油熱采數(shù)值模擬根底稠油粘溫關(guān)系A(chǔ)STM粘溫坐標系稠油粘度的溫度敏感性：在高粘度區(qū)：一般溫度升高10℃，粘度下降約50％含氣稠油粘度變化1、2、3、油水粘度比大汽驅(qū)剩余油汽驅(qū)剩余油與溫度有關(guān)，<0.15相滲曲線隨溫度變化水蒸汽熱物性飽和溫度、飽和壓力、熱焓、比容、干度動力粘度20406080100120140160180200220240260280300320340360TEMPERATURE，DEGREESCENTIGRADE〔℃〕01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.01015203040507510015020030040050010002000300050001000020000500001000002000005000001000000200000050000001000000020000000KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES（mPa.s）KINEMATICVISCOSITYCENTISTORES〔mPa.s〕01.001.251.501.752.03.04.05.06.07.08.09.0101520304050751001502003004005001000ASTMSTANDARDVISCOSITYTEMPERATURECHARTSFORLIQUIDPETROLEUMPRODUCTS40506070809010011012013014015016017018019020022024026028030032034036038040042044036-704736A-84635A-844

D84-35-40

TEMPERATURE，DEGREESFAHRENHEIT〔F〕Qi40脫氣油Qi40含氣油ASTM坐標圖吞吐相滲曲線SwKrwKro飽和水蒸汽溫度、壓力關(guān)系曲線飽和溫度隨壓力上升而升高，5MPa以下溫度升高較快，5MPa飽和溫度到達264℃，10MPa飽和溫度為311℃。液態(tài)〔未飽和水〕氣態(tài)〔過熱水蒸氣〕臨界溫度374.1℃臨界壓力22.1MPa飽和水蒸汽熱焓變化圖3～20MPa，干度在0.6左右，飽和水蒸汽的熱焓隨壓力變化不大。在低壓下，水蒸汽潛熱較大，10MPa以下，潛熱占干蒸汽熱焓的50％以上。飽和水蒸汽比容變化圖干度為0.6，2MPa時：水蒸汽比容是液體的51倍，

6MPa時：水蒸汽比容是液體的15倍飽和水蒸汽干度變化與熱焓變化關(guān)系圖初始干度70％，4MPa時：干度下降40％，水蒸汽熱焓變化30％；干度下降10％，熱焓變化7％。干度變化值與熱損失值不同。稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)熱采數(shù)值模擬技術(shù)概述稠油熱采根底熱采油藏模擬的根本數(shù)學方法根本假設(shè)根本方程方程組求解熱采數(shù)值模擬主要內(nèi)容稠油熱采數(shù)值模擬主要輸入?yún)?shù)熱采油藏模擬的根本數(shù)學方法根本假設(shè)油藏內(nèi)油、氣、水三相流動，流動滿足達西定律。流體由三相〔油、氣、水〕和多個組份〔水、死油、輕質(zhì)油、氣等〕組成。油相中含有死油、輕質(zhì)油組份；水相、氣相中含有水組份；任一組份在相間分配關(guān)系服從相平衡原理。油藏內(nèi)的滲流為不等溫滲流過程，溫度影響著原油的粘度以及油、氣、水三相相對滲透率曲線。流動過程中的熱量通過傳導、對流、輻射等三種方式實現(xiàn)熱傳遞。熱采油藏模擬的根本數(shù)學方法根本微分方程質(zhì)量守恒方程流入質(zhì)量-流出質(zhì)量+源/匯產(chǎn)生的質(zhì)量=質(zhì)量的變化能量守恒方程單位時間凈流入單元體的能量+由傳導和輻射凈傳遞的能量+源/匯產(chǎn)生的能量-向蓋、底層散失的能量=單元體內(nèi)能的變化量約束方程飽和度約束方程：So+Sw+Sg=1組份約束方程、輔助方程定解條件邊界條件、初始條件微分方程和求解變量說明差分方程組差分方程組的形成：微分方程離散化，采用塊中心網(wǎng)格、五點或九點差分格式差分方程的線性化：自適應隱式方法和全隱式方法求解XZY流入流出線性方程組的求解D4排序的線性方程組的系數(shù)矩陣中含有大量的零元素，非零元素以對角線的形式分布在主對角線上及其兩側(cè)，呈帶狀排列，因此系數(shù)矩陣是帶狀稀疏矩陣。D4排序的LU分解法D4排序方法高斯消元LU分解法

D4排序網(wǎng)格系統(tǒng)圖D4排序的系數(shù)矩陣結(jié)構(gòu)稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)熱采數(shù)值模擬技術(shù)概述稠油熱采根底熱采油藏模擬的根本數(shù)學方法熱采數(shù)值模擬主要內(nèi)容建立數(shù)學模型生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合開采方式敏感性分析數(shù)值模擬開發(fā)效果預測稠油熱采數(shù)值模擬主要輸入?yún)?shù)熱采數(shù)值模擬主要內(nèi)容建立數(shù)學模型單井模型井組模型試驗區(qū)模型全油藏模型蒸汽超覆研究吞吐產(chǎn)油曲線建立數(shù)學模型井組模型對角網(wǎng)格、平行網(wǎng)格邊部網(wǎng)格修正邊井、角井生產(chǎn)曲線平行網(wǎng)格角井蒸汽突破方向可能會有誤對角網(wǎng)格、平行網(wǎng)格汽驅(qū)突破變化圖平行網(wǎng)格對角網(wǎng)格縱向網(wǎng)格與垂向涉及面積關(guān)系中部有高滲通道，縱向網(wǎng)格對涉及面積和突破時間有影響建立數(shù)學模型試驗區(qū)模型區(qū)域不封閉的影響非均質(zhì)影響動態(tài)數(shù)據(jù)多的影響全油藏模型稠油熱采數(shù)值模擬模型特殊網(wǎng)格角點網(wǎng)格有限元網(wǎng)格生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合產(chǎn)液量擬合壓縮系數(shù)影響滲透率參數(shù)調(diào)整粘溫關(guān)系變化井底流壓控制產(chǎn)油量、含水率擬合相滲曲線數(shù)據(jù)調(diào)整油藏壓力、油藏溫度擬合相滲曲線數(shù)據(jù)調(diào)整見水過早見水過晚后期含水過低后期含水過高fwKroKwSotimefwKroKwSotimefwKroKwSotimefwKroKwSotime開采方式敏感性分析油藏參數(shù)井網(wǎng)、井距；油層厚度滲透率；粘溫數(shù)據(jù)注汽參數(shù)周期注汽強度注汽速度、注汽壓力〔溫度〕、注汽干度悶井時間生產(chǎn)參數(shù)最大排量井底流壓數(shù)值模擬開發(fā)效果預測蒸汽吞吐開發(fā)效果普通稠油常規(guī)吞吐超稠油吞吐蒸汽驅(qū)開發(fā)效果普通稠油常規(guī)吞吐超稠油蒸汽吞吐稠油熱采數(shù)值模擬技術(shù)熱采數(shù)值模擬技術(shù)概述稠油熱采根底熱采油藏模擬的根本數(shù)學方法熱采數(shù)值模擬主要內(nèi)容稠油熱采數(shù)值模擬主要輸入?yún)?shù)網(wǎng)格參數(shù)、油藏參數(shù)流體參數(shù)巖性數(shù)據(jù)初始化數(shù)據(jù)數(shù)值方法參數(shù)井和動態(tài)數(shù)據(jù) 井筒溫度模擬網(wǎng)格參數(shù)坐標系及網(wǎng)格選擇：直角網(wǎng)格、柱坐標網(wǎng)格、角點網(wǎng)格網(wǎng)格劃分：NX、NY、NZ網(wǎng)格大?。篋X、DY、DZ，網(wǎng)格大小可以是簡單的常數(shù)，也可以是不同變數(shù)網(wǎng)格修正：對于邊部、角部等特殊網(wǎng)格的體積、面積修正。網(wǎng)格數(shù)據(jù)：頂深、油層厚度、砂層厚度、孔隙度、滲透率、飽和度，這些數(shù)據(jù)可以按網(wǎng)格、按層或按常數(shù)輸入。邊界修正網(wǎng)格修正：與流動方向有關(guān)*VAMODkeyvaiajak邊部網(wǎng)格*VAMODkey0.510.50.5角部網(wǎng)格*VAMODkey0.250.50.50.25油藏參數(shù)雙孔雙滲模型的基巖與裂縫參數(shù)：基巖的孔、滲、飽，裂縫的孔、滲、飽。區(qū)域劃分：可以將數(shù)值模型在平面上、縱向上劃分為多個區(qū)域，模擬結(jié)果的產(chǎn)油、含水、壓力、溫度等參數(shù)變化，可以按區(qū)域統(tǒng)計分析。油藏巖性參數(shù)：參考壓力下，巖石的壓縮系數(shù)，巖石比熱，巖石導熱系數(shù)頂?shù)咨w層參數(shù)：頂?shù)咨w層的比熱、導熱系數(shù)流體參數(shù)組份定義：組份名稱：‘Water’、'OIL'組份對應的物性數(shù)據(jù)及臨界數(shù)據(jù)：莫爾質(zhì)量、密度、臨界壓力、臨界溫度、比熱等粘溫數(shù)據(jù)：粘溫曲線數(shù)據(jù)參考點數(shù)據(jù)：參考溫度、參考壓力巖性數(shù)據(jù)巖性編號不同溫度下相滲端點數(shù)據(jù)：溫度、束縛水、剩余油、臨界氣飽和度、氣驅(qū)剩余油、剩余油下的水相相滲、原生水下的油相相滲、原生水下的氣相相滲相滲曲線數(shù)據(jù)：油水相滲的含水飽和度、油相相滲、水相相滲，油氣相滲的含氣飽和度、油氣相滲、水氣相滲初始化數(shù)據(jù)初始壓力初始溫度初始含油飽和度初始含水飽和度對于底水油藏的油水界面深度數(shù)值方法參數(shù)系數(shù)矩陣排序：自然排序、紅黑排序、D4排序、RCM排序方程解法：高斯消去法、迭代法解法控制參數(shù)：最大時間步、最大內(nèi)迭代〔Newton迭代〕循環(huán)步、最大外迭代〔Jacobian矩陣解迭代〕循環(huán)步、迭代超松弛系數(shù)、收斂誤差、自適應隱式解法迭代控制參數(shù)：1個時間步內(nèi)，壓力、溫度、飽和度、mole分數(shù)等參數(shù)變化范圍井和動態(tài)數(shù)據(jù)時間：開始時間、開始時間迭代步長單井數(shù)據(jù)：井編號、井名、井位坐標、井系數(shù)井組數(shù)據(jù)：井組名、井組內(nèi)井名完井定義：完井井段、井半徑、井系數(shù)、表皮系數(shù)井類別定義：生產(chǎn)井、注入井井操作數(shù)據(jù)：開井、關(guān)井注汽井：井編號、注汽溫度、注汽干度、注汽壓力生產(chǎn)井：井編號、最大產(chǎn)液、最小流壓停止計算標識：STOP井系數(shù)修正稠油熱采數(shù)值模擬小結(jié)模型特點多組分模型功能能量守恒、傳熱、導熱問題頂?shù)咨w層散熱、隔夾層吸熱升溫熱物性、水蒸汽特性油藏比熱、導熱系數(shù)稠油粘溫關(guān)系相滲數(shù)據(jù)隨溫度變化注汽井注汽速度、注汽壓力〔溫度〕、注汽干度干度>0時：根據(jù)飽和蒸汽壓力，自動算出飽和溫度生產(chǎn)井限產(chǎn)液、最小流壓、最高含水、最高氣油比稠油熱采數(shù)值模擬小結(jié)地質(zhì)模型深度、油層厚度、凈總比、孔滲飽模型數(shù)據(jù)PVT、粘溫曲線、相滲曲線、剩余油與溫度關(guān)系壓縮系數(shù)、導熱系數(shù)〔J/m.day.℃〕、比熱〔J/m3.℃〕動態(tài)數(shù)據(jù)井數(shù)據(jù)：完井井段注汽數(shù)據(jù)：注汽速度、壓力、溫度、干度生產(chǎn)數(shù)據(jù)：產(chǎn)油、含水、壓力變化熱損失：地面、井筒熱采油藏模擬軟件STARSSteam,Thermal,andAdvancedProcessesReservoirSimulator://wwwgl.ca/software/stars.htmECLIPSEThermal://sis.slb/content/software/index.aspVIPThermal://lgc/productsservices/reservoirmanagement/vip/default.htmSTARS軟件特點操作系統(tǒng)：Windows主模型特點常規(guī)熱采：吞吐、汽驅(qū)、熱水驅(qū)特殊模擬：注蒸汽+氮氣、+CO2、+泡沫劑、火燒、地質(zhì)力學模型、天然裂縫、聚合物、凝膠網(wǎng)格系統(tǒng)：直角、角點、有限元、局部網(wǎng)格加密解法：排序、直接解、迭代解、全隱式、自適應隱式(AIM)動態(tài)定義最大網(wǎng)格、最多井數(shù)水平井：離散井筒模型例題：67個模擬例題數(shù)據(jù)STARS軟件特點前處理BuilderModel、Well、Grid、PVTBuilder后處理Result3D場圖鼠標讀值、旋轉(zhuǎn)、切片、按時間步輸出圖形文件生產(chǎn)動態(tài)曲線曲線上讀值歷史擬合等曲線比照非常規(guī)模塊出砂冷采、電磁加熱、低溫氧化STARS軟件工作平臺讀取場圖數(shù)據(jù)讀取曲線數(shù)據(jù)井筒溫度模擬井筒溫度模擬軟件WTSPWellboreTemperatureSimulatorPackage注汽井模擬SIWSSteamInjectionWellboreSimulator計算井筒溫度、壓力