毕业设计（论文）水驱机理数值模拟理论基础研究

摘 要随着油田开发技术的不断发展，注水开采储层已广泛应用到油田的采油中来。本文对斯伦贝谢公司的 Eclipse 数值模拟软件进行了理论模型和操作方法的研究；对水驱油机理、数值模拟理论基础进行了研究；应用该软件分析了影响水驱油效果的几点主要因素，累积注入量一定时，降低注入速度，可提高驱油效率；当油水相对渗透率曲线整体向右平移，采收率提高；当油的相对渗透率曲线不变而水的相对渗透率曲线降低时，水驱采收率提高，产液量变化不明显；润湿性变化和润湿程度对水驱效果都有影响，亲水条件下的采出程度比在亲油条件下的高；亲水越强，采出程度越高，亲油越强，采出程度越低，但同样的强弱变化，亲水油藏比亲油油藏受到的影响大。关键词：Eclipse; 数值模拟；水驱；黑油模型AbstractAs development of Oil field exploitation technology, the technology of water flood has been widely applied to oil fields in oil production. This paper studies the Eclipse numerical simulation software from Schlumberger, including the theory studying and practice operating together. Study on the mechanics of water flooding and the theory of numerical simulation. Analyze the factor that affects the efficiency of the water flooding by using this software, considering that reducing the velocity of the water flooding as the same field water injection total can improve the efficiency of it. When the oil/water relative permeability curve move towards to the right, the recovery increases .Water drive recovery efficiency rises, while the oil relative permeability curve stays the same and the water relative permeability curve decreases, the efficiency of water drive recovery increases, the change of the fluid production is slight. The changes of the water cut are in direct ratio to the slope of the water relative permeability curve. The efficiency of water drive was affected by the changes of the wettability and the wetting grade, the recovery efficiency of the water-wet reservoir is higher than the oil-wet one in the same condition. The more water-wet rock is, the higher displacement efficiency is. For a oil-wet reservoir, the converse is true. But the effect causing by the changes in the water wet reservoir is more that in the oil wetting reservoir in the same quantity.Key words: Eclipse; numerical simulation; water flooding; black oil modelI目 录第 1 章章 概述概述.11.1 本文研究的目的和意义 .11.2 国内外油藏数值模拟发展概况 .11.3 油藏数值模拟技术现状 .31.4 本文研究的主要内容及成果 .5第第 2 章章 水驱机理数值模拟研究水驱机理数值模拟研究.62.1 数值模拟基本原理 .62.2 两相渗流基本微分方程及差分方程 .92.3 模拟过程概述 .11第第 3 章章 ECLIPSE 数值模拟软件研究数值模拟软件研究 .133.1 OFFICE的主要模块.133.2 OFFICE模块的操作过程.13第第 4 章章 水驱效果的影响因素数值模拟研究水驱效果的影响因素数值模拟研究.224.1 注入速度对水驱效果的影响 .224.2 相渗平移对水驱效果的影响 .324.3 水相渗曲线的变形对水驱效果的影响 .334.4 油藏润湿性对采收率的影响.34结结 论论.35致致 谢谢.361第 1 章 概述油藏数值模拟是结合物理、数学、油藏工程以及计算机程序来预测各种开采条件下烃类油藏动态的一种有效工具。油藏数值模拟技术从上个世纪 50 年代开始研究至今, 已发展成为一项较为成熟的技术。在油田开发方案的编制和确定, 油田开采中生产措施的调整和优化, 以及提高油藏采收率方面, 已逐渐成为一种不可欠缺的主要研究手段1。本文通过学习 Eclipse 数值模拟软件基本知识，而且利用 Eclipse 数值模拟软件对一些简单的油藏问题，水驱油藏进行模拟，运算。并对斯伦贝谢公司的 Eclipse 数值模拟软件的使用方法进行着重的研究。 最终对其使用方法及各模块的理论基础知识，特别是 Office 模块的使用方法和理论基础进行学习和研究，还应用该软件对影响水驱效果的几点主要因素进行了数值模拟研究。1.1 本文研究的目的和意义针对 ECLIPSE 油藏数值模拟软件的理论研究学习与实践操作，发现数据可以直接从软件界面输入，可不必组成固定格式，比较方案时，可直接复制模型，操作简单，结果一目了然。Office 模块以动画显示和三维显示来进行前后处理，让计算结果更加可视化。可以有选择性的输出各个时间的模拟结果，并可将结果以报告的形式输出。本文对其理论基础和实际操作方法及主要功能进行研究和实践。并结合水驱油的算例，利用 Eclipse 软件对影响水驱效果的因素进行模拟、运算。通过对结果的分析最终对其操作过程熟悉掌握，并总结了对水驱油效果产生影响的几点主要因素，同时对水驱油机理及油藏数值模拟技术有一个全面深入的了解。1.2 国内外油藏数值模拟发展概况油藏数值模拟始于 20 世纪 50 年代，是随油藏工程渗流理论、计算数学理论和电子计算机技术的发展而形成的一门新兴学科。由于油田开发基础理论的发展和计算机的广泛应用，使油藏数值模拟技术的应用成为可能。经验证明，油藏数值模拟方法为油气田开发及油藏工程的研究提供了现代化的手段，成为油藏工程技术人员的一种不可少的工具。上个世纪 30 年代人们开始研究地下流体渗流规律并将理论用于石油开发，早在21936 年，Schilthuis 推导了“物质平衡方程” ，既零维模型，1931 年 Muskat 发表了“均质流体通过多孔介质的流动” ，1942 年 Buckly 和 Leverett 发表了“前缘推进理论” ，1949 年 Van Everdingen 和 Hurst 发表了“拉普拉斯变换对油藏问题的应用” 。这些论文的发表，初步建立了油藏工程的理论基础，并开始应用于油田的开发实践；从 1950 年至 1970 年的 20 年间，油藏数值模拟完成了黑油模型的研究，既两相（气、水）和三相（油、气、水）黑油模型。这期间发表了许多论文：对黑油模型研究与应用的主要贡献有:Coast(1969)、Meculloch(1969)、Weaver(1972)、Dandona 和 Morsse(1975);对数值方法研究的主要贡献者有：Sheldon、Stone、和Fagin、MacDonala、Blair 和 Weinaug 等等。上个世纪 50 年代在模似计算的方法方面，取得较大进展。1953 年 Peaceman 等人开始用数值方法求解复杂地下渗流问题，如：“非定常气体渗流的计算” 、 “抛物型及椭圆型微分方程的数值解”等等；上个世纪 60 年代起步，人们开始用计算机解决油田开发上的一些较为简单间题，在这期间，由于计算机的飞速发展，促进了数值模拟的发展。黑油模型应用于油气田开发评价、方案的筛选、井网、井距、注水、注气、采油速度、钻加密井等对采收率影响的研究。由于当时计算机的速度只有每秒几万到几十万次，实际上只能做些简单的科学运算；上个世纪 70 年后主要体现于计算机的快速升级带动了油藏数模的迅猛发展，大型标量机计算速度达到 100500 万次，内存也高增至约 16 兆字节。在理论上黑油模型计算方法更趋成熟，D. W. Peaceman 的以及 K. Aziz 和 A. Settari 的等主要著作都是在这个阶段出版的，但仍受到计算机速度和内存的限制，使用的方法一般仅限于 IMPES 及半隐式等，只能解决中小型油藏的模拟应用问题。也出现了混相驱、化学驱、二氧化碳驱、蒸汽驱、热水驱、火烧油层驱等模拟方法。并考虑解决更为复杂的多组分相态在温度、化学剂的影响下原有的物理化学性质问题，以及考虑化学剂的吸附、降解、乳化和界面张力的变化、反应动力学和其他热反映、复杂的相平衡等等。在实际的模拟和应用中，这些模型和模拟方法得到了检验、调整和进一步的发展。早在 1956 年 Kniazeff 和 Navile 对易挥发油藏进行了研究，发表了题为“挥发烃两相流”的论文；1973 年 Nolen 对油藏组分模拟进行了研究，发表了“油层中组分现象的模拟”一文。其中组分模型就是描述有 n 种碳氢化合物组分的油藏，利用状态方程计算油相和气相的特性参数和平衡参数，计算凝析油藏得采收率以及评价注二氧化碳、注氮气或混相驱等对采收率的影响。蒸汽驱中的热水驱和火烧油层等热采模型，主要用于模拟重质油的开发，以提高油层温度、降低原油粘度、或使原油蒸馏成气体而提高原油的采收率。对热力开发特别是蒸汽驱开发方面的数值模拟研究的文章发表的较多，如Herrera、Williams 即 Meldau 等分别发表了关于蒸汽驱数值模拟结果与油田实际注蒸汽的动态进行对比的论文。3化学驱模型有聚合物、胶束及碱水驱、交联聚合物、复合驱。聚合物驱动主要是降低有水流度比，降低水相相对渗透率或增加水相的粘度。胶束表面活性剂驱主要是降低油水界面张力。碱水驱主要是乳化增溶、离子交换、润湿性转换、界面张力变化等。化学驱存在着复杂的流体与流体、岩石与流体之间的胡、互相作用的关系和物理化学变化，如吸附、流变学、离子反应、多相流度和转换的问题。上个世纪 80 年代则是油藏数值模似技术飞跃发展的年代，解决不同类型油藏的数模计算方法及软件相应问世，同时超级向量机的诞生，使计算机速度达到亿次，甚至几十亿次，内存高达 1020 亿字节。上个世纪 90 年代特别是后期，油藏模似软件各模块功能也有了惊人的发展，主要体现为向一体化方面发展；即集地震、测井、油藏工程（数模） 、工艺及地面集输、经济评价等为一体的大型软件方面发展2。如 VIP、Eclipse、WorkBench、Star 等模型，多功能一体化。我国油藏数值模拟研究始于上个世纪 80 年代，在引进、消化、吸收国外软件的同时，也研制出了自己的各类软件，如黑油模型、双重均质模型、化学驱模型、聚合物驱模型、交联聚合物驱模型、混相驱、微生物驱模型等等。目前油藏数值模似软件基本上形成了一套能处理各种类型油气藏和各种不同开采方式的软件系列3。（1）黑油模型已被广泛用于各种常规油气藏的模拟；（2）裂缝模型可用来解决除砂岩以外的灰岩,花岗岩,凝灰岩和变质岩的裂缝性油气藏开发问题；（3）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；（4）热采模型用于稠(重)油油藏蒸气吞吐,蒸汽驱和就地燃烧的设计；（5）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。1.3 油藏数值模拟技术现状油藏数值模拟技术自产生以来，为推动其发展的相关技术研究从来没有停止。特别是近几年来，随着模拟技术工业化应用的增强,这种研究以更大的投入、更大的规模呈现；关联学科，特别是计算机技术的进步为模拟技术的发展起到了巨大的推动作用。因此, 目前油藏模拟的技术水平得到了显著的提高4。1. 3.1 并行算法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5。并行算法首先需合理地划分模块，其次要保证对各模4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。在并行计算机上使用并行数值解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6，7。在共享内存的并行机上把一个按向量处理的通用油藏模拟器改写成并行处理是容易的，但硬件扩充难；分布内存并行机编程较共享式并行机困难，但硬件扩充容易，关键是搞好超大型线形代数方程组求解的并行化。并行部分包括输入输出、节点物性、构造矩阵、节点流动及井筒等8。1.3.2 软件平台技术的应用软件平台技术的实现是目前油藏模拟软件最具时代特征的技术标志。通过软件平台技术, 油藏模拟软件实现了工作站软件一体化, 建立了跨专业的综合软件系统。（1）工作站软件一体化的实现90 年代后 Western Atlas、CMG、GeoQuest 和 SSI 等都推出了一体化的工作站软件。它们使前后处理程序与主模型程序组合在一个软件上, 使用公用内部数据库, 数据使用方便。（2）综合软件系统的建立RISC 工作站的发展不但促进了油藏模拟技术的发展, 同样也引起了石油工业其他专业领域的变革, 这样的结果势必引起各个专业之间更迫切希望产生更加紧密的联系下, 有一个共同的软硬件开发环境和标准, 并通过数据库的应用, 使各专业间的数据资源共享, 各专业的研究人员利用同一软件系统,进行研究成果的交流。1.3.3 前后处理技术交互式模型数据输入、多组流体特性 PVT 数据输入、交互式图形处理与网格设计、智能化帮助查错、模拟运行进程监控、完成数据报告与模拟图形、三维可视化技术等。 1.3.4 模拟技术与方法油藏数值模拟是通过建立描述油藏中流体渗流规律的数学模型, 利用计算机对模型进行数值求解实现的。 （1）一体化的多功能模型：由于油藏储层性质和流体性质的不同, 油藏模拟的模型分为不同的类型: 描述一般油藏的黑油模型; 描述裂缝性储层油藏的裂缝模型; 描述凝析气藏的组分模型; 描述稠油油藏的热采模型9。早期不同的模型是5以各自独立的单个软件出现的, 这不利于使前的油藏模拟软件将以往的软件改造成模块化、集成化的模式, 形成一体化的多功能模型。 （2）精确化网格技术：油藏数值模拟需要建立一套网格系统以实现对油气藏空间的离散化, 通过离散空间中的网格块反映油藏的地质特征和动态情况10。传统的常规矩形网格系统目前仍较为普遍地应用, 但在某些情况下, 它对于顺应精细化油藏描述的发展, 更准确地反映油藏的构造特征、储层特征和动态现象, 尚存在一定的局限性11。为此, 针对不同类型的问题, 发展了不同的网格技术, 形成了精确化网格技术系列。如局部网格加密、杂交网格、非规则多变形网格、角点技术、非邻近网格连结等技术。（3）数值求解方法：油藏模拟数值求解的基本过程包括三部分: 模型的离散化; 离散模型的线性化; 线性系统的求解。数值求解方法的研究也紧密围绕上述三部分内容展开, 为达到数值求解精度高、速度快、稳定性强的目的, 三方面均有深入研究并有很大的发展。1.4 本文研究的主要内容及成果本文针对 ECLIPSE 油藏数值模拟软件进行了理论研究学习与实践操作，通过学习，学会创建相关实例，管理和控制模拟运行，分析模拟结果，和创建模拟结果报告。并应用此软件模拟黑油模型以来研究水驱效果产生影响的主要因素。本文回顾了数值模拟在油藏方面的发展历史，并在此基础上阐明了目前油藏数值模拟的技术现状。水驱效果影响因素的研究成果表明当累积注水量一定，降低注入速度，可提高驱油效率；当油水相对渗透率曲线整体向右平移，采收率提高；当油的相对渗透率曲线不变而水的相对渗透率曲线降低时，水驱采收率提高，产液量变化不明显；而含水率的变化与水的相对渗透率曲线的斜率成正比；润湿性变化和润湿程度对水驱效果都有影响，亲水条件下的采出程度比在亲油条件下的高；亲水越强，采出程度越高，亲油越强，采出程度越低，但同样的强弱变化，亲水油藏比亲油油藏受到的影响大。 6第 2 章 水驱机理数值模拟研究2.1 数值模拟基本原理以渗流力学为基础建立数值模型，即通过一组方程组，在一定的假设条件下，考虑油藏构造形态、断层位置、砂体分布、储层孔渗饱等参数的变化；流体高压物性变化；不同岩石类型；不同渗流驱替特征曲线（相渗） ；井筒垂直管流等描述油藏真实的物理过程。主要包括：运动方程、状态方程和连续方程。2.1.1 运动方程（1）达西定律考虑重力作用下单相流达西定律： DgPKV （2-1）考虑重力作用下多相流达西定律：DgPKKVoooroo （2-2） DgPKKVwwwrww （2-3） DgPKKVgggrgg （2-4）式中 w、o、g-水、油、气相的下标；-渗流速度矢量V K-绝对渗透率 -相对渗透率rK-相对密度-粘度 -密度7 Z-垂向坐标 p-压力相压力之间联系用毛管压力体现。油水毛管压力： （2-5） wocwppp 油气毛管压力： （2-6）ogcgppp相对渗透率和毛管压力是饱和度的函数，可写为：)(wrwrwSkk)(grgrgSkk)(ororoSkk)(wcwcwSkp （2-7）)(gcgcgSkp、和均可由油水和油气两相流动实验数据取得，惟有需要rwkrgkcwpcgprok应用 Stone 公式计算： （2-)()()()()()()(srgwrwwirrowgrggrogrwwrowroSkSkSkSkSkSkSkk8）式中 -束缚水饱和度；wirS -油水两相时油相相对渗透率；rowk -油气两相时油相相对渗透率。rogk（2）相中组分油、气、水三种组分在三相中的存在关系可用表 2-1 表示表 2-1 不同组分在各相中的部分密度组 分水 相油 相气 相水组分w8油组分oo气组分gog-油组分在油相中的密度，简称油密度；oo-气组分在油相中的密度，简称溶解气密度。go油相密度与部分密度的关系：o goooo（3）产量项井点产量项可用以下公式表示：)(ZZppkPIqBHwBHwwrww)(ZZppkPIqBHoBHooorooo)(ZZppkPIqBHoBHogorogo （2-9）)(ZZppkPIqBHgBHggrggceZkPIln2 （2-YXe2 . 010）式中-井基准面深度上的井底压力，BHpBHZ 、-网络节点 X、Y、Z 方向步长。XYZ2.1.2 连续性方程研究流入流出单元体中质量的变化方程。根据物质平衡原理，流入单元体中的流体流量减去流出单元体流体流量等于单元体流体质量变化。9油 （2-11）tSAxVAoooxo水 （2-tSAxVAwwwxw12）将达西定律代入连续性方程得出油、水的流动方程：油 )()(BStAqxDgxPBKAKxoovoooooro （2-13）水 )()(BStAqxDgxPBKAKxwwvwwwwwrw （2-14）其中 oscwvwoscovoqqqq,分别代表地面条件下单位体积油藏岩石中注入或采出油和水的体积流量。2.1.3 状态方程为求解上述两个方程中的两个未知数 P、Sw，引入状态方程：1SSwo （2-15）PPPwocow （2-16）解上述方程通过把微分方程离散化变代数形式来求解。2.2 两相渗流基本微分方程及差分方程两相渗流基本微分方程：tSqpKKxoooooro)()( （2-17） tSqPKKxwwwwwrww)()( （2-18） 10PPPwoc （2-19） 1SSwo （2-20）差分方程：油相：PtVQtSSVPTPTPtVTTTTPTPTnjoinjoijijoinnjoinjoiojijoioyjjoioxijoinjoijioyjoyjoxioxijoioxijoioyj,1,1,21, 121,21212121, 1211,21)( （2-21）式中 xxhyTiioxijoxi121212 xxhyTiioxijoxi121212 yyhxTjjoyjioyj121212 yyhxTjjoyjioyj121212 hyxqQhyxVjiojoijiji,水相：PtVQtSSVPTPTPtVTTTTPTPTnjwinjwijijwinnjwinjwiwjijwiwyjjwiwxijwinjwijiwyjwyjwxiwxijwiwxijwiwyj,1,1,21, 121,21212121, 1211,21)( （2-22）式中 xxhyTiiwxijwxi121212 xxhyTiiwxijwxi121212 yyhxTjjwyjiwyj12121211 yyhxTjjwyjiwyj121212 hyxqQjiwjwi,2.3 模拟过程概述2.3.1 定义油藏网格模拟网格是利用地质构造图和储层厚度或三维物性模型建立的。网格信息也包括井位置和完井情况。在GeoQuest模拟过程中，可采用由CPS-3创建的地图或Grid和模拟网格程序包（如：Grid或FloGrid）等来实现该目的。在使用FloGrid时也可用Property3D来建立模型，并建立模拟网格。ECLIPSE Office能建立矩形和角点网格。2.3.2 油藏描述网格定义过后，应将流体和岩石的物性赋给每个网格。而渗透率和孔隙度通常是从测井和岩心分析中得到的，有时采用地质统计来估计井间的物性值。岩石物性如孔隙度和渗透率，有效网格，和别的区域定义可通过GeoQuest产品（如：Grid,FloGrid,FloGeo和SCAL）来赋值。除岩石物性之外，油藏描述还必须包括模型中每种流体的物性。对于黑油模型，它由各种流体物性（如油，水，气等）的表（用表表示物性参数的压力函数）所组成。组分模型按照状态方程或气液平衡值来描述流体物性（描述在任一温度和压力下的液体和气体物性）。黑油物性可用PVTi或在ECLIPSE Office中建立相关式来确定，组分和热力模型的PVT可用PVTi来建立。除PVT数据外，还必须定义岩石和流体相互作用系数（如：相对渗透率和毛管压力），它们为一定流体的饱和度的函数。其数据来自实验室的特殊岩心分析（SCAL），而在没有实验室数据时常采用相关式。油藏初始压力和流体的饱和度数据来自测井资料和不稳定试井。饱和度分布通常通过定义流体接触面来模拟（如：GOC，WOC，WGC）并允许利用毛管压力数据来求解油藏条件。在这种情况下，可把饱和度分布图用作QC工具。PVT，SCAL和初始数据可在利用Grid,FloGrid,SCAL的模拟网格中应用到。ECLIPSE Office也提供了一种简单的方法来给模拟网格赋值。垂向流动动态（VFP）表一般用于定义井底压力到井口压力的关系，这些关于井底压力和井口压力的表利用到了流量，流体物性和组分，以及套管和油管特征。VFP表通过井口或别的非井底压力（模拟过程中）来控制油井。我们可以利12用ECLIPSE Office提供的关键字编辑器手工输入或VFPi来创建。在该步中还要求提供布井位置，生产情况，事件和时步数据等。另外，与时间相关的数据在ECLIPSE Office中还可以手工输入。 2.3.3 选择模拟模型接下来的步骤是选择恰当模拟模型。模型可按经典分为黑油模型或组分模型。使用那一种模型主要取决于模拟过程所包含的流体类型和他们的物性。例如：对于较高的湿气，凝析气，以及挥发油，黑油模型通常不会给出精确的结果。另一个重要的因素是油藏的裂缝和井，如：天然裂缝和水力压裂裂缝，井的类型（如：垂直井，水平井，斜井等），另外还要考虑一些特殊的情况的模拟(如：热采过程、EOR过程、流线模拟等)。GeoQuest提供的模型有：黑油、组分、热采以及流线模型等，并且完全兼容在ECLIPSE Office中。2.3.4 求解压力和饱和度值历史拟合油藏模拟器是用于计算流体饱和度和网格压力随时间的变化。若已知生产情况，调整模拟以使井的产量或注入量以及模拟预测的压力与油田的实际数据大慨一致。这是一个反复迭代的过程，称为“历史拟合”。历史拟合过程通常涉及改变模拟中可信度最低值（如：孔隙度、渗透率、相对渗透率等）和将模拟预测的结果与已知的产量和压力值进行比较。虽然现代模拟器如SimOpt通过鉴定那些会对结果产生重大影响的参数来加快确定解与不同油藏和流体参数的敏感性，但经验和实验仍常用在这一过程中。2.3.5 预测和优化将来的产量一旦模拟的模型被调整好，则可添加将来的井和适当的约束条件并且运行模型直到油藏枯竭。这可能是当前操作的简单延续或采取提高采收率的措施（如：钻加密井或采用不同的驱替和保持地层压力的措施）。通常从众多的开发方案中选出“最好”的方案来继续开发油藏。ECLIPSE Office也提供了建立和分析优化油藏开发方案的工具。13第 3 章 Eclipse 数值模拟软件研究3.1 Office 的主要模块ECLIPSE Office包含五个主要的模块：Case Manager, Data Manager, Run Manager, Result Viewer和Report Generator. （1）Data Manager Data Manager使用户可以使用所有的模拟器和基本部分FloGrid，Schedule，SCAL和PVTi的关键字。（2） Case Manager Case Manager主要保持运行和图形显示间的关系。（3）Run Manager Run Manager提供了启动、监视和控制模型运行的环境。Run可在单机或基于服务器上运行。使用Run Manager可以监视曲线和解显示的进程，如果是不要求的结果，那么终止运行。（4） Result Viewer Result Viewer显示二维或三维的模拟结果。也可以显示解的结果和取代Graf来显示曲线图形。来自多个运行的结果也可以同时显示以达到比较的目的。（5） Report Generator Report Generator用于创建来自总结文件或PRT文件的相关信息的报告 3.2 Office 模块的操作过程14利用数值模拟软件来进行计算研究时，首先要做的就是在被研究的油藏上“切下”需要研究的部分，建立地质模型，取出其中的一部分井组作为研究的对象，将地质模型分割为一定数量的网格，根据软件的要求给出相关的资料。Office 模块可作为一个完整的模拟环境，对于前期地质模型的建立和网格的设计，诸如网格数量、所处深度、尺寸、位置、坐标等资料的确定，可通过其它软件（如 GeoQuest 模拟软件）设定。3.2.1 数据资料准备1.打开新文件2.模型的定义3.GRID 部分网格参数的输入4.PVT 部分流体的定义5.SCAL 部分饱和度的定义6.初始化部分对模型进行初始化7.Region 部分数模区域资料8.Schedule 部分有关井的资料9.Summary 部分定义模型需要输出的关键字3.2.2 Data manager 界面15 图 3-1 Data manager 主界面图 3-2 PVT 属性定义图 3-3 相对渗透率曲线定义163.2.3 模拟过程的运行在 Office 的界面上点击 Run Manager，选用 Submit/Runs 命令或直接点击，运行模拟过程，并通过 Log 窗口监测运行过程，获得有关模拟的信息。选择 Monitor/Summary Vectors 将所选的输出参数展示在坐标图上，为每一个报告时间步生成一个图表，利用 LinePlot/Field/Production Rate 可展示模拟得到的油、气、水的产率曲线，运行完成之后退出此界面。 图 3-4 Run manager 主界面17 图 3-5 Run manager 运行计算界面3.2.4 Log widow 界面图 3-6 Log 窗口界面3.2.5 Result viewer 界面18图 3-7 模拟得到的油、水、气产液速度对比曲线3.2.6 报告和结果的生成 1、模拟的报告在 Office 界面下点击 Report，选择 File/Open Current Case/PRT.打开模拟过程的 PRT 文件，在 Report 的下拉菜单中选择 Errors，添加到列表生成报告（如果运行过程是成功的，则在 Report Generator Module 界面下的 ERRORS 显示为灰白色） ，点击 Output 得到报告的具体内容。如果运行过程是成功的，在 Report 的下拉菜单中选择 PRT Reports，在Reports 选项中选择要输出的时间段，在 keyword 选项中选择要输出的关键词，添加到列表，得到一个可利用的报告在这里，操作者可根据自己的需要，点击界面下部的 Write 按钮，将所生成的报告以文件的形式输出来。如图 3-8 所示19图 3-8 模拟结果报告2、模拟的结果选择 Office 界面下的 Result 选项，在菜单 File 中选择 Open Current Case/SUMMAR 打开无格式的报告，进入 Extract/Load Summary Vectors 界面，选中界面顶部的 Read All Summary Vectors 和 Read All Reports 选项，点击 Load 按钮。在 Result Viewer Module 界面下选择 LinePlot/Field/Production Rate 就可看到油、气、水的参数关系图。通过 LinePlot 下拉菜单的 User或直接点击来选择需要输出的参数，使它们互相结合在同一坐标系中，形成关系曲线 。20图 3-9 输出的参数曲线 图 3-10 模拟结果的二维视图21图 3-11 模拟结果的三维视图22第 4 章 水驱效果的影响因素数值模拟研究4.1 注入速度对水驱效果的影响4.1.1 一次水驱三个相似的岩心柱饱含重油和束缚水。接着每个岩心柱分别以特定驱注入速度 20 ml /h、10 ml /h、1 ml /h 进行水驱 。这相当于前缘速度分别为 0.21 m/d，0.42 m/d,0.02 m/d 。这些岩心柱的性质是显示在表 1,采收率曲线如图 4-1 所示。表 4-1 一次氺驱的有关参数和采收率Ow(ml/h)L（cm）PV(cm3)（fraction） K(D) SW (%)OOIP （cm3） Rot(%ooip)Rafterbt(%ooip)2017.2071.750.3662.7610.3364.348.1916.491016.9568.700.3562.7910.6161.4112.3921.06117.5571.010.3552.7910.3463.679.6325.33 图 4-1 不同注入速度的采收率 图 4-2 含油饱和度的变化在早期开采的速度是很高注入量少于 1 孔隙体积(PV)时，这个时间对应的见水前阶段。注入水通过低阻力孔道，使得在水驱的早期就见水。图 4-1 显示在见水后很多的油后仍可采出。为了比较在一个相同的注入体积，三个以不同的速度注水的岩心的采收率，表 4-1 中见水后采收率值是注水量外推到 5 个孔隙体积(PV)时的。23表 4-1 列出了三个实验见水前和见水后的采收率。在第一个孔隙体积的水注入时，岩心内形成了很高的压力梯度，在注入速度最大时，压力梯度也达到最大。然而，仍然没有足够的证据显示注入速度和在见水后时的采收率的关系。见水时的采收率是确定的，因为采收率的因素在采液曲线开始下降。在统计这些数据存在着系统误差，特别是在注入速度很低时曲线是很平缓，就更容易出现。即使存在这种不确定的因素，也能证实粘滞即使有 10 倍强也不能对见水后的采收率产生影响。像水驱前缘的不稳定性和粘性“指进”等因素抵消了将较高的粘滞力的改良的效果，总的来说，见水后的油的采收率很低。从图 4-1 可以得出一个更重要的结论：在见水后的采收率和减少注入速度有明显的关系。三个岩心在水驱中压降都很小，说明在见水后的采收率 不是由于粘滞力的作用。而是在较低的注入速度下，此时粘滞力虽对采收率有点贡献但毛管力的作用更加的明显，毛管力起到的了提高采收率的主要作用。如果在见水前采收率不能有效的提高，那么特别是在一次采油后的二次注水开发中，见水后的采收率就是需要考虑的最重要的参数了。在图 4-1 中见水后最佳的采收率是可以通过低速的注水来实现的。必须强调的是在这三个岩心的水驱中，在见水后的采收率的提高主要是在含水率大于 90%时。即使是在毛管力很大时，大部分的水相仅仅是通过水相连续的吼道。所以见水后的采收率很低，这就要求在现场油田中要处理好、利用好水驱用的水。一个很重要的检测项目是含水率（或者是归一化的产油量）在很慢的注水速度下对注入速度不敏感。这就更进一步证明，毛管力可以对提高水驱的效率。可以推测，吸渗作用的影响可以用来解释产量的变化，但是需要更进一步证实见水后的产量的提高的确是由于吸渗作用引起的。为了进一步证实这种假设,在水驱的过程需要记录 CT 图像资料。图 4-2 的描绘了在快速注水和低速注水时，油的饱和度随着岩心柱的长度的变化而变化的情况。液体的饱和度的主要通过CT 图像的密度来体现的。随着水驱替油，水相的密度是增大的。在相同的位置拍摄的 CT 图像（在相同的孔隙度下），水相的密度增大是和那个位置油相的饱和度的减小直接相关的。图 4-2 的 Y 轴其中分别表示，原始含油饱和度和即时的油相饱和度。油相的饱和度发生越大的变化说明有越多的油被驱替出。在高速的注水条件下，有更多的入口端的油被驱出。（因为图中的 在这个区域更大的）。在见水前，由于水相的注入故油相不能很快的流出。随着岩心中压力的上升，水相在入口端处聚集，所以油相在这个区域的变化较其他区域更大。在高速注水的条件下，水在岩心中很快形成“指进”，见水后的水相就从这些低阻的孔道通过。采收率在这些区域就会比较的低。24相反，在低注入速度的整条曲线上，原油的驱替较为稳定、均一。这个过程比较重要的是：在见水后，水减少从那些低阻的水道通过而从先前绕过的孔道通过。这样，波及的范围就会较大，整体的采收率也会比较的高。高速和低速注水的横截面的 CT 图像显现的含水饱和度是不同的（图 4-3）。高速和低速注水的含水饱和度分别在图 4-3 的左部分和右部分。对于每个岩心，一组的图像显示的是岩心不同位置的情况，注入端在左侧，产出端在右侧。每排代表不同的时间，所以随着水驱的进行，输出的图像就代表水驱前缘的位置。第一排的图像是在束缚水时获得的，最后一排的图像是在水驱完成时获得的。图 4-3 CT 图像显现的含水饱和度在高注入速度的水驱过程中，高含水地区（图中黑色）在第三个时间段发展成为整个岩心这就是水的“指进”导致很快见水。这些低阻力带的周围是一小块一小块的中度的含水饱和度（图中是明亮的），最外面的是饱含油的部分（图中是灰色）。随着水驱进行，水的饱和度在水低阻力带的周围的一小部分增加。在高速的注水下，见水后的采收率的提高主要靠驱替水低阻力带孔道周围的原油被驱替走或剥落下来。在低速注入水的情况下，含水饱和度在整个岩心都是较为均一的增加。必须指出的是：水驱开始后仍然很快就见水了，说明这不是简单因为粘滞力下降。由CT 图像可以看出，是因为即使在见水后（粘性“指进”理论就不再适用了）整个岩心的含水饱和度上升十分缓慢。中度的含水饱和度分布在岩心的所有部位，接着是高含水饱和度分布在岩心的大部分区域。正因如此，在岩心的全部部位都是高含水饱和度（图 4-2）。随着毛管力作用的增加，水就可以驱替可动的原油形成整体较好的驱替效率。 4.1.2 二次水驱低注入速度可以形成在整个岩心有较好的驱替效果，这点可以从脱气原油的注水动态看出。不过在见水前，粘滞力在产量中也有些作用（表 4-1 所示）。因25为有少量的气体在一次水驱中起脱出，所以在二次水驱中见水前的采收率要更低些。所以，实验要研究的是相同的驱油理论能否适用二次水驱。用前面所述的方法准备两个大岩心（标记为 A,B）。但是用气原油而不是脱气原油驱替水相直到束缚水饱和度。在二次水驱之前这些岩心已经经过一次采油了。这些岩心的性质和一次采油的采收率在表 4-2 中。为了比较在同样条件下的一次采油和二次采油，在同样尺寸的岩心 C 中进行一次水驱，只是岩心饱含的是脱气原油（和表 4-1、岩心 A、B 的含有饱和度一样）。岩心 C 的性质在表 4-2中。表 4-2 气原油替水相直到束缚水饱和度SandpackABCLength(cm)115118115Diameter(cm)8,898,898,89Pore volume(cm3)2,5922,6802,477Porosity(fraction)0,3630,3660,348Permeability(D)3.03.83.9Swf(fraction)0.0890.0860.081OOIP(cm3)2,3602,4512.277Solution GOR11.612.4NALive oil viscosity4,2453,759NADepletion rate2.42.4NAPrimary recovery20.427.0NA利用文献中的方程可以计算出在一次采油结束时的含气饱和度。这个方法类似于分析水驱脱气原油系统：在束缚水一定的条件下，同一截面内随着含气饱和度的增加及含水的饱和度的下降，密度也随之下降。图 4-4 的曲线是含气饱和度和在不同时间下整段岩心 A 的关系。其中长度=100 是表示岩心的生产段端。值得一提的是，自由气最先是在整个岩心段。这意味着在整个岩心段都有脱气现象，这也在以前很多关于液体研究被测出。在更长的岩心中，气体只有在靠近生产端时才从原油中脱离出来。这个不规则的含气饱和度曲线可能是由在岩心中连续的扫描的微小的不同或者是岩心的非均质性引起的。但是总的来说，有个很明显的趋势：含气饱和度在岩心的生产端增大（也就是更好的产量）。这个饱和梯度在更长的岩心就更明显。在一次采油结束时，整个岩心段自由气的含量在0.18-0.30。26图 4-4 含气饱和度和在不同时间下整段岩心 A 的关系在岩心 B 中也有相同的结果，整个岩心段自由气的含量在 0.18-0.30。可以得出的结论是：在两个岩心中自由气体很多，在整个岩心中含气饱和度分布不是很均匀。如果在储层的规模上，注水井比生产井多，那情况将和上述的脱气原油的情况类似。在图 4-4 中整个岩心段都是高含气饱和度是代表一种“最糟糕的情形”或是一种生产井和注水井之间有低阻的渗流孔道例如条虫状气孔。水相开始驱替这些饱含油和大量天然气的孔隙。水相以固定的速度注入（前面的是速度是 0.011m/d）。从图 4-5 可以看出，压力恢复到大约 70kPa，然后见水后下降。岩心 C 在一次采油中，压力恢复到220kPa 时见水。从表 4-2 可知这些岩心的孔隙度和渗透率，以及在水驱开始时的油粘度都很相近。不同 的是在见水前的最大压力，表明在岩心中饱含有粘稠的油相，注入水将自动选择最低阻力的孔道（也就泄油的途径）通过，这主要取决于岩石的润湿性。气体比油相的易流动以及一些气泡聚集成串，这些区域的具有就高的流度比。图 4-5 水驱开始时的油粘度27在二次水驱是压力首先是升高的，意味着在整个岩心段的含气饱和度虽然很高但是气相不是连续相。但是，一次水驱和二次水驱的重大不同点是见水时并没有伴随着产量的提高。所以，尽管气相不是连续相，较高的含气饱和度导致液相重新分布及只产水不产油。在这种情况下，在见水后，油是在很高的含水率下产出的。表 4-3 岩心 A 和 B 的注入量和产液量ABPore volume2,5922,680Oil produce during prinary depletion481.10661.34Difference between injected254.67272.33Volume of gas displaced254.67272.33 Gas saturation remaining0.0870.145在首次滞后的时间内（在见水之前），二者累积的注入量和产液量是随着时间相应增加的。他们二者的区别在于气体被驱替出后，原先被其他占据的孔隙现在充满水相。在表 4-3 中列出了岩心 A 和 B 的注入量和产液量以及在一次采油油的体积，也就是二次水驱开始时的脱气原油的体积。在岩心 A 和 B 中，天然气的产量都比在岩心中原始的气体低。这意味着在二次水驱中，仍有一小部分的气体被圈闭。这不是一个意外的发现，因为水驱天然气是个非混相的驱替的过程，所以驱替后仍会有小部分的残余的天然气。具有意义的是，在这两个性质是相似的岩心中的气体产量是相当的。因此，水驱天然气在这个岩心的驱替效率是差不多的。在岩心中存在被圈闭的天然气，这意味着对于油相来说就少些泄油的孔道。导致二次水驱就有可能比一次水驱的效率要低些。图 4-6 两个岩心含水率的变化情况在岩心 A 和 B 中，开始时水驱的速度是 2.75ml/h（前缘速度是 0.011 m/d）。在注入 0.25 个 PV 之后，岩心 A 的注入改为 0.55ml/h（前缘速度是 0.0022m/d）.28再注入 0.25 个 PV（也就是注入 0.5PV）之后，岩心 B 水驱速度也改为是0.0022m/d.图 4-6 显示的是两个岩心含水率的变化情况。其中，X 轴表示是两个岩心见水时的时间。开始时以相同的注入速度向岩心 A 和 B 注水，二者的含水率和原油产量也一样。岩心 A 的注入速度下降时，含水率迅速下降大约 15%。这意味着，较低的粘滞力可以使毛管力发挥更大的作用，这点结论和一次采油时是一样的。当继续注入时，含水率又最终上升。在注入大约 1PV 的盐水后，岩心 A（0.55ml/h）的含水率就比岩心 B（2.75ml/h）的含水率高。这点和脱气原油的实验结果是不一样的。这就说明比较难比较一次采油后的含水率和原油产量不一样时的情况了。 在图 4-7 中，比较了不同注入速度时的结果。当岩心 A 的注入速度减小时，采收率/注入的体积的斜率比岩心 B 的高。在这个时候，毛管力的作用就更加的显著，从而会有一个比较好的采收率。但是在注入 1 个 PV 之后，岩心 A 的斜率实际要比岩心 B 高，尽管岩心 B 的注入速度比较大。在注入 2.5 个 PV 之后，岩心 B 的注入速度减小为 0.55ml/h 岩心 B 的采收率曲线的斜率也有增大。最后，两个岩心又表现的和脱气原油的岩心一样：粘性力减小，导致含水率下降及采收率提高。但是两个岩心再也不能对比了，因为不同的一次采油的结果不一样，而导致的圈闭气堵住的孔道及水驱的孔道等参数的不一样。图 4-7 比较了不同注入速度时的结果虽然岩心 A 在最后的驱油效率比岩心 B 的低，但是岩心 A 降低注入速度从而提高了采收率。为了原始石油地质储量的采收率提高 15%，这就要求在岩心 B中注入大于 1PV 的盐水已达到岩心 A 的采收率。在岩心 A 中小注入量，其操作的费用会比较的低及需要处理的水量也会比较小。但是，需要注意的是：在图 4-7 中的曲线是每个 PV 注入量（无因次时间）与采收率的关系。图 4-8 描述的是采收率与时间的关系。图 4-7 与图 4-8 的得出的结论是不同的。当以时间为基线时，快速的注入水，油井的生产速度也较快。在高速注入时，尽管对于含水率的变化来说效率是不高的，但是仍会加快生产。29图 4-8 采收率与时间的关系另一个不同是在系统 B 在生产 366 小时之后关闭 1050 小时，紧接着一相同的注入速度注水。在这段关闭的时间之后，采收率曲线的斜率增大，这说明水驱的效果变好了。这是因为在关闭期间液相一定发生重新分布：水相进入更小的吼道，油相被驱替到较大的吼道，所以重新渗吸时，重新分布的油相就会被驱替出来。在大约 3100 小时后，系统 B 的采收率就趋于平稳。注入速度就减小到0.55ml/h,在图 4-8 中是用圈圈勾起的部分。在这个点上，用相同的注入速度驱两个岩心，采收率的斜率也是一样的。所以，即使两个岩心不是用始终一至的方法处理，但在最后的都用相同小的注入速度时，采收率仍很接近。4.1.3 一次水驱和二次水驱的比较图 4-9 画出归一化后三个岩心注入量和产量之间的关系为了在同一尺度比较一次水驱和二次水驱效果，在岩心 C 中也进行一次水驱（在表 4-2 中也总结）。开始时注水的速度和岩心 AB 是一样的都是 2.75ml/h。在注入 1.6PV 之后，注入速度降为 0.55ml/h。在图 4-9 画出归一化后三个岩心注入量和产量之间的关系。30在见水和压力下降之前，岩心 C 的对应的产量很高。岩心 B 对应的产量更高，岩心 A 只有在前缘速度 20%之前和岩心 BC 的产量是相当的。在见水后，大多数的水都绕过油相，归一化后的产量也相应的下降。岩心 C 在注入 1.6PV 之后减小注入速度，产量又升高。这说明毛管力在这些注入速度下作用更显著。最后在2.5PV 之后，系统 C 将关闭 8 天，接着注入速度又和前面一样。归一化后的产量又恢复到关闭前还没开始下降时的产量。在这三个岩心中，最后归一化后的产量都在 0.01 之上。这说明在这个前缘速度这些系统在一次水驱和二次水驱都处于很稳定的状态。驱替效率可以用以下的公式表示： (4-1)1111iiiiiPVPVRRER在方程 (4-1) R 表示在采收率 i-1 表示前一次时间间隔 i+1 表示后一次时间间隔。PV 表示在该时注入的体积。所以方程 (4-1)可以计算每 PV 的注入的采收率，表示时间的函数。图 4-10 注入的体积和驱替效率的关系图 4-10 描述的是注入的体积和驱替效率的关系。在岩心 B 和 C 以很高的速度注水，直到水驱的效率下降到 1-2%OOIP/PV（原始地质储量/注入体积），此时的水驱似乎达到稳定的状态。水驱的速度下降五倍左右，致使水驱的速度提高。但是，最后的驱替效率值又下降到 2%OOIP/PV，此时的水驱应该是达到了一个稳定的状态。岩心 A 一直是保持较为稳定的低速 0.55ml/h 注入水，其水驱的效率也显得更好。31图 4-9、4-10 的结果很重要，因为它们共同说明了归一化后的的原油产量和水驱的效率在一次水驱和二次水驱中都是很相近的。在水驱脱气原油时，CT 图片显示在低速下水驱的效率和水浸润很大一部分的岩心有关，和简单的在高含水地区剥离原油相反。这就是水相渗吸，水相进入原先绕过的区域。一次水驱和二次水驱的结果是相似的，说明相同的采油机理是使用于两个过程的。所以即使在见水前仍没有任何原油产出，毛管力和水相渗吸仍是驱油的主要作用力。如果减小注水的速度可以提高水驱的效率，那么可以考虑是否可以在水驱的后期才降低注水速度。图 4-11 显示在高注入速度下的产量和一直以相同的注入速度的产量相比，其产量在持续下降。图 4-11 中，HO2 是和前面实验相同的原油(11500 mPa.s)，HO1 是不同的原油粘度要小些（ 4650 mPa.s）这些实验是在一个很小的岩心中进行的，和表 4.