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CMG操作简介

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CMG 操作 简介
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冯其红工作室2011.3.26,张安刚,CMG软件操作简介,CMG主界面,CMG模块,,,,,数据文件建立模块,黑油模型模块,组分模型模块,三维立体显示模块,自定义平面图显示模块,自定义表格输出模块,热采和化学驱模块,相态及流体性质计算模块,转换模块,一 数值模型建立 二 历史拟合 三 结果分析 四 动态预测,汇报提纲,一 数值模型建立 (Builder),,一 数值模型建立 (Builder),数据文件(*.dat)讲解,INPUT/OUTPUT CONTROL,GRID AND RESERVOIR DEFINITION,FLUID DEFINITIONS,,模型输入输出控制,,网格划分及油藏参数特征,,流体特征,ROCK-FLUID PROPERTIES,,岩石和流体的流动性质,INITIAL CONDITIONS,,油藏初始条件,NUMERICAL CONTROL,RECURRENT DATA,,,动态数据,数值计算控制,1. 模型标题2. 单位: SI Field Modsi Lab3. 输入输出参数设定,1.1 输入输出控制 INPUT/OUTPUT CONTROL,,,,1.2 网格及油藏描述 GRID AND RESERVOIR EFINITION,1. 网格划分2. 网格大小3. 孔、渗、顶深等 *CON *KVAR *ALL4. 属性修改5. 分区性质6. 岩石压缩性,,,,,,,网格的划分原则,网格方向,因为一般模型都考虑的封闭边界,所以网格边界应尽量与封闭的天然边界一致,如断层、尖灭、油水边界、井排方向等,这样做可以减少无效网格的数目,同时也可以较精确地描述边界形态。网格的定向应尽量包含全部井位及将来可能进行的加密井,须取全取准。网格取向还应考虑:流体流动的方向和油藏内天然势梯度的方向,对于不同的网格系统,其动态可能会不同,尤其在流度比不利的情况下,更应注意网格所造成的影响,也可用数学上的方法来解决。应考虑网格方向与渗透率主轴相平行应尽量减少无效网格数目,,网格尺寸,网格的划分原则,考虑机器能力,选取网格尺寸。网格越小,节点数越多,CPU所需量越高,费用、时间也就越多,同时还应考虑模型节点所能承受的能力精细油藏模拟时,应使用足够多的网格,使其能准确反映油藏结构和参数在空间中的变化规律,不能以大网格掩盖了其间的变化,如小尖灭、小构造和小砂体在研究流体运动规律时,必须使用较多的网格,以便能够控制和跟踪流体界面的流动。若采用的网格太粗,就会使网格饱和度变化平均化,不能刻划出流体的变化趋势避免尺寸大小突变,相邻网格尺寸比小于2-3,否则会带来很大的截断误差网格尺寸应与井位相适应,保证一个网格内只能有一口井。两口井之间至少有一个空网格井密集区和主要模拟区应该适当增加网格数目,井周围通常用密网格,其他地区可用稀网格,模拟层的划分原则,在能够说明问题的前提下,尽量少用纵向网格,因为纵向层数对网格节点数影响较大对层间有较厚隔层,分隔状况良好的生产层位,应适当进行分开划分,以准确描述其层内流体分布;对有一定隔层,但分隔不明显,且大面积连通的层位可考虑将两层合并处理;对分布较小的小砂体,且与其它层位储量差别比较大的小层,可考虑将其平加到其相邻层位上去,这样对结果影响不大对层位较厚的大层,由于韵律性不同,层内流体分布不同,应将其分开。上下层之间的联系靠垂向渗透率来控制,一般取平面渗透率的1/5到1/10.,纵向,江苏油田真12断块E2d23,模拟层的划分,网格大小:25×25m,网格个数:66 ×22,模拟层的划分,平面,三维,1.组分定义2.密度、压缩系数3.粘度 线性加权 非线性加权,1.3 流体特征 FLUID DEFINITIONS,,,1.相渗曲线 油水相渗关系 气液相渗关系2.吸附 不可及孔隙体积 残余阻力系数,1.4 岩石与流体的特征 ROCK-FLUID PROPERTIES,,,,1.平衡计算2.直接赋值 Temp Pres So、Sw、Sg,1.5 油藏初始条件 INITIAL CONDITIONS,,1.迭代控制2.时间步长控制3.参数最大变化,1.6 数值计算控制 NUMERICAL CONTROL,1.井的定义2.射孔数据3.动态数据,1.7 井及生产动态数据 RECURRENT DATA,,,一 数值模型建立 二 历史拟合 三 结果分析 四 动态预测,汇报提纲,油田、单井压力,油田、单井产量,地质储量,油田、单井含水率等,模拟计算,与实测数据是否一致,动态预测,Yes,对原始参数调整,No,已有油藏参数,渗透率,孔隙度,各种动态数据等,饱和度,,,2.1 历史拟合的概念,二 历史拟合,历史拟合的目的是比较客观地认识油田的过去和现状,为开发动态预测打下基础。,直接求解 试凑法 自动历史拟合,二 历史拟合,2.2 历史拟合的目的,2.3 历史拟合的方法,2.4 历史拟合的指标,全油藏拟合 单井拟合,储量 压力 产量 含水率,不同参数的不同组合会得到相同的计算结果。为了避免参数修改的任意性,在历史拟合开始前必须确定各参数的可调范围,判断参数来源是否可靠,确定的参数一般不修改,或只在较小范围内修改;不确定的参数允许修改,可在较大范围内修改。,具体应用时应根据实际情况而定,2.5 历史拟合参数调整原则,二 历史拟合,它在任何油田都是不定参数。这不仅是由于测井解释的渗透率值与岩心分析值误差较大,而且井间的渗透率分布也是不确定的,因此渗透率的修改允许范围较大,可以放大或缩小2-3倍或更多。,(1)渗透率,二 历史拟合,2.5 历史拟合参数调整原则,油层测井解释的有效厚度与取芯资料对比,一般偏高30%左右,主要是钙质层和泥质夹层没有完全扣除,因此可调范围为-30%-0%。,油层孔隙度变化范围不大。因此孔隙度视为确定参数,不做修改,或允许改动范围在±3%。,二 历史拟合,2.5 历史拟合参数调整原则,(2)孔隙度,(3)有效厚度,(4)初始流体饱和度,一般认为是确定参数,必要时允许小范围修改。,流体压缩系数是实验测定的,变化范围较小,认为是确定的。而岩石压缩系数虽然也是实验测定的,但受岩石内饱和流体和应力状态等的影响,有一定的变化范围,而且与有效厚度相连的非有效部分也有一定弹性作用,考虑这部分的影响,允许岩石的压缩系数可以扩大一倍。,二 历史拟合,2.5 历史拟合参数调整原则,(5)岩石流体压缩系数,(6)油气PVT性质,一般认为是确定参数,在具体情况下也允许作适当修改,应根据具体情况而定。,(7)相对渗透率曲线,由于油藏模拟模型的网格粗,网格内部存在严重的非均质性,其影响不可忽视,这与均质岩心的情况不同,因此相对渗透率曲线应看做不定参数。即使在拟曲线的研究中,给出了较好的初值,但仍允许做适当的修改。,二 历史拟合,2.5 历史拟合参数调整原则,数值模拟的第一步是对油藏的地质储量作出拟合,因为地质储量是一个比较敏感的参数,一般上报储量会并确定下来,以后的各种开发指标均以此地质储量为准。当地质储量有差别时,应先对输入的参数做检查,看是否存在较大误差。,(1)地质储量拟合,相关参数:饱和度、有效厚度、孔隙度、压缩系数等,二 历史拟合,2.6 历史拟合的一般操作方法,储量,二 历史拟合,2.6 历史拟合的一般操作方法,在进行全区压力拟合时,首先着重拟合压力水平,兼顾拟合压力变化形状。当拟合压力的变化形状与实测基本一致时,只是压力水平不同时,主要调整压缩系数和孔隙体积。当分析发现注采关系不正确时,可根据注采平衡的原则对边界井劈分系数进行调整或修改注水井指数。当油水井的压差过大时,表明全区渗虑能力过低,可适当提高相对渗透率的端点值。单井的压力拟合主要调整表皮效应达到对单井压力动态的拟合,有时也可调整井周围地区的渗透率或方向渗透率。,(2)压力拟合,二 历史拟合,2.6 历史拟合的一般操作方法,含水率拟合最常用的方法是修改相对渗透率曲线,有时也调整油水界面和油气界面的位置,同时原油的粘度对含水率也有一定的影响。与压力拟合类似,含水率拟合也要分为全区拟合和单井拟合。,(3)含水率拟合,二 历史拟合,2.6 历史拟合的一般操作方法,,水相相对渗透率曲线调整,例如位于油区的油井开井初期见水,而实际情况并没有见水,有时出现见水滞后,其主要原因可能是:相渗关系的端点值与初始流体饱和度不匹配,需要进行调整和修正。,二 历史拟合,调整渗透率的分布或原油粘度后,压力分布和单井压力都发生变化,当调整相对渗透率曲线时,由于该相流量也随之发生相应的改变,必然导致压力变化,例如当水的相对渗透率曲线下移时,由于水相的流量减少,必然导致流动时压力值减少,所以在含水率拟合好后,必须再对压力进行必要的调整。压力、含水率、气油比等都已经拟合好后就可以进行动态预测了。,二 历史拟合,注意:,二 历史拟合,区块日产油,区块累产油,区块含水率,单井含水率,一 数值模型建立 二 历史拟合 三 结果分析 四 动态预测,汇报提纲,只有通过对拟合结果的分析,才能确定出需要进行调整的方案。其分析的主要内容是,根据剩余油饱和度分布,分析剩余油的控制状况及所在位置,由层间开发指标分析各层动用状况,对层内剩余油饱和度进行研究,寻找水淹规律,由剩余储量分布,水淹分布提供新的井点,提出各种提高采收率方案。,三 结果分析,对于分析内容:采出程度对比(或累积采油量)含水率对比地层平均压力对比剩余油饱和度、储量等分布图年产油量对比,三 结果分析,原始饱和度图,目前饱和度图,一 数值模型建立 二 历史拟合 三 结果分析 四 动态预测,汇报提纲,进行数值模拟研究的最终目的都是为了对油田未来的动态进行预测。历史拟合结束之后通过分析油层综合开采状况、压力与流体饱和度分布状况等,总结以往开发的经验,发现今后的开发潜力,并制定出油田的开发调整方案。,四 动态预测,继续生产打新井合理采油速度合理井网合理注水时机,四 动态预测,方案制定,方案预测 维持地层压力 如何进行注采调整,保持多大注采比,采用何种注采井网,确定合理的注入采出量。 加密井方案 提供新井的井位,射开层数,产量含水估计,生产压差估计 调整方案 补孔,压裂,酸化等单井措施 封堵,工作制度 细分层系,不稳定注水 强化采油方案 综合调整,预测最终采收率(=98%),经济评价,提高效果,四 动态预测,四 动态预测,水驱方案和优化方案对比,不同井网优化方案对比,采出程度VS时间,采出程度VS含水率,含水率VS时间,累产油VS时间,Thank you!,
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