CMG数模软件S RS模块使用入门教程

CMG数模软件培训庞占喜2007.3.17中国石油大学（北京）目录*CMG软件简介*STARS模块主要关键字*STARS模块泡沫的模拟*STARS模块所需数据的准备及处理*STARS模块油藏热采模型的建立*油藏热采模型的运行及结果后处理*氮气及氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组一、CMG软件简介STARSIMEXGEMMODELBUILDERGRIDBUILDER3D2DCMG可以进行常规黑油模拟、稠油热采模拟、组分模拟以及泡沫模拟。STARS模块是三维、四相、多组分、热采、蒸汽添加剂模拟器。其数据体文件为*.dat,计算产生的文件包括:输出文件*.out(用户查看),SR2二进制索引文件*.irf(数据后处理),SR2二进制结果文件*.mrf(二进制计算结果存储)。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组油藏模型数据体包含 内容 财务内部控制制度的内容财务内部控制制度的内容人员招聘与配置的内容项目成本控制的内容消防安全演练内容 STARS数据体INPUT/OUTPUTCONTROL：输入/输入控制，定义控制模拟器输入和输出行为的各个参数，例如，文件名、单位、out文件和SR2文件写入频率，重启文件的定义等。GRIDANDRESERVOIRDEFINITION：网格和油藏定义，这部分包括：模拟网格的定义、天然裂缝油藏选项、离散化井筒定义、基本油层岩石特性、区块选项，其他油藏特性描述（岩石压缩系数、岩石热物性参数、顶底盖层热损失系数、井筒热损失系数、水体）。FLUIDANDCOMPONENTDEFINITIONS：流体和组分定义，定义组分名称、个数，相应的K值，各组分的基本参数（摩尔质量、密度、粘度、临界温度、临界压力，化学反应式等）。一、CMG软件简介中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组油藏模型数据体包含内容STARS数据体ROCK-FLUIDPROPERTIES：岩石-流体特性，定义相渗曲线，毛管压力、组分的吸附和扩散特性；（*泡沫的定义以及相渗插值的定义）。INITIALCONDITIONS：初始条件，这部分包括：初始压力（或者参考压力及参考深度），初始温度，初始的饱和度场（或者油水界面及油气界面）WELLANDRECURRENTDATA：井定义和生产动态数据，定义井名、井位和完井层位，设置相对应的生产动态数据。NUMERICALMETHODSCONTROL：数值方法控制，这部分定义模拟器数值方法参数：时间步数、非线性迭代解法、误差控制；（*等温、非等温控制项）一、CMG软件简介中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组INPUT/OUTPUTCONTROL输入/输出文件名(可选)*FILENAMES(建立重启文件用)错误检查的模式(可选)*CHECKONLY项目的主要名称(可选)*TITLE1,*TITLE2,*TITLE3,*CASEID输入/输出单位控制(可选)*INUNIT,*OUTUNIT 质量守恒选项(可选)*MASSBASIS错误信息的最大数量(可选)*MAXERROR重启文件选项和最大计算步数*RESTART,*MAXSTEPS写入重启文件选项(可选)*WRST,*REWINDOUT文件写入频率(可选)*WPRN写入OUT文件中的信息选项(可选)*OUTPRN,*PARTCLSIZE SR2文件写入频率(可选)*WSRF写入SR2文件中的信息选项(可选)*OUTSRF,*SR2PREC,*SRFASCII,*XDR网格数组输出方向选项(可选)*PRNTORIEN,*PRINT_REF方程组求解信息输出选项(可选)*OUTSOLVR模拟计算终止方式选项(可选)*INTERRUPT二、STARS模块主要关键字中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组GRIDANDRESERVOIRDEFINITION网格类型选项*GRID,*KDIRI方向网格步长(必需)*DIJ方向网格步长(必需)*DJK方向网格步长(必需)*DK网格中心深度选项(条件)*DEPTH网格顶部深度数据(条件)*DTOP油层中部深度数据(条件)*PAYDEPTH网格倾角数据(条件)*DIP局部网格加密选项(条件)*REFINE,*RANGE网格几何特征修正选项(可选)*VAMOD,*VATYPE（修正部分网格的面积及体积）无效网格选项(可选)*NULL离散井筒选项(条件)*WELLBORE,*RELROUGH,*LAMINAR,*TRANSIENT,*CIRCWELL,*WELLINFO,*REGIME,*WELLWALL,*TUBINSUL,*ANNULUSWAL,*CASING,*FILM_COND,*RANGE,*WBZ,*WBZADJ二、STARS模块主要关键字中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组二、STARS模块主要关键字GRIDANDRESERVOIRDEFINITION孔隙度数据输入标志(必需)*POR渗透率数据输入标志(必需)*PERMI,*PERMJ,*PERMK孔隙体积修改因子(可选)*VOLMOD有效厚度(可选)*NETPAY净毛比(可选)*NETGROSS传导率因子(可选)*TRANSI,*TRANSJ,*TRANSK,*TRANSIJ+,*TRANSIJ-,*TRANSIK+,*TRANSIK-尖灭网格输入(可选)*PINCHOUT,*PINCHOUTARRAY断层选项(可选)*FAULT,*FAULTARRAY门限孔隙体积(可选)*PVCUTOFF（如果网格的孔隙体积小于此值，此网格将被设定为无效网格）油层分段选项(可选)*SECTOR,*SECTORARRAY网格定义结束标志(必需)*END-GRID中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组二、STARS模块主要关键字OTHERRESERVOIRDEFINITION岩石类型*ROCKTYPE,*THTYPE岩石压缩系数(必需)*PRPOR,*CPOR,*CTPOR,*CPORPD,*PORMAX岩石热物性参数(可选)*ROCKCP,*THCONR,*THCONW,*THCONO,*THCONG,*THCONMIX盖底层热损失参数(可选)*HLOSSPROP,*HLOSST,*HLOSSTDIFF井筒热损失参数(可选)*RTI,*RTO,*RIN,*RCI,*RCO,*RH,*ETO,*ECI,*EIN,*EE,*XKE,*XKIN,*XKCM,*XAE,*DEPTH,*CDEPTH,*ANG,*AGD水体模型*AQUIFER,*AQGEOM,*AQH,*AQPERM,*AQCOMP,*AQPOR,*AQVISC,*AQRCND,*AQRCAP中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组FLUIDANDCOMPONENTDEFINITIONS组分类型及名称(必需)*MODEL,*COMPNAMEK值相关系数*KV1,*KV2,*KV3,*KV4,*KV5K值 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf *GASLIQKV,*LIQLIQKV,*KVTABLIM,*KVTABLE,*KVKEYCOMP摩尔质量(必需)*CMM临界特性(必需)*TCRIT,*PCRIT,*IDEALGAS参考条件*PRSR,*TEMR,*PSURF,*TSURF,*SURFLASH流体焓系数*CPL1,*CPL2,*CPL3,*CPL4,*CPG1,*CPG2,*CPG3,*CPG4,*HVR,*EV,*HVAPR固相特性(必需)*SOLID_DEN,*SOLID_CP二、STARS模块主要关键字中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组FLUIDANDCOMPONENTDEFINITIONS液相标识*LIQPHASE,*WATPHASE,*OILPHASE（随后的特性参数赋值对象）液相密度(必需)*MOLDEN,*MASSDEN,*MOLVOL,*CP,*CT1,*CT2,*GASSYLIQ液相密度非线性计算参数*DNMIXCOMP,*DNMIXENDP,*DNMIXFUNC气相粘度*AVG,*BVG,*GVISCOR液相粘度(必需)*AVISC,*BVISC,*VISCTABLE,*XNACL液相粘度非线性计算参数*VSMIXCOMP,*VSMIXENDP,*VSMIXFUNC指定网格的粘度类型(可选)*VISCTYPE,*VSTYPE关键化学反应方程式参数*STOREAC,*STOPROD,*FREQFAC非关键化学反应方程式参数*RENTH,*RPHASE,*RORDER,*EACT,*O2PP,*O2CONC,*RTEMLOWR,*RTEMUPR二、STARS模块主要关键字中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组ROCK-FLUIDPROPERTIESRock-Fluid数据起始标志(必需)*ROCKFLUID岩石类型数据*RPT,*KRTYPE,*RTYPE插值参数*INTCOMP界面张力数据*INTLIN,*INTLOG,*IFTTABLE泡沫插值参数*FMSURF,*FMCAP,*FMOIL,*FMGCP,*FMOMF,*FMMOB,*EPSURF,*EPCAP,*EPOIL,*EPGCP,*EPOMF二、STARS模块主要关键字有关泡沫参数的设置及泡沫模拟方法后面介绍。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组ROCK-FLUIDPROPERTIES插值序号及参数*KRINTERP,*DTRAPW,*DTRAPN,*WCRV,*OCRV,*GCRV,*SCRV水油相渗数据表*SWT气液相渗数据表*SLT相渗临界点*SWR,*SORW,*SGR,*SORG,*SWRG,*KRWRO,*KROCW,*KRGCW,*PCWEND,*PCGEND相渗临界点随时间的变化数据*KRTEMTAB组分弥散系数*DISPI_WAT,*DISPJ_WAT,*DISPK_WAT,*DISPI_OIL,*DISPJ_OIL,*DISPK_OIL,*DISPI_GAS,*DISPJ_GAS,*DISPK_GAS吸附组分函数*ADSCOMP,*ADSLANG,*ADSTABLE依赖于岩石性质的吸附数据*ADSROCK,*ADMAXT,*ADRT,*PORFT,*RRFT,*ADSTYPE二、STARS模块主要关键字中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组INITIALCONDITIONS初始条件输入标识(必需)*INITIAL垂向平衡输入标识(可选)*VERTICAL,*REFPRES,*REFDEPTH,*REFBLOCK原始地层压力及温度*PRES,*TEMP原始饱和度*SW,*SO,*SG,*DWOC,*DGOC原始各相的摩尔分数*MFRAC_WAT,*MFRAC_OIL,*MFRAC_GAS,*PBC原始固相浓度*CONC_SLD二、STARS模块主要关键字中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组NUMERICALMETHODSCONTROL数值控制输入标志(可选)*NUMERICAL最大时间步长(可选)*DTMAX数值模型算法选项(可选)*TFORM,*ISOTHERMAL每时步变量的正常变化量(可选)*NORM松弛选项(可选)*CONVERGE,*MATBALTOL最大牛顿迭代次数(可选)*NEWTONCYC低松弛选项(可选)*UNRELAX上游权计算选项(可选)*UPSTREAM线性解法的收敛精度(可选)*PRECC最大正交化次数(可选)*NORTH网格块的求解排序(可选)*SORDER最大迭代次数(可选)*ITERMAX自适应隐式求解方法(可选)*AIM回流关闭开关(可选)*BAKFLOSW压力和温度的限制值(可选)*MINPRES,*MAXPRES,*MINTEMP,*MAXTEMP每时步最大相转变次数(可选)*PVTOSCMAX二、STARS模块主要关键字中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组WELLANDRECURRENTDATA井和动态数据输入标识(必需)*RUN模拟参考时间*TIME,*DATE,*DTWELL井定义标识(必需)*WELL井组定义(可选)*GROUP,*GROUPWT井类型定义(必需)*PRODUCER,*INJECTOR,*SHUTIN,*OPEN注入蒸汽特性参数*TINJW,*QUAL,*PINJW,*TINJOV,*HEATLOSS注入相的含量*INCOMP井控制选项(必需)*OPERATE控制条件转换开关(可选)*CONSTRNCHK井监测选项(可选)*MONITOR井筒几何特征(条件)*GEOMETRY井的完井层位(条件)*PERF垂直井的完井层位(条件)*PERFV加密网格完井层位(条件)*PERFRG改变井动态数据选项*ALTER模拟终止标志(必需)*STOP二、STARS模块主要关键字热采模型中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置组分特性的选择及计算两相相渗内插函数的参数选择泡沫特性参数的选择吸附特性参数的选择注入井注入参数的选择及计算中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置组分特性的选择及计算*MODEL6642**组分总个数油气水中组分总个数油水中组分总个数(水相中组分总个数)*COMPNAME'WATER''SURFACT''OIL''SOL_GAS''N2''LAMELLA'**-------------------------------------------*CMM0.0180.3080.40.0180.0280.018**各组分的摩尔质量，Kg/mol*MASSDEN1000.01137.0965.014.46**各组分的质量密度mol/m3*PCRIT22048992.81475.5454433943394**临界压力，注意单位KPa*TCRIT374.0527.0434.0-82.72-147.0-147.0**临界温度，单位，摄氏度在STARS中，把气泡和液膜看作一种稳定的分散组分，存在于某相或某几相中的。把泡沫的各种特征作为该分散组分的性质来处理，包括吸附特性、封堵孔道的特性、非线性粘度特性、扩散传播等。通过合理选择输入数据，适当的选取该分散组分的性质，可以描述泡沫流现象。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置组分特性的选择及计算已知：发泡剂原液密度为1.044g/cm3，有效浓度为35％，发泡剂的摩尔质量为0.308kg/mol，水的摩尔质量为0.018kg/mol，现在求纯发泡剂的质量密度。假设单位体积发泡剂溶液中，发泡剂的体积为x，则水的体积为（1-x），若纯发泡剂的质量密度为DENs，水的密度为DENw，则可以求出单位体积发泡剂溶液中纯表活剂所占的体积和质量密度（MASSDEN），同样可以求出对应的摩尔密度（MOLDEN）和摩尔体积（MOLVOL）。各组分质量密度、摩尔密度、摩尔体积的计算方法中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置两相相渗内插函数的参数选择高界面张力和低界面张力间的插值计算：考虑一种岩石类型，常规的油水相渗与高界面张力（无表活剂存在）所对应；当表活剂加入该系统时，残余饱和度Sr降低，润湿性发生改变。最后，由于高的表活剂浓度，极低的界面张力，导致Sr降低，Kr成直线。利用内插函数DTRAPW和DTRAPN在高界面张力时Kr曲线和极低界面张力时Kr曲线间插值，从而得到不同界面张力时的相渗曲线。所需的参数包括：插值组分（INCOMP）、界面张力数据（IFTABLE）、泡沫插值函数（FMSURF）、相渗内插函数（DTRAPW和DTRAPN）、高低界面张力时的相渗曲线（SWT和SLT）。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置两相相渗内插函数的参数选择高界面张力和低界面张力间的插值计算有无表活剂时油水相渗曲线图有无表活剂时气液相渗曲线图中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置泡沫插值函数*FMSURFfmsurf临界表活剂浓度*FMCAPfmcap临界毛管数*FMOILfmoil临界油饱和度*FMGCPfmgcp临界总毛管数*FMOMFfmomf临界油摩尔分数*FMMOBfmmob流度降低因子*EPSURFepsurf临界摩尔分数指数*EPCAPepcap临界毛管数指数*EPOILepoil临界含油饱和度指数*EPGCPepgcp临界总毛管数指数*EPOMFepomf临界油摩尔分数指数只有当*INCOMP和*IFTABLE都出现时，泡沫插值函数有效。FMMOB的取值：在临界表活剂浓度FMSURF时，So=0.0，油摩尔分数为0时测出。典型值：FMSURF=0.00001,FMCAP=0.0001,FMOIL=0.2,FMGCP=1.0*10^-6,FMOMF=0.2,EPSURF=1.0,EPCAP=0.5,EPOIL=1.0,EPGCP=1.0,EPOMF=1.0。当考虑毛管数的变化时，收敛性较差，可取EPCAP=0中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置吸附特性参数*ADSCOMP‘SURFACT‘*WATER吸附组分名组分所在相*ADMAXT4.0E-1*RRFT1.0最大吸附量残余阻力因子*ADSLANG8.41E+302.1E+4Langmuir等温吸附系数*ADSCOMP'LAMELLA'*GAS*ADMAXT3.2E-1*RRFT2.0*ADSLANG0.48E+601500表活剂吸附数据液膜吸附数据*ADMAXT对吸附计算是必须的参数，用于计算残余阻力因子造成的绝对渗透率的降低。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置注入井注入参数的计算*INJECTOR*MOBWEIGHT5**'INJ-N2'*OPERATE*MAX*STG14400*CONT*OPERATE*MAXBHP28000*INCOMP*GAS00000.9560.044*GEOMETRY**RadGeofacWfracSkin0.0890.24910*PERF*GEO5**ijkFF202015:16*INJECTOR*MOBWEIGHT6**INJ-SURF*OPERATE*MAX*STW60*CONT*OPERATE*MAXBHP28000*INCOMP*WATER.9970.00300*GEOMETRY**RadGeofac WfracSkin0.0890.24910*PERF*GEO6**ijkFF202015:16定义注氮气井定义注表活剂井以600Nm3/h为例，则日注气量为：600*24＝14400Nm3/d；最大注气压力取28Mpa；根据理想气体公式和气液比而确定表活剂溶液的日注入量。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组三、STARS模块泡沫的模拟与泡沫有关的设置注气井注入气量和液量的计算注入气量的计算：注气速度为600Nm3/h，则日注气量为600*24＝14400Nm3/d。假设气液比为1:1，则在注入压力为28MPa下，由理想气体方程可以求出日注入液量为60m3/d。注入井注入参数的计算注入表活剂摩尔浓度的计算假设表活剂溶液浓度0.5wt％（质量浓度），设单位体积溶液中注入纯水体积为Vw，则单位体积中表活剂所占体积为（1-Vw），又因为纯表活剂密度为1137.0Kg/m3，水密度为1000.0Kg/m3，即可计算出注入表活剂溶液中表活剂的摩尔浓度。泡沫模型中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组研究过程油藏静态和动态特征油藏静态资料整理将模拟区块内各井的测井资料根据油组和层位分别进行统计整理，即将每油组中同一小层的井号、井口坐标、顶面深度、底面深度、砂层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度和解释结果统计到一张表格内，以便于插值得到目标井组的静态参数场。四、STARS所需数据的准备及处理中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组四、STARS所需数据的准备及处理研究过程油藏静态和动态特征油藏静态资料整理根据勘探资料，按油组、层位、钻遇井号、代表井、井深、海拔统计油水界面资料。根据勘探资料，确定每个油组的含油面积、有效厚度、平均孔隙度、含油饱和度、原油密度、原油体积系数，根据容积法进行储量复算，从而得到目标区块的储量。油水界面统计目标区块储量复算结果中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组四、STARS所需数据的准备及处理研究过程油藏静态和动态特征油藏静态资料整理目标井组完井层位表根据完井资料，按井名、油组、层位、解释结果统计射孔资料，同时列出各对应的模型中的模拟层位。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组四、STARS所需数据的准备及处理研究过程油藏静态和动态特征油藏动态资料整理目标井组区块生产动态统计表根据单井生产动态资料，按生产天数、日产液、日产水、日产油、累产液、累产水、累产油、含水率、采出程度排列方式统计区块和单井的月产量动态数据，然后按月平均得到日产，并计算相应的含水率。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组四、STARS所需数据的准备及处理研究过程油藏静态和动态特征油藏动态资料整理E20井生产动态统计表根据单井生产动态资料，按生产天数、日产液、日产水、日产油、累产液、累产水、累产油、含水率、采出程度排列方式统计区块和单井的月产量动态数据，然后按月平均得到日产，并计算相应的含水率。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立面积：2.32平方公里，模拟区块共有两个井组，17口生产井，其中包括两口新完钻的水平井(E6Hs和E10Hs)。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立研究过程模拟区块选择及网格划分旋转一定角度目标井组油藏模型的建立将模拟区块的边界划定之后，如图所示的断层和蓝色边框包括的区域，将区域内的边界、井点旋转一定角度，以利于插值和建模，从而减少网格数，平滑边界。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组平面上的网格数为：40×30，网格步长为:dx＝50m;dy＝50m纵向上分为31个小层，Nm0、Nm1、Nm2、Nm3四个油组。总网格数:37200五、STARS模块油藏热采模型的建立中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组 注：★主力层；☆油水过渡带所在层五、STARS模块油藏热采模型的建立表13QHD32-6油田西区目标井组地质小层和模拟小层对应关系表 模拟层号 地质小层号 模拟层号 地质小层号 模拟层号 地质小层号 1 Nm0-5 12 Nm1-4 23 Nm3-2 2 Nm0-6 13★ Nm2-1 24 Nm3-2 3 Nm0-6 14★ Nm2-1 25 Nm3-3 4 Nm0-7 15★ Nm2-2 26 Nm3-3 5 Nm0-8 16★ Nm2-2 27 Nm4-1 6 Nm1-1 17★ Nm2-3 28 Nm4-2 7 Nm1-1 18☆ Nm2-3 29 Nm4-3 8 Nm1-2 19 Nm2-4 30 Nm4-3 9 Nm1-2 20 Nm2-4 31 Nm5-1 10 Nm1-3 21 Nm3-1 11 Nm1-3 22 Nm3-1中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立表14QHD32-6油田模拟区块地层及流体基本参数 油层埋深(m) 965.0~1333.3 地层平均孔隙度(%) 32.02 模拟区块含油面积(km2) 2.32 原始气油比(m3/t) 39.0 模拟计算地质储量(104t) 1713.1 脱气原油密度(g/cm3) 0.943~0.962 原始地层压力(MPa) 11.33 地层原油粘度(mPa·s) 80.0~120.0 饱和压力(MPa) 5.12 原始含油饱和度(%) 68.3 油藏温度(℃) 61.0 原油体积系数(frac) 1.052~1.068 平均有效厚度(m) 39.33 原油压缩系数(10-4/MPa) 5.41 地层平均渗透率(10-3µm2) 1313.7中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立研究过程模拟区块选择及网格划分目标井组油藏模型的建立将模拟区块的边界X、Y坐标、井点的X、Y坐标，以及需旋转的角度代入上面的两个公式内，即可得到旋转后的井点坐标和边界坐标。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立研究过程模拟区块选择及网格划分目标井组油藏模型的建立根据地质分层资料划分垂向上的模拟层，平面上根据划分的边界进行网格划分，求出每个井点所在的网格，断层所在的网格。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立研究过程模拟区块地质模型的建立目标井组油藏模型的建立1.将统计好的每口井的静态资料进行插值，从而得到每个网格的静态参数值，包括顶面深度、砂层厚度、有效厚度（净毛比）、XYZ方向的渗透率、孔隙度；2.添加断层数据以及白化断层（封闭边界）外的网格；3.添加水体，一般当三维网格范围没有包含全部的外接水体时，才需要加水体。在划分网格时边底部一般至少留出一个网格用于连接水体。地质模型建立完毕中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组根据整理的油田静态资料，利用SURFER软件进行插值，建立油藏地质模型。五、STARS模块油藏热采模型的建立中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立研究过程流体及组分的定义目标井组油藏模型的建立流体及组分定义及参数输入：定义模拟区内的组分，输入组分的摩尔质量、流体压缩系数、热物性参数等粘温曲线的输入：输入油藏条件下液相粘度随温度变化的数据表油藏岩石类型定义油水及气液相渗曲线的输入：输入不同温度时的油水及气液相渗，相渗曲线的临界点；泡沫参数的输入：根据室内实验数据确定泡沫参数μo—地层条件下原油粘度,mPa•s;μoa—地层温度下脱气原油粘度,mPa•s;A,B—经验系数，由线性回归确定中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组五、STARS模块油藏热采模型的建立研究过程初始条件的输入目标井组油藏模型的建立原始地层压力的输入：输入参考压力和参考压力对应的参考深度原始饱和度场的输入：根据平衡区的划分，输入油水界面，建立初始饱和度场；或者直接输入含油饱和度、含水饱和度和含气饱和度（或者输入溶解气油比）。原始地层温度的输入：生产动态的输入井的定义：根据井所在平面网格和完井所在模拟层位进行井的定义；生产动态数据的输入：根据实际的生产过程，按定液生产输入生产数据中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理主程序窗口STARS中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理主程序窗口中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理数据运行窗口中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理数据运行窗口中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理研究过程油气藏数值模拟主要历史拟合指标及影响参数开发过程的历史拟合油气水储量构造图、地层厚度、孔隙度、有效厚度、油水（油气）界面、油气饱和度（场）、束缚水饱和度（场）、毛管压力、油气水体积系数、溶解气油比、数字（网格、解析）水体。地层压力构造断层、地层厚度、夹层和隔层、孔隙度、渗透率、参考深度、压力梯度、压力场、数字（网格、解析）水体、油气水压缩系数。含水率或产量1．油气水储量、油水（油气）界面、油气水饱和度（场）、井网格位置；2．构造断层、夹层和隔层、尖灭区；3．油气水粘度、相渗曲线（束缚水、残余油（气）、端点值）、过渡带（毛管压力）；4．渗透率、孔隙度；5．网格形状与类型、网格步长与垂向厚度、油气藏模型类型、井层间产出量矛盾；6．地层厚度、有效厚度、数字（网格、解析）水体、地层压力；7．油气水比重、体积系数、溶解气油比。基本上按影响从大到小的顺序排列中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理研究过程油气藏数值模拟历史拟合的顺序开发过程的历史拟合中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组六、热采模型的运行及结果后处理研究过程油气藏数值模拟不确定和确定参数的修改程度开发过程的历史拟合孔隙度为确定性参数对于一个实际油田，孔隙度的变化范围较小，层内孔隙度的变化更小，一般不做修改，或者允许改动的范围很小。渗透率为不确定性参数由于渗透率的值来源于测井解释、岩心 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 和试井解释，而且井间渗透率的分布也不确定，随着生产的进行渗透率也发生着变化，因此渗透率的修改范围较大，一般可放大或者缩小2～3倍，甚至更多。有效厚度为确定性参数一般不允许调整，当个别井点没有提供有效厚度解释时，可以进行适当修改。岩石压缩系数为确定性参数岩石压缩系数为敏感性参数，实际开发过程中，岩石压缩系数受流体和应力变化影响，因此岩石压缩系数可扩大1倍。初始压力和流体分布为确定性参数；油、气（汽）、水PVT性质为确定性参数；相对渗透率数据为不确定性参数。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟对生产井而言，压水锥技术改变油藏流体的相对渗透率，有利于提高原油的流动能力而降低水的流动能力；实施压锥措施时，先注一个段塞的非凝析气体，随后注入一定量的表活剂溶液。油田现场试验结果表明：实施压锥措施后，生产井的剩余油得到启动，有些井的剩余油的启动量达到了50%以上。现场应用情况证明每实施一次压锥措施，有效期可以达到大约1年时间。使用油田标准设备即可实施压锥措施，通常实施措施一周后油井即可见效。氮气泡沫压锥堵水的机理中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组压锥方法：在底水锥进的生产井中实施氮气泡沫压锥措施，即注入氮气和泡沫剂溶液；然后关井，进行焖井；再开井生产，进行多轮次氮气泡沫吞吐。七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟氮气泡沫压锥堵水的机理中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组主要机理：（1）向水锥井中高压注入氮气，近井区域快速升压，促使近井地带水锥下移——压锥（2）压锥过程中，由于重力分异作用，气体上浮，油、水下移，形成新的气油、油水界面，近井带形成原油富集区——增油（3）泡沫剂是亲水的表面活性剂，大部分进入含水高区域，使泡封堵渗流通道，降低水相的相对渗透率——控水（4）水锥被压低到一定高度，同时，水锥带是泡沫的富集区域，是水渗流的高阻力区域，在合理的生产压差下，气泡稳定在多孔介质中，生产时阻挡底水锥进——降水七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组建立的模型如图所示：地层倾角为5度；油水界面在1152m；油层划分为20个层，射孔1:16层，氮气/氮气泡沫注入层位为15和16小层；水层划分为5个层；dx＝20m，dy＝20m，油层dz＝1m，水层dz＝8m；取九点井网的1/4为研究对象，其中Well4为氮气/氮气泡沫实施井，其他3井始终以原工作 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 生产。井的工作制度：生产井日产液量：80方/天；注入井日注气量：14400方/天（标况）；气液比为1:1（井底状况）。1、理论模型的建立Well4七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟2、模型参数的选择井组模型地层及流体参数表 油层顶面深度（m） 1000.0 地层渗透率（10-3μm2） 1313.7 油层倾角（°） 5.0 地层孔隙度（%） 32.02 模型含油面积（km2） 1.0 地层原油粘度（mPa·s） 81.06 模型地质储量（104t） 209.06 原始含油饱和度（%） 68.3 原始地层压力（Mpa） 11.33 原油体积系数 1.052 油藏温度（℃） 60.0 原油压缩系数（10-4/Mpa） 5.41 油层有效厚度（m） 40.0 原始油水界面（m） 1152.0中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟3、泡沫及表活剂参数的选择模型中所用表活剂参数表表面张力随表活剂浓度的变化数据表 表活剂摩尔质量（kg/mol） 308 表活剂浓度影响指数 1.0 表活剂溶液粘度（mpa·s） 1.0 毛管数影响指数 1.0 临界发泡摩尔浓度 0.5×10-4 含油饱和度影响指数 1.0 临界毛管数 2.0×10-4 泡沫残余阻力因子 2.0 临界含油饱和度（%） 20.0 最大吸附量（mol/m3） 0.4 表活剂摩尔浓度 表面张力（mN/m） 0.0 7.29 2.0×10-4 5.17中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组由图可以看出：实施注氮气和注泡沫压锥措施后，Well4的单井日产油量增幅较大，其中第一周期时的日产油量，注泡沫达到52.48方/天，注氮气达到34.02方/天；对比而言，注泡沫的效果要远优于注氮气压锥增油的效果。4、不同方式时生产动态的对比日产油量的变化情况七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟52.48方/天34.02方/天4.11方/天不同压锥措施时WELL4日产油量随生产时间的变化曲线中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组由图可以看出：实施注氮气和注泡沫压锥措施后，Well4的单井单井含水率在每周期降幅较大；对于注泡沫而言，含水率最大降幅从94.86%降至34.43%；注氮气时含水率的最大降幅从94.86降至57.48%。第一周期后，注泡沫压锥优势更为明显。4、不同方式时生产动态的对比含水率的变化情况94.86％34.43％57.48％不同压锥措施时WELL4综合含水率随生产时间的变化曲线七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组由图可以看出：实施注氮气和注泡沫压锥措施后，Well4的单井累积产油量增幅较大；实施压锥措施四周期后，注泡沫的累积产油量达到4.69万方，注氮气的累积产油量为3.25万方，为实施压锥措施时的累积产油量仅为2.10万方。4、不同方式时生产动态的对比累积产油量的变化情况不同压锥措施时WELL4累积产油量随生产时间的变化曲线七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组5、未采取压锥措施时的水锥变化低部位井见水时，生产30天低部位井生产1年低部位井生产3年低部位井生产5年低部位井生产7年低部位井生产9年由水锥变化图可以看出：低部位的井（WELL3和WELL4）在生产30天后开始见水，见水后日产油量迅速下降，含水率迅速增加；生产1年后，水锥已上升到第12层，即油水界面上升了9m；生产3年后，水锥上升到第11层，水锥底部最大半径达到60m，此时水锥基本稳定，变化不大；水锥锥进到生产井后，造成生产井基本产水，因此必须对水锥锥进严重的井进行压锥处理。七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组6、注氮气压锥措施时的水锥变化七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟注入过程由水锥变化图可以看出：注氮20天可以实现把水锥基本压回原始油水界面，注氮30天时水锥完全回到原始油水界面。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组6、注氮气压锥措施时的水锥变化注氮气结束时注氮气结束后生产2个月注氮气结束后生产10个月注氮气结束后生产5个月生产过程由水锥变化图可以看出：低部位井（WELL4）在注氮气结束后生产2个月，水锥基本没有变化，至生产5个月的时候，水锥又上升到WELL4的底部，油井见水，至生产10个月油水界面又恢复到未实施措施前的状态，因此可认为实施注氮气压锥时，第1周期的有效期较长，基本达到了10个月。七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组注入过程7、注氮气泡沫压锥措施时的水锥变化注氮气泡沫初始时注氮气泡沫10天注氮气泡沫20天注氮气泡沫5天注氮气泡沫15天注氮气泡沫30天由水锥变化图可以看出：注氮20天可以实现把水锥基本压回原始油水界面，注氮30天时水锥完全回到原始油水界面。七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组7、注氮气泡沫压锥措施时的水锥变化注氮气泡沫结束时注氮气泡沫结束后生产2个月注氮气泡沫结束后生产12个月注氮气泡沫结束后生产5个月由水锥变化图可以看出：低部位井（WELL4）在注氮气结束后生产2个月，水锥基本没有变化，至生产5个月的时候，水锥又上升到WELL4的底部，油井见水，至生产12个月油水界面又恢复到未实施措施前的状态，因此可认为实施注氮气泡沫压锥时，第1周期的有效期基本达到了12个月。而后的每个周期的有效期时间都较长，能够实现控水增油的效果。七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟生产过程中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组注氮气第一周期注氮气第二周期注氮气第三周期注氮气第四周期注泡沫第一周期注泡沫第二周期注泡沫第三周期注泡沫第四周期8、注氮和注泡沫时不同周期水锥变化对比图由两种开发方式的氮气控制范围变化图可以看出：在第1周期时，无论是注氮气压水锥还是注氮气泡沫压水锥，都可以把水锥压回原始油水界面；但是从第2周期开始，注氮气压锥注氮气30天时，水锥仍然存在，没有被压回原始油水界面；而注氮气泡沫时，每周期注氮气30天都可以把水锥压回原始油水界面，这说明注入的氮气和表活剂溶液在地层内产生了大量的稳定泡沫，可以有效的抑制氮气的窜流，从而把水锥压至合适的高度，实现了控水增油的效果。七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟注入过程中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组9、注氮和注泡沫时不同周期氮气控制范围对比图由两种开发方式的氮气控制范围变化图可以看出：注氮气和泡沫压锥方式在各对应阶段的氮气控制范围不同，注氮井的控制范围要大于注泡沫井的控制范围，说明泡沫注入井井底由于泡沫的大量产生，增大了气相的渗流阻力因子，抑制了氮气的流动，因此在垂向上氮气的波及范围较小，被捕集的氮气以泡沫气相的形式停留在生产井底部的水锥部位，从而抑制底水继续锥进到生产井内。七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟注入过程中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组10、小结七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟注氮气、氮气泡沫可以实现压水锥、控制水锥锥进、实现增油的效果，但是注氮气的控水增油效果较差，其可以把水锥压回油水原始界面，但是不能有效控制水锥的再次锥进，有效期较短；注氮气泡沫可以有效实际压锥、堵水、控水增油的目的，有效期较长。对于底水油藏底水锥进严重的井，实施氮气泡沫吞吐压锥措施后，生产过程中含水率明显降低，原油产量明显升高；因此，氮气泡沫压水锥控水增油措施是底水油藏控制水锥锥进和增加原油产量的有效开发方式。中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组