eclipse油藏数值模拟新手入门

油藏数值模拟一些入门心得共享第一eel ipse从驾驭一套商业软件入手我给全部预从事油藏数值模拟领域工作的人员第一个建议是先从学一套商业数值模拟软件起先起点越高越好，也就是说软件功能越强越浩大越好现在在市场上流通的ECLIPSE,VIP和CMG都可以假如先学小软件简洁走弯路有时候驾驭一套小软件后再学商业软件会有心里障碍对于软件的学习，当然假如能参加软件培训最好假如没有机会参加培训，这时候你就须要从软件安装时附带的练习做起油藏数值模拟软件通常分为主模型，数模前处理和数模后处理主模型是数模的模拟器，即计算部分这部分是最重要的部分也是最难驾驭的部分它可以细分为黑油模拟器，组分模拟气，热采模拟器，流线法模拟器等数模前处理是一些为主模拟器做数据准备的模块比如准备油田的构造模型，属性模型，流体的PVT参数，岩石的相渗曲线和毛管压力参数，油田的生产数据等数模后处理是显示模拟计算结果以及进行结果分析以ECLIPSE软件为例，ECLIPSE100,ECLIPSE300和FrontSim是主模拟器ECLISPE100是对黑油模型进行计算，ECLISPE300是对组分模型和热采模拟进行计算，FrontSim是流线法模拟器前处理模块有Flogrid,PVTi,SCAL,Schedule,VFPi等Flogrid用于为数值模拟建立模拟模型，包括油田构造模型和属性模型；PVTi用于为模拟准备流体的PVT参数,对于黑油模型，主要是流初学者还有几个基本概念须要驾驭:A网格的LJ,K在做模拟时你须要知道每个网格的位置模型每个网格的位置用网格的I,J,K表示在ECLISPE软件中，左上角的第一个网格为（1,1,1）,在X方向的其次个网格为（2,1,1）,在Y方向的其次个网格为（1，2,1）,在Z方向的其次个网格为（1,1,2）o其他类推B死网格死网格是模型中不参予流淌计算的网格通常把模型中的泥岩设为死网格模型自动会把孔隙度和净厚度为0的网格设为死网格假如你的油藏水体很大，你也不须要把水体都建在模型中你可以把水体部分设为死网格，然后用解析水体模拟油藏水体的贡献C:在数值模拟模型中如何正确应用有效孔隙度，净毛比？要明确区分定义.总孔隙度孔隙体积占总体积的百分数有效孔隙度连通孔隙体积占总体积的百分数毛有效孔隙度平均有效孔隙度（泥质含量截至值）净有效孔隙度产层平均有效孔隙度（渗透率截至值）净毛比净厚度（渗透率截至值）及总厚度之比数值模拟模型中要用净有效孔隙度和净毛比，这样模型的体积计算是正确的.2o流体PVT参数我们前面讲过，数值模拟模型包括黑油模型，组分模型和热采模型对不同的模型类型须要用不同的模拟器这些模型类型的区分主要就是在流体的PVT描述方面接受的方法不同对黑油模型，流体的PVT属性描述方法是你干脆给模型供应油，气，水PVT属性表（油气体积系数，粘度，压缩系数随压力的变更；溶解油气比随压力的变更；水在参考压力下的体积系数，压缩系数，粘度；岩石在参考压力下的压缩系数）模型在计算过程中对每一个网格，依据当前时间步的网格压力来查你供应的表得到每个网格当前的PVT属性组分模型要困难的多你不是供应PVT表，而是供应状态方程（EOS）参数（每个组分的临界温度，临界压力，临界Z因子，分子量，偏心因子等），模型通过闪蒸计算来得到每个网格当前的油气PVT属性（粘度，体积系数，压缩系数，溶解油气比）另外水和岩石的属性还须要单独供应黑油模型和组分模型都假定油藏的温度在开采过程中是常数，不随时间变更假如油藏温度发生了变更，就须要用热采模型对热采模型，最重要的流体属性变更是流体粘度随温度的变更，即大家常说的粘温曲线那么你的模型应当接受哪种模型类型？这一方面取决于你拿到的PVT试验报告，假如你的油藏是凝析气藏，挥发油藏，即你的油藏流体组分在生产过程中会发生明显变更，那你应当用组分模型另外假如你的油藏将来会考虑注气混相驱，那你也应当用组分模型重油热接受热采模型，其他大多数油气藏都可以用黑油模型本部分只介绍黑油模型的PVT属性，对组分和热采模型，希望以后有机会再介绍对于黑油模型，在PVT部分须要供应的参数包括.油，气，水的地面密度或重度.油的体积系数，粘度，溶解油气比随压力的变更.气的体积系数，粘度随压力的变更.参考压力下水的粘度，压缩系数，体积系数参考压力下岩石的压缩系数・假如你的油藏在不同部位流体属性不同，那你须要供应多个PVT表，每个表对应于模型的某一部分在后面的分区部分我还要做详细介绍对于黑油模型，依据不同的流体属性，可以分为以下四种类型.死油油藏油藏在整个开发阶段压力始终保持在泡点压力以上，在油藏中不会发生脱气生产油气比是常数（脱气发生在井筒或地面）.活油油藏油藏在开发阶段压力会降到泡点压力以下，在油藏中发生脱气，溶解油气比降低，生产油气比增加（自由气会生产出来）.干气藏气藏压力在生产过程中不会穿过露点线，气藏中没有挥发油产生.湿气藏气藏压力在生产过程中会穿过露点线，气藏中产生挥发油对不同的黑油流体，PVT描述方法也不同，比如对死油油藏，溶解油气比（RS）是常数，不随压力变更而变更而对活油油藏，RS随压力降低而降低（泡点压力以下）在我平常回答大家的问题时我发觉许对人下面油的PVT定义不理解或理解的不对溶解油气比泡点压力体积系数粘度

0.

2754001.

131.17/

0.

93820001.

1621.11/

1.

536001.

2430.

9540001.

2380.

9544001.

2330.

9548001.

2280.

9552001.

2230.

9556001.

2180.95/

1.

7244001.

2540.

9448001.

2660.

9252001.

260.

9256001.

250.92/许多人问这个表里面为什么有这么多泡点压力，原委那个是油藏的泡点压力？油藏应当只有一个泡点压力，怎么会这么多？为什么有多条未饱和压力曲线？其实这比较好理解，油藏开发过程类似于试验室的差异分别试验，你把这个表用差异分别试验来理解在开发过程中，当压力低于泡点压力后，有溶解气释放出来，RS降低，油藏由未饱和状态进入饱和状态这时在饱和状态下油气分别（相当于差异分别试验中将气派出），此时的油应当理解为及原始的油已经不同,假如此时发生压力增加，由于没有气可以溶进去（油气已经分别），油会进入此时（RS）下的未饱和状态以上表为例，假如油藏的泡点压力为4400,对应的RS为

1.

72.当压力由5600下降到4400过程中，油藏在未饱和状态，没有气的析出，RS不变当压力低于4400以后，有气体析出，RS降低，假设当RS降到

1.5时压力增加，由于此时油气已经分别，没有气能够溶解到油中，在RS=

1.5出的油的泡点压力为3600,PVT变更会沿着RS=

1.5的曲线变更那么在这个表中原委那个是我们通常意义上的泡点压力？是不是最终一个？答案是不是ECLIPSE软件泡点压力在初始化部分用RSVD或RBVD定义（各个软件不同）另外在供应上面这个表时留意压力和溶解油气比要覆盖整个油藏压力和溶解油气比的变更过程，即不要让软件来进行外插，否则模型计算会不收敛另外一个重要的问题是在你为模型供应PVT参数时，应当如何用试验室的报告你不能干脆用试验室的差异分别试验数据，你应当对差异分别试验体积系数数据进行分别器校正校正方程为Bo=Bod*Bofb/BodbBo:模型体积系数Bod:差异分别试验的体积系数Bofb:分别器试验的体积系数Bodb:差异分别试验泡点压力下的体积系数溶解油气比校正方程Rs=Rsfb-Rsdb-RsdBofb/BodbRsfb:分别器溶解油气比Rsdb:差异分别试验泡点压力下的溶解油气比Rsd:差异分别试验溶解油气比3o相渗和毛管压力曲线这部分你须要供应油水，油气相对渗透率和毛管压力曲线试验室有时为你供应的是压汞曲线，你须要用界面张力计算出油水，油气相对渗透率和毛管压力曲线比如毛管压力转换方程为:Pcres二Qres/Qlab XPclabPcres:油藏条件下的毛管压力Qres:油藏流体的界面张力Qlab:试验室流体界面张力Pc lab:试验室毛管压力通常你供应的都是两相的相对渗透率曲线油水相对渗透率曲线是油水两相流淌时的相对渗透率，油气相对渗透率是油气两相在束缚水条件下的相对渗透率试验室一般不测量油，气，水三相流淌时的相对渗透率曲线，你的模型中假如存在三相流淌，软件会依据你定义的ST0NE1或ST0NE2方法计算三相流淌时的相对渗透率你供应的油水，油气相对渗透率和毛管压力曲线在模型中起两方面作用首先模型应用你供应的油水，油气相对渗透率和毛管压力曲线进行初始化，计算模型初始的油，水，气饱和度和压力分布我将在模型初始化部分详细介绍另一方面是应用于流淌计舁在你供应的油水，油气两相相对渗透率曲线时要保证两条曲线的端点值要匹配在你供应的曲线中有八个端点值，他们是束缚水饱和度最小含水饱和度临界含水饱和度水起先流淌是的含水饱和度最大含水饱和度曲线中含水饱和度的最大值束缚气饱和度最小含气饱和度临界含气饱和度水起先流淌是的含气饱和度最大含气饱和度曲线中含气饱和度的最大值油水两相残余油饱和度油水两相曲线中的含油饱和度最小值油气两相残余油饱和度油气两相曲线中的含油饱和度最小值在你供应的表中，要满意以下端点值一样性束缚水饱和度处对应的水相相对渗透率为0最大含水饱和度对应的油相相对渗透率为0束缚气饱和度处对应的气相相对渗透率为0最大含气饱和度对应的油相相对渗透率为0束缚水饱和度和束缚气饱和度对应的油相相对渗透率相等最大含气饱和度应当等于1—束缚水饱和度束缚气饱和度通常为0模型中应用的通常是驱替毛管压力和相对渗透率曲线，模型初始化确定须要用驱替曲线假如你还想用自吸曲线，你可以用软件的溶湿滞后功能假如你有毛管压力的J函数曲线，在模型中你也可以用J函数，这样你的毛管压力大小及你模型的地质属性分布（孔隙度，渗透率）有关当然假如你的模型不同区域岩性不同，你可以在不同岩性区赋不同的相对渗透率和毛管压力曲线这部分在分区部分我会详细介绍4分区设置O前面我们说了，你的油藏不同部位可能有不同的流体属性，比如不同断块的油密度，粘度不同，或你的油藏岩性在纵向或垂向有变更，那你就须要在你的模型中设置流体或岩性分区通常你可以在你的模型中依据须要设置以下几种分区储量分区假如你想输出模型不同部位的储量，你须要设置储量分区流体分区假如你的模型不同部位流体PVT属性不同，你须要设置流体分区岩性分区假如你的模型不同部位岩性不同，须要用不同的相渗曲线和毛管压力曲线，你须要设置岩性分区平衡区分区假如你的模型有不同的油水或油气界面，你须要设平衡区分区那么软件如何将你的模型分区及你的属性数据关联起来哪？我们假设你的模型有东西两个断块，两断块被封闭断层分割东断块的油比西断块的油密度重，在你供应油藏流体PVT表时你须要供应两个表，一个是密度重的PVT表，另一个是密度轻的PVT表在你的分区部分将东断块的流体分区值设为L将西断块流体分区值设为2软O件在计算东断块的流体流淌时将自动用第一个PVT表（密度重的PVT表），在计算西断块流体流淌时用其次个PVT表（密度轻的PVT表）5模型初始化O模型初始化就是建立在初始状态（油田还未投入开发）下油田压力和饱和度的分布，原始溶解油气比分布，以及初始泡点压力或露点压力分布这部分你须要供应的参数包括参考点的深度在此参考点对应的压力油水界面油气界面油水界面和油气界面处的毛管压力饱和压力（泡点压力或露点压力）随深度变更或溶解油气比随深度变更参考点深度和对应压力你可以由RFT,DST,MDT测试结果得到油气界面和油水界面通常由地质人员供应，数据来源于测井分析油水界面和油气界面处的毛管压力是指你供应的界面是自由水面还是油水界面，假如是自由水面，界面处毛管压力为0假如你的油藏有多个油水或油气界面，或多个压力系统，则须要进行平衡区分区饱和压力（泡点压力或露点压力）随深度变更或溶解油气比随深度变更由流体试验得到软件初始化计算的步骤是这样的

（1）计算过渡带高度由油水界面和油气界面深度以及相渗曲线供应的最大毛管压力计算

（2）计算每一个网格初始的油相，水相，气相压力分布首先将在流体属性部分供应的油，气，水地面密度折算为地下密度基于参考点的深度和对应压力以及油水界面，油气界面深度，过渡带高度，结合油，气，水地下密度计算其他深度处的油，气，水相压力体的属性随地层压力的变更关系表，对于组分模型是状态方程;SCAL为模型准备岩石的相渗曲线和毛管压力输入参数;Schedule处理油田的生产数据，输出ECLIPSE须要的数据格式（关键字）；VFPi是生成井的垂直管流曲线表，用于模拟井筒管流ECLIPSE OFFICE和FLOVIZ是后处理模块，进行计算曲线和三维场数据显示和分析，ECLIPSE OFFICE同时也是ECLIPSE的集成平台对于初学者，不但要学主模型，也须要学前后处理对于ECLISPE的初学者，应当先从ECLISPE OFFICE学起，把ECLISPE OFFICE的安装练习做完然后再去学Flogrid,Schedule和SCALPVTi主要用于组分模型，做黑油模型可以不用其次做油藏数值模拟都须要准备什么参数在照着软件供应的安装例子做练习时经常遇到的问题是虽然一步一步依据手册的说明做，但做的时候不明白每一步在做什么，为什么要这么做这时候的重点在于你要知道你一起先做的工作都是为数值模拟计算供应满意软件格式要求的基础参数有了这些基础参数你才能起先进行模拟计算这些基础参数包括以下几个部分

1、模拟工作的基本信息设定是进行黑油模拟，还是热采或组分模拟；模拟接受的单位制（米制或英制）；模拟模型大小（你的模型在X,Y,Z三方向的网格数）；模拟模型网格类型（角点网格，矩形网格，径向网格或非结构性网格）；模拟油藏的流3由每个网格的油，气，水压力计算油水和油气毛管压力4计算饱和度分布这部分计算主要用你供应的相渗曲线端点值将油水界面以下的含水饱和度设为你在油水相渗曲线中供应的最大含水饱和度，通常为1将油气界面以上的含气饱和度设为你供应的油气相渗曲线的最大值油气界面以上的含水饱和度为束缚水饱和度在油区的含油饱和度为1减束缚水饱和度在过渡带的含油和含水饱和度由你供应的毛管压力曲线得到5计算初始溶解油气比或泡点压力的分布初始化计算结束后你就应当已经可以得到你的油田储量了你的油储量应当等于模型每个网格的孔隙体积乘以含油饱和度之和假如你想及地质模型的储量进行拟合，你首先须要拟合孔隙体积DX*DY*DZ*PORO*NTG,然后拟合含油饱和度的分布有的人宠爱干脆把地质模型的含水饱和度分布赐予数模模型，这样当然可以，但你须要进行端点标定来保证模型初始的稳定性，关于如何进行端点标定，我以后看会不会有时间特地写要保证模型初始是稳定的，即在初始状态下流体不发生流淌检查模型是否初始平衡的方法很简洁，让模型在没有任何井的状况下计算10年，检查在这十年中模型的压力和饱和度是否发生变更发布者gulfmoon79来自精准石油论坛

6.生产历史拟合历史拟合的过程事实上是验证模型的过程也就是说验证你上面建的模型能不能重现油田的生产过程你须要对你的模型进行一系列的调整使其计算结果及你的实际生产数据（产量，压力，饱和度等）相符合这个调整过程就是历史拟合这就好比天气预报一样假如你建立了一个大气流淌模型来预料将来的天气状况，你须要先用你的大气模型算一算过去的天气变更，看能不能算的对，通过对模型进行怎么样的调整你才能先把过去的天气算对，然后你才有信念用此模型来预料将来天气记住你做数模的目的也是为了预料将来其实算命先生很懂得此道理你去算命的化他或她先不会算你的将来，而是先告知你过去你或你家人发生过什么，假如他或她说的碰巧是对的，那你对他或她对你将来的预料也就会深信不疑我信任我们的天气预报和数模对将来的预料确定比算命先生的预料成功率要高的多，但离完全牢靠还有很大差距（另外你须要记住的是你的历史拟合结果不是唯一的,对不同参数的调整可以达到同样的历史拟合结果）生产历史拟合须要进行的数据准备工作量很大，你须要数模前处理软件来帮你完成这部分工作（比如ECLIPSE中的SCHEDULE模块）在这部分你须要准备以下数据生产井和注水井的井口坐标生产井和注水井的井轨迹生产井和注水井的完井数据（井半径，射孔深度，污染系数，D因子等）生产井的生产历史（油，气，水产量，井口压力，井底压力）注入井的注入历史（气，水注入量，井口压力，井底压力）修井数据压裂，酸化等井的垂直管流表用于计算井筒内的流淌然后前处理模块会帮你生成数模软件所须要的数据格式有几个问题你须要清楚1产量数据是井口产量组分模型不同，以后单独讲2产量数据是日产量或月，季，年平均产量，而不是对应于某一时间步时的产量3假如用了时率的化确定要当心，要保证累积产量是正确的累积产量很重要，你在拟合时确定要拟合累积产量因为只有累积产量正确，才能保证物质平衡正确产量拟合好并不能保证累积产量也拟合好4在拟合井底压力时你须要知道你的井底压力对应的深度在ECLISPE软件中你可以在WELSPECS中供应井底压力WBHP对应的深度，在缺省状况下井底压力对应的深度是井最上面的射孔网格中部深度5你的垂直管流表对应的深度最好接近你的井参考深度6在ECLIPSED软件中静压WBP,WBP4,WBP5,WBP9是井连接网格和旁边网格的井连接系数CCF的加权平均，假如你想把孔隙体积加权平均也考虑进去，你可以用WPAVE来修改8所谓井连接系数CCF就是井及所在网格间的传导率这个值对产量影响很大在前处理过程中可以选择是否输出此值在ECLIPSE软件中此值在COMPDAT的第八项，假如CCF没有供应，运行模型时会计算，假如供应了CCF,模型干脆用CCF来计算产量许多人遇到过在历史拟合时虽然修改了渗透率，但对产量影响很小，这是因为模型用了你供应的CCF来计算产量此时你可以缺省CCF或用前处理软件重新计算修改后的CCF.9另外一个特殊重要的概念是生产指数数模模型通常用压力平衡半径PEACEMAN半径来替代实际的驱替半径，这样数模计算结果及实际生产状况会有误差所以在历史拟合时首先应当调整生产指数在ECLIPSE中用WPIMULT来做初步拟合WPIMULT=WBP9-WBHP/WBP-WBHP.10假如井由生产井转为注入井，可以先把井关掉然后干脆定义井的注入限制WC0NINJH11假如井进行了补孔或重新射孔，可以重新定义井的射孔信息C0MPDAT12假如井进行了作业，可以重新定义井的射孔信息C0MPDAT或WPIMULT

7.如何最快完成历史拟合A:首先要知道模型中哪些参数是不够精确,哪些是比较精确的.不确定性参数渗透率，传导率,孔隙体积,垂向水平渗透率之比,相对渗透率曲线,水体.比较精确参数孔隙度，地层厚度,净厚度,构造,流体属性,岩石压缩性,毛管力,参考压力,原始流体界面.B:模型局部影响参数和整体影响参数局部影响参数空隙度，渗透率，厚度，传导率，井生产指数整体影响参数饱和度，参考压力，垂向水平渗透率之比，流体,岩石压缩系数相对渗透率，毛管压力，油水，油气界面C:实测数据误差分析对油田来说，产油量的测量是精确而且系统的含水的测量是稳定牢靠的，但产气量的测量是不够精确的对气田而言，产气量的测量是精确的注水量或注气量的测量是不够精确的，一方面是由于测量误差，另一方面是由于一些不行测量因素，比如流体在套管或断层的漏失试井结果是牢靠的，尤其是压力复原结果RFT和PLT的测量是牢靠的，井口压力的测量也是牢靠的D如何进行历史拟合储量拟合软件一体化对储量拟合带来巨大便利，许多油公司地质模型及油藏模型接受统一软件平台，油藏工程师主要只须要检查在由地质模型通过网格合并生成油藏模型过程中造成的计算误差通常孔隙度的合并计算是精确的，但渗透率的合并计算要困难的多，接受流淌计算合并渗透率比较精确净毛比也是要考虑的主要因数，请参照第N问题关于如何在模型中处理净毛比及孔隙度部分关于网格合并，请参照第N问题影响数模模型储量的因素有孔隙体积，净毛比，毛管压力，相对渗透率曲线端点值，油水界面，气油界面，油水界面和气油界面处的毛管压力（计算自由水面）测井曲线拟合数模前处理软件（比如Schlumberger的Flogrid）可以基于初始化后的模型对每口井生成人工测井曲线，通过拟合人工生成测井曲线及实际测井曲线，一方面可以检查地质模型建立以及网格合并过程中可能存在的问题，另一方面可以检查数模模型中输入井的测量深度及垂直深度是否正确数模模型中井的垂直深度应当是TVDSS,即减去补心后的深度错误的深度会导致射孔位置发生偏差RFT及PLT拟合:勘探井和重点井通常都有RFT及PLT测量数据,这部分拟合可以帮助相识储层垂向非均质性，对勘探井RFT数据的拟合可以帮助检查数模模型压力初始化是否正确全油田压力拟合定油藏亏空拟合压力，软件可以通过用户输入的油，气，水地面产量计算油藏亏空要检查油藏亏空是否正确，是否存在井产不够或注不够的状况，否则须要调整生产或注入指数检查全油田压力水平,调整孔隙体积或水体来拟合全油田压力单井压力拟合全油田压力拟合后拟合单井压力，可以通过调整井旁边孔隙体积或水体来实现拟合含水拟合定产油量拟合含水油水粘度比，相对渗透率，渗透率，网格分布和网格大小都会影响含水油水粘度比和相对渗透率曲线会影响含水上升规律，相对渗透率端点值，渗透率，网格分布和网格大小会影响见水时间井底压力拟合调整PL表皮系数，KHO井口压力拟合检查VFP表，VFP表对气井会很精确，但油井的VFP会误差很大所以井口压力拟合应针对气井E:历史拟合阅历模型计算压力太大检查孔隙体积，减小水体，检查储量，气顶大小，参考面压力及深度是否对应见水时间过早增加临界含水饱和度，降低水平渗透率，检查水体，检查射孔位置以及油水界面，检查隔层，断层传导率，检查垂向渗透率，网格方向即网格大小影响含水上升太快油水粘度比，相对渗透率曲线，水体大小井底压力太大增加表皮，减小KH,CCF,减小PI,减小传导率8模型重启计算O在你对模型历史拟合比较满意以后你就可以起先进行模型预料计算在你进行预料的时候你当然不想把历史阶段再重新计算一遍，那样太奢侈计算时间你确定希望从历史拟合结束时间进行预料计算重启计算就是模型记录历史拟合结束时模型场数据的分布包括模型饱和度，压力，油气比，井的限制及流量等，然后从今时间往后进行预料计算要进行重启计算，首先在你的历史拟合模型中要要求输出重启文件例如ECLIPSE软件用RPTRST限制重启文件的输出，然后应用此文件进行预料计算重启计算并不是只可以从历史拟合结束起先，你可以从任何报告步起先进行重启计算这样你可以分阶段进行历史拟合9o产量预料历史拟合的目的是为了用于预料以制定将来开发或调整方案在数值模拟软件中，对于产油井或产气井，你可以接受以下几种产量限制方式1定油量生产2定水量生产3定气量生产4定液量生产5定油藏产液量6定井底压力7定井口压力8受井组产量限制这里产量设定是最大值，压力设定是最小值而且你供应的每一个值都会起限制作用还是以ECLIPSE软件为例关键字WCONPROD用来设定井的产量限制比如WCONPRODAl OPENORAT1002003*300/在这个例子中，设定了三个限制值，及最大产油量100,最大产水量200和最低压力300井A1初始定油量ORAT生产，产油量为100,在井的生产过程中，产水量可能在上升，井底压力在下降，当井底压力下降到300时，压力不再下降，井将转为定井底压力300生产这时产水量照旧可能上升，油量下降，当产水量达到200时，井转为受产水量限制压力可能会上升，油量下降对于注水井或注气井，你可以接受以下几种注入限制方式1定地面注入量2定油藏注入量3井井底压力4定进口压力5受井组注入限制这里注入量和压力的设定都是最大值及生产限制相类似，全部设定项都会起限制作用对于生产井，可以设定以下经济极限限制1最小产油量2最小产气量3最大含水4最大油气比5最大气水比当井的生产违反了经济极限限制的化，你可以要求1关井2封层3修井4开新井5测试6气举7减产8换油管对于井组或油田，你可以接受以下生产限制方式1定井组或油田油量生产2定井组或油田水量生产3定井组或油田气量生产4定井组或油田液量生产5定井组或油田油藏产液量在进行井组或油田生产限制时，单井的产量可以有以下几种操作方式1依据每口井的产能进行支配2为每口井供应参考产量，井组依据井的参考产量值进行匹体信息（是油，气，水三相还是油水或气水两相，还可以是油或气或水单相，有没有溶解气和挥发油等）；模拟油田投入开发的时间；模拟有没有应用到一些特殊功能（局部网格加密，三次采油，端点标定，多段井等）；模拟计算的解法（全隐式，隐压显饱或自适应）2o油藏模型模型在X,Y,Z三方向的网格尺寸大小，每个网格的顶面深度，厚度，孔隙度，渗透率，净厚度（或净毛比）网格是死网格还是活网格断层走向和断层传导率3o流体PVT属性油，气，水的地面密度或重度；油，气的地层体积系数，粘度随压力变更表；溶解油气比随压力的变更表；水的粘度，体积系数，压缩系数；岩石压缩系数假如是组分模型，须要供应状态方程4岩石属性相对渗透率曲线和毛管压力曲线假如是油,气，O水三相，须要供应油水，油气相对渗透率曲线和毛管压力曲线（软件会自动计算三相流淌时的相对渗透率曲线）；假如是油,水两相或气，水两相，只须要供应油水或气水两相相对渗透率曲线和毛管压力曲线5油藏分区参数假如所模拟的油田横向或纵向流体属性,岩性O变更比较大，或者存在不同的油水界面，这时须要对模型进行PVT分区（不同区域用不同的PVT流体参数表），岩石分区（不同区域用不同的相对渗透率曲线和毛管压力曲线）或者平衡分区（不同平衡区用不同的油水界面）另外假如想驾驭油藏不同断配

（3）优先设定，优先值大的井先生产，当这些井不能满意井组产量，再生产优先值低的井

（4）自动钻新井，当井不能满意井组产量，自动钻新井对于井组生产也可以设定井组的经济极限限制

（1）井组最小产油量

（2）井组最小产气量

（3）最大含水

（4）最大油气比

（5）最大气水比当井组的生产违反了经济极限限制的化，你同样可以要求

（1）关井

（2）封层

（3）修井

（4）开新井

（5）测试

（6）气举

（7）减产

（8）换油管井组的注入方式可以有以下几种限制方式

（1）地面注气量或注水量

（2）油藏注气量或注水量3地面注采比4油藏注采比假如你想保持油藏压力水平，你还可以设定油藏压力水平，这时模型可以自动调整1井组油藏产量2井组油藏注水量3井组油藏注气量4井组地面注水量5井组地面注气量10如何加快数模计算以及如何解决数模计算的收敛性问题？在了解收敛性之前，应当首先了解几个基本概念1报告步一个数模作业包括多个报告步，报告步是用户设置要求多长时间输出运行报告，比如可以每个月，每季度或每年输出运行报告，运行报告包括产量报告和动态场重启报告2时间步一个报告步包括多个时间步，时间步是软件自动设置,0即通过多个时间步的计算来达到下一个报告步，以ECLIPSE为例，假如报告步为一个月，在缺省条件下，ECLISPE第一个时间步取一天，然后以三倍增加，即其次个时间步取三天，然后取九天，下一个时间步是17天来达到30天的报告步，然后会以每30天的时间步来计算时间步可以通过TUNING关键字来修改3非线形迭代o一个时间步包括多次非线形迭代在缺省状况下，ECLIPSE假如通过12次的非线形迭代没有收敛，ECLIPSE将对时间步减小10倍比如下一个时间步应当是30天，假如通过12次的迭代计算不能达到收敛，ECLIPSE将把时间步缩短为3天下一个时间步将以

1.25倍增长，即

3.75天,

4.68天，假如在计算过程中经常发生时间步的截断，计算将很慢4线形迭代一个非线形迭代包括多次线形迭代线形迭代是解矩阵在ECLIPSE输出报告PRT文件中可以找到时间步，迭代次数的信息，比如STEP10TIME=

100.00DAYS+

10.0DAYS REPT5ITS1-FEB-2023“STEP10”:说明这是第10个时间步“TIME=

100.00DAYS”说明现在模拟到第100天“+

10.0DAYS说明这个时间步是10天“REP/说明为什么选10天做为时间步，REPT是指由于到了下一个报告步“5ITS〃说明此10天时间步需要5次非线形迭代1-FEB-2023“现在的模拟时间模拟计算的时间取决于时间步的大小，假如模型没有发生时间步的截断而且能保持长的时间步，那表明该模型没有收敛性问题，反之假如经常发生时间步截断，那模型计算将很慢，收敛性差时间步的大小主要取决于非线形迭代次数假如模型只用一次非线形迭代计算就可以收敛，那表明模型很简洁收敛，假如须要2到3次，模型较易收敛，假如须要4到9次，那模型不易收敛,大于10次的化模型可能有问题，假如大于12次，时间步将截断模型不收敛的缘由许多，网格参数，属性参数，流体PVT参数，岩石相渗曲线，毛管压力曲线，相渗曲线端点标定，初始化，井轨迹，垂直管流表都会造成模型不收敛，下面分别介绍各部分如何造成不收敛及如何解决lo网格部分网格正交性差和网格尺寸相差太大是导致不收敛的主要缘由之一正交性差会给矩阵求解带来困难，而网格尺寸相差大会导致孔隙体积相差很大，大孔隙体积流到小孔隙体积常会造成不收敛解决方法网格正交性差通常是在建角点网格时为描述断层或裂缝的走向而造成的在此状况下，最好能使边界及主断层或裂缝走向平行，这样一方面网格可以很好地描述断层或裂缝，另一方面正交性也很好在平面上最好让网格大小能够较匀整，在没有井的地方网格可以很大，但最好能够从大到小匀整过渡纵向上有的层厚，有的薄，最好把厚层能再细分在检查模型时应当每层每层都在三维显示中检查径向局部网格加密时里面最小的网格不要太小在ECLIPSE里用MINPV关键字可以把小于设定孔隙体积的网格设为死网格，这样通常会有用2属性参数o不合理的插值计算会导致属性分布很差，假如是从地质模型粗化为数模模型，通常问题不大，只是有时候数模人员自己插值时会有问题解决方法有可能尽量用地质模型的数据，自己插值时可以加一些限制点使属性合理分布X,Y方向的渗透率最好相等或级差不大在井连通网格的Z方向渗透率不要设为0,假如想限制垂向流淌，可给一个很小的值3流体PVT参数0流体PVT参数会有两种可能的问题，一是数据不合理导致了负总压缩系数，二是压力或气油比范围给的不够导致模型对PVT参数进行了外插解决方法检查PRT文件中的WARNING信息，假如在油藏压力范围内有负总压缩系数的警告，应当修改PVT参数，否则的化会有收敛性问题假如负总压缩系数是在油藏压力范围之外，可以忽视该警告此部分的修改主要可以小规模修改油和气的FVF和RSo4岩石相渗曲线和毛管压力曲线通常的问题有饱和度和相对渗透率的数据位数过多饱和度值太接近，导致相渗曲线的倾角变更很大饱和度有很小变更但相对渗透率发生了很大变更解决方法饱和度和相对渗透率最多给两位小数就够了检查相渗曲线的导数可以应用ECLIPSE中的SCAL模块，导数要光滑临界饱和度和束缚饱和度设为不同的值5o端点标定在应用端点标定时，有时标定完后的相渗曲线倾角很大，标定后的毛管了很大解决方法在三维显示中检查标定完的PCW,可以给PCW一个最大值来限制毛管压力输出每个网格标定后的相渗曲线进行检查6初始化0初始化最简洁发生的问题是在初始时模型不稳定，流体在初始条件下就会发生流淌，这也会导致模型不收敛造成模型初始不稳定的主要有手工通过网格饱和度和压力值拟合初始含水饱和度解决方法尽量不要干脆为网格赋压力和饱和度值，尽量由模型通过油水界面及参考压力来进行初始化计算要想拟合地质供应的初始含水饱和度分布，应当进行毛管压力的端点标定，这样毛管压力会稳住每个网格的水，在初始条件下不会流淌可以通过让模型在没有任何井的状况下计算十年来检查初始条件下模型是否稳定，假如10年的计算模型压力和饱和度都由说明变更，说明模型初始是稳定的二7井轨迹在进行井处理时井可能以之字型在网格中窜过，有可能发生井的实际窜过方向及模型关键字定义的方向不符，这也会导致不收敛解决方法在三维显示中检查井轨迹假如井已经关掉，在模拟时不要给零产量，要用关键字把井关掉检查井射孔，井不要射在孤立的网格上8垂直管流曲线有了垂直管流曲线很简洁导致模型不收敛，这有两种可能曲线有交叉曲线发生了外插解决方法用前处理软件（ECLIPSE中的VFPi）检查曲线在ECLIPSE中加EXTRAPMS关键字可以要求输出假如发生VFP插值后的警告信息曲线应当覆盖全部井口压力，含水，油气比及产量11O结束语黑油模型数值模拟入门指南先写到这里，其实还有许多没有写道以后有时间可以再补充下一步支配写一写组分模型入门指南组分比黑油要困难的多当然关键是状态方程，希望可以早日动手块的储量或采收率，可以对模型进行储量分区（不同储量区可以输出不同的储量，产量，采收率，剩余储量等）6初始化计算参数油藏模型初始化即计算油藏模型初始饱和O度，压力和油气比的分布，从而得到油藏模型的初始储量这部分须要输入模型参考深度，参考深度处对应的初始压力，油水界面以及气水界面；油气比或饱和压力随深度的变更；假如是组分模型，须要输入组分随深度的变更7输出限制参数即要求软件在计算时输出哪些结果参数比如要求输出模型计算油田的油，气，水产量变更曲线；油田压力变更曲线；单井油，气，水产量变更曲线；单井井底压力变更曲线；单井含水，油气比变更曲线等8生产参数对于已开发油田，这部分的数据量特殊大包括O油田每口井的井位，井轨迹，井的射孔位置，井的生产或注入历史（油，气，水产量，注入量，井底压力，井口压力等），井的作业历史等第三如何准备各部分参数上面介绍了做油藏数值模拟所须要的参数，那么这些参数是如何得来的？又应当如何输入到数模模型中哪？下面详细介绍各部分数据的来源即处理方法lo油藏模型:大多数油公司现在都在接受一体化工作流程，数模工程师不再须要自己去建立油藏模型地质学家对油田进行详细的油藏描述工作，基于地震说明数据，测井说明数据，岩芯数据以及结合地质家对油田的相识建立三维地质模型依据数模工程师的要求，地质家对三维地质模型进行粗化处理，可以干脆为数模工程师输出符合数模工程师须要的油藏模拟模型假如你不幸工作在一个没有很好地接受一体化工作流程的油公司或学校，那你就须要自己建立油藏模拟模型了这时你须要用到数模软件的前处理建模模块（比如Flogrid）.假如你从地质家处拿到的是三维地质模型，你的工作量还不是很大，主要是接受前处理建模模块对地质模型进行粗化，生成数值模拟模型假如你拿到的是两维数据体，那你的工作量就要大的多首先你要确定你必需要得到以下几方面的两维数据体*每层的顶面深度*每层的厚度*每层的孔隙度分布*每层的渗透率分布*每层的净厚度或净毛比分布*断层数据有了这些数据体，你就可以在前处理建模模块中建立三维数值模拟模型还有更不幸的状况，你有可能工作在软硬件环境都很落后的油田（比如国内的四川油田），你根本连两维数据体也拿不到，你能拿到的只是一张一张的等值线图，或者只是单井井点数据，这时候你首先须要做的是将这些等值线图件用数值化仪数值化为两位数据体，或者依据井点数据生成等值线，然后再建三维模型你在起先建三维数模模型时首先须要确定你的模型应当接受什么样的网格类型目前数值模拟软件常用的网格有正交网格,角点网格，径向网格,非结构化网格（比如PEBI）和动态网格等你须要知道这些网格的不同之处及其优缺点A:正交网格正交网格是最常见网格，也是最早用来描述油藏的网格类型，目前照旧被广泛应用.由于其计算速度快的特点，一些大型油气田经常接受此网格类型.有探讨认为正交网格计算结果比其他网格精确.正交网格的数学描述也比较简洁以ECLISPE为例，TOPS描述油藏顶部深度，DZ描述油藏每层厚度，DX描述每个网格X方向长度，DY描述每个网格Y方向长度B:角点网格角点网格的特点是网格的走向可以延着断层线，边界线或尖灭线，也就是说网格可以是扭曲的这样角点网格克服了正交网格的不灵敏性,可以用来便利地模拟断层,边界,尖灭.但由于角点网格网格之间不正交,这种不正交一方面给传导率计算带来难度,增加模拟计算时间，另一方面也会对结果的精度有影响.角点网格的数学模型很困难，必需由前处理软件来生成以ECLISPE为例，COORD用来描述模型网格的顶底坐标线（X,Y,Z）,ZCORN描述每个网格八个角点的深度C:径向网格径向网格比较简洁，主要用于单井模拟径向网格可以更合理的描述井旁边流体的径向流淌D:非结构网格（PEBI网格）PEBI网格源于1908年就产生的Voronoi网格.起主要特点是灵敏而且正交.PEBI网格体系供应了便利的方法来建立混合网格，比如模型整体接受正交网格,而对断层,井,边界等接受径向,六边型或其他网格.网格间的传达率可以自动计算.PEBI网格的灵敏性对模拟直井或水平井的锥进问题特殊有用.另外PEBI网格可以用来精确模拟试井问题.还有PEBI网格降低了网格走向对结果的影响.PEBI网格的缺点是矩阵比其他网格要困难的多,须要更加有效的解法.E:动态网格动态网格是指网格可以随时间而变更.通常用于动态网格加密或动态粗化.比如说在井生产时接受局部加密而当井关闭时则接受正常网格.有时候建立全油田整体模型后,对于压力及饱和度变更快的区域,经常须要进行局部网格加密.接受局部加密可以精确的描述井旁边流体的微小变更网格局部网格可以是正交网格，或是径向网格.Aziz认为JPT1993年在正交网格中进行正交网格局部加密,有时并不会对结果有改善.他建议接受混合网格,及在正交网格内接受径向网格加密，这样可以精确地模拟含水和气油比的变更规律.知道了这几种网格类型，那么在你建立模型时应当选择什么网格类型哪？你在建立网格时又应当留意些什么哪？A:在条件许可状况下尽量接受正交网格，而且尽量使网格保持匀整.尽量避开大网格干脆连接小网格,这样会带来严峻的收敛问题.假如你的模型很大，最好接受正交网格B:角点网格已经特殊成熟，但在建立角点网格时不要过分扭曲网格，要尽量保持模型的正交性假如你的边界及你的主断层相对平行，那么建立的网格系统正交性会比较好你在建立网格后可以用前处理软件计算模型正交性C:目前PEBI网格在解法上还不成熟，应避开运用.但信任在五年内它会成为主导网格.D:运用局部网格加密要当心,最小的网格不能小于井半径.而且局部网格加密部分要覆盖饱和度变更大的网格.假如是水平井，局部网格加密要覆盖水平段E:网格越多模拟结果就越精确的概念是不对的.可以建立单井模型探讨多大网格尺寸足够描述地质上的非均质性.F:网格走向会影响计算结果.在自然裂缝油气藏,要使网格走向及主裂缝方向始终.GDX/DY应接近于1,不要大于3H:井之间应有不少于三个网格I模型的属性分布也很重要尤其是数模人员自己插值，属性分布经常不合理我见过许多模型，井只是穿过单个的网格,井穿过网格的旁边却全是死网格，这时模型计算根本不能收敛数模人员假如须要自己建模，最好要找地质人员参谋，或者自己有很好的地质背景。