CMG数值模拟入门教程

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

其数据体文 CMG 可 件为 * .dat, 计 以产 进生 行的 常文 规 算 黑 油 模:拟 、 件包括 输出 稠 油*.out( 热采用 模 文件 拟、组 模 户查看 ),分 SR2 拟进 以制 及索 泡引 沫 二 模拟。 文 件 * .irf( 数 STARS 据后 处 理模 ), 块是 三维、 SR2 二进制结 四相文 、多件 组 果 分、热 采、 *.mrf( 二进制 蒸算 汽结 添果 加存 剂 计 模拟器。 储 )。 MODEL BUILDER GRID BUILDER GEM IMEX STARS 3D 2D

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一、CMG软件简介 油藏模型数据体包含内容

INPUT/OUTPUT CONTROL：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。 GRID AND RESERVOIR DEFINITION：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）。 FLUID AND COMPONENT DEFINITIONS：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）。 STARS 数据体

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 油藏模型数据体包含内容

ROCK-FLUID PROPERTIES：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）。 INITIAL

CONDITIONS：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） STARS 数据体 NUMERICAL METHODS CONTROL：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） WELL AND RECURRENT DATA：井定义和生产动态数据，定义井名、 井位和完井层位，设臵相对应的生产动态数据。

中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组 二、STARS模块主要关键字 INPUT/OUTPUT CONTROL

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

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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, *REWIND OUT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

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 GRID AND RESERVOIR DEFINITION

网格类型选项 *GRID, *KDIR I方向网格步长 (必需) *DI J方向网格步长(必需) *DJ K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 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 油藏描述所需资料：

GRID AND RESERVOIR DEFINITION 小层数据表或等值线图

孔隙度数据输入标志 (必需) 渗透率数据输入标志 (必需) 孔隙体积修改因子 (可选) 有效厚度 (可选) 净毛比 (可选) 传导率因子(可选)

砂层厚度 *POR 有效厚度（或净毛比） *PERMI, *PERMJ, *PERMK 顶部深度 *VOLMOD *NETPAY 孔隙度 *NETGROSS 渗透率（水平及垂向） *TRANSI,

*TRANSJ, *TRANSK, *TRANSIJ+, 断层参数 *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 OTHER RESERVOIR DEFINITION

岩石类型 *ROCKTYPE, *THTYPE 其他油藏描述参数所需资料： 岩石压缩系数(必需) *PRPOR, *CPOR, *CTPOR, *CPORPD, *PORMAX 1.油层热物性及流体热物性数据 岩石热物性参数 (可选) *ROCKCP, *THCONR, *THCONW, *THCONO, *THCONG, *THCONMIX 岩相热容 盖底层热损失参数 (可选) *HLOSSPROP, *HLOSST, *HLOSSTDIFF 岩石导热系数 井筒热损失参数 (可选) *RTI, *RTO, *RIN, *RCI, *RCO, *RH, *ETO, 油/气/水导热系数 *ECI, *EIN, *EE, *XKE, *XKIN, *XKCM, *XAE, *DEPTH

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*CDEPTH, 顶、底层的热损失参数 *ANG, *AGD 2.流体和岩石化验分析报告 水 体 模 型 * AQUIFER, *AQGEOM, *AQH, *AQPERM, *AQCOMP, *AQPOR, *AQVISC, *AQRCND, *AQRCAP 3.边、底水数据报告

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 FLUID AND COMPONENT DEFINITIONS

组分类型及名称(必需) *MODEL, *COMPNAME K值相关系数 *KV1, *KV2, *KV3, *KV4, *KV5 K值表 *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

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 FLUID AND COMPONENT DEFINITIONS

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

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 ROCK-FLUID PROPERTIES

泡沫定义参数所需资料： Rock-Fluid数据起始标志 (必需) *ROCKFLUID 岩石类型数据 *RPT,表面活性剂类型 *KRTYPE, *RTYPE ,摩尔质量,密度,临界压 插值参数 *INTCOMP力,临界温度,压缩系数 界面张力数据 *INTLIN, *INTLOG, *IFTTABLE 油藏注表活剂后表面张力随浓度变化数据

泡沫插值参数 *FMSURF, *FMCAP, *FMOIL, *FMGCP, *FMOMF, 表活剂的最大吸附量 *FMMOB, *EPSURF, *EPCAP, *EPOIL, *EPGCP, 表面活性剂在油水两相间的分配数据 *EPOMF 表活剂在油层中的吸附数据 泡沫阻力因子和残余阻力因子

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 二、STARS模块主要关键字 ROCK-FLUID PROPERTIES

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 流体定义参数所需资料： 相渗临界点 *SWR, *SORW, *SGR, *SORG, *SWRG, 粘度－温度关系曲线 *KRWRO, *KROCW, *KRGCW, *PCWEND, *PCGEND 相渗临界点随时间的变化数据 *KRTEMTAB 不同温度下的油水相渗曲线和气液相渗曲线 组分弥散系数 高压物性

*DISPI_WAT, *DISPJ_WAT, *DISPK_WAT, PVT数据 *DISPI_OIL, *DISPJ_OIL, *DISPK_OIL, 毛管压力曲线数

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据（压汞曲线） *DISPI_GAS, *DISPJ_GAS, *DISPK_GAS ,密度,临界压力 ,临界温度,压缩系数 吸附组分函数 组分摩尔质量 *ADSCOMP, *ADSLANG,

*ADSTABLE 依赖于岩石性质的吸附数据 *ADSROCK, *ADMAXT, *ADRT, *PORFT, *RRFT, *ADSTYPE

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

INITIAL CONDITIONS

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 初始条件定义所需资料：

原始地层压力、温度、压力系数数据 原始油、气、水分布 原始油水界面和油气界面 地质储量报告

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 NUMERICAL METHODS CONTROL

数值控制输入标志(可选) 最大时间步长 (可选) 数值模型算法选项 (可选) 每时步变量的正常变化量 (可选) 松弛选项(可选) 最大牛顿迭代次数 (可选) 低松弛选项 (可选) 上游权计算选项(可选) 线性解法的收敛精度 (可选) 最大正交化次数 (可选) 网格块的求解排序 (可选) 最大迭代次数 (可选) 自适应隐式求解方法 (可选) 回流关闭开关 (可选) 压力和温度的值(可选) *MAXTEMP 每时步最大相转变次数 (可选)

*NUMERICAL *DTMAX *TFORM, *ISOTHERMAL *NORM *CONVERGE, *MATBALTOL *NEWTONCYC *UNRELAX *UPSTREAM *PRECC *NORTH *SORDER *ITERMAX *AIM *BAKFLOSW *MINPRES, *MAXPRES, *MINTEMP, *PVTOSCMAX 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 WELL AND RECURRENT DATA

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) 井定义即生产数据所需资料： *WELL 射孔完井及井史报告； 井组定义 (可选) *GROUP, *GROUPWT 井类型定义(必需) *PRODUCER,

*INJECTOR, *SHUTIN, *OPEN 试油、试井（压力恢复曲线）和试采资料 注入蒸汽特性参数 *TINJW, *QUAL, *PINJW, *TINJOV, *HEATLOSS 系统测压资料（压力恢复曲线） 注入相的含量 *INCOMP 吸水剖面和产液剖面资料 井控制选项 (必需) *OPERATE 井位示意图； 控制条件转换开关 (可选)区块油井生产数据报表： *CONSTRNCHK 井监测选项 (可选) *MONITOR 日产油、日产液、日产气 井筒几何特征 (条件) *GEOMETRY 综合含水、压力 井的完井层位(条件) *PERF 累积产油（气、水、液） 垂直井的完井层位 (条件)区块综合生产数据统计报表： *PERFV 加密网格完井层位 (条件) *PERFRG 日产油（水、气、液） 改变

井动态数据选项 *ALTER 采出程度、综合含水 模拟终止标志 (必需) *STOP 累积产油（气、水、液）； 中国石油大学

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（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组 热采模型

三、STARS模块泡沫的模拟 与泡沫有关的设臵

FLUID AND COMPONENT DEFINITIONS ROCK-FLUID PROPERTIES WELL AND RECURRENT DATA

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 与泡沫有关的设臵 组分特性的选择及计算

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。

*MODEL 6 6 4 2 **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' ** ----- -------- -------- ------------- -------*CMM 0.018 0.308 0.4 0.018 0.028 0.018 ** 各组分的摩尔质量，Kg/mol *MASSDEN 1000.0 1137.0 965.0 14.46 ** 各组分的质量密度mol/m3 *PCRIT 22048 992.8 1475.5 4544 3394 3394 ** 临界压力，注意单位KPa *TCRIT 374.0 527.0 434.0 -82.72 -147.0 -147.0 **临界温度，单位，摄氏度 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

与泡沫有关的设臵

组分特性的选择及计算 各组分质量密度、摩尔密度、摩尔体积的计算方法 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）。 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 与泡沫有关的设臵

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

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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 与泡沫有关的设臵

两相相渗内插函数的参数选择 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6

高界面张力和低界面张力间的插值计算

1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0.0 0.2 0.4

有表活剂时的Krg 有表活剂时的Krl 无表活剂时的Krg 有表活剂时的Krl 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0.0 0.2 0.4 Sw 0.6 0.8 1.0 有表活剂时Krw 有表活剂时Kro 无表活剂时Krw 无表活剂时Krw Kr Kr Sl 0.6 0.8 1.0

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 与泡沫有关的设臵 泡沫插值函数

*FMSURF *FMCAP *FMOIL *FMGCP *FMOMF *FMMOB *EPSURF *EPCAP *EPOIL

*EPGCP *EPOMF fmsurf fmcap fmoil fmgcp fmomf fmmob epsurf epcap epoil epgcp epomf 临界表活剂浓度 临界毛管数 临界油饱和度 临界总毛管数 临界油摩尔分数 流度降低因子 临界摩尔分数指数 临界毛管数指数 临界含油饱和度指数 临界总毛管数指数 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 1

max    ws   So  So   FM  1  MRF  max   max   ws S   o     es

eo

 N cref   N  c     ev     

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 与泡沫有关的设臵 吸附特性参数

*ADSCOMP ‘SURFACT‘ *WATER *ADMAXT 4.0E-1 *RRFT 1.0 *ADSLANG 8.41E+3 0 2.1E+4 *ADSCOMP 'LAMELLA' *GAS *ADMAXT 3.2E-1 *RRFT 2.0 *ADSLANG 0.48E+6 0 1500 吸附组分名 组分所在相 最大吸附量 残余阻力因子 Langmuir等温吸附系数 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 与泡沫有关的设臵 注入井注入参数的计算

*INJECTOR *MOBWEIGHT 5 **'INJ-N2' *OPERATE *MAX *STG 14400 *CONT *OPERATE *MAX BHP 28000 *INCOMP *GAS 0 0 0 0 0.956 0.044 *GEOMETRY **Rad Geofac Wfrac Skin 0.0 0.249 1 0 *PERF *GEO 5 ** i j k FF 20 20 15:16 定义注氮 气井

*INJECTOR *MOBWEIGHT 6 **INJ-SURF *OPERATE *MAX *STW 60 *CONT *OPERATE *MAX BHP 28000 *INCOMP *WATER .997 0.00

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3 0 0 定义注表 *GEOMETRY **Rad Geofac Wfrac Skin 活剂井 0.0 0.249 1 0 *PERF *GEO 6 ** i j k FF 20 20 15:16 中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组

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。

三、STARS模块泡沫的模拟 与泡沫有关的设臵

注入井注入参数的计算 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 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

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。

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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 水 界 面 统 计 目 标 区 块 储 量 复 算 结 果 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。

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。 目 标 井 组 完 井 层 位 表

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

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

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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 目 标 井 组 区 块 生 产 动 态 统 计 表 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

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 井 生 产 动 态 统 计 表

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)。

图1 QHD32-6油田西区顶部构造图

中国石油大学（北京）石油天然气工程学院油藏数值模拟组 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 旋转一 定角度

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。

u  x cos  y sin  v   x sin   y cos 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 F24 E23

F27 F30 E9 E12 E22 E5 E6 E7

E6hs/E10hs E17 E18 E19 E20 E21

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 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13 QHD32-6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

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Nm0-5 Nm0-6 Nm0-6 Nm0-7 Nm0-8 Nm1-1 Nm1-1 Nm1-2 Nm1-2 Nm1-3 模拟层号

12 13 ★ 14 ★ 15 ★ 16 ★ 17 ★ 18 ☆ 19 20 21 地质小层号

Nm1-4 Nm2-1 Nm2-1 Nm2-2 Nm2-2 Nm2-3 Nm2-3 Nm2-4 Nm2-4 Nm3-1 模拟层号

23 24 25 26 27 28 29 30 31 地质小层号

Nm3-2 Nm3-2 Nm3-3 Nm3-3 Nm4-1 Nm4-2 Nm4-3 Nm4-3 Nm5-1 11 Nm1-3 22

Nm3-1 注：★主力层； ☆油水过渡带所在层

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14 QHD32-6油田模拟区块地层及流体基本参数 油层埋深(m) 模拟区块含油面积(km2) 965.0 ~1333.3 2.32

地层平均孔隙度(%) 原始气油比(m3/t) 32.02 39.0 0.943 ~0.962 80.0 ~120.0 68.3 模拟计算地质储量(104t)

原始地层压力(MPa) 饱和压力(MPa) 油藏温度(℃) 平均有效厚度(m) 地层平均渗透率(10-3µ

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m2)

1713.1

11.33 5.12 61.0 39.33 1313.7 脱气原油密度(g/cm3)

地层原油粘度(mPa· s) 原始含油饱和度(%) 原油体积系数(frac) 原油压缩系数(10-4/MPa) 1.052 ~1.068 5.41

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 u  x cos  y sin 

F24 E23 F27 F30 E9 E12 E6hs/E10hs E17 E22 v   x sin   y cos

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。 E5 E6 E7 E18 E19 E20 E21

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 F24 E23

F27 F30 E9 E12 E22 E5 E6 E7

E6hs/E10hs E17 E18 E19 E20 E21

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 五、STARS模块油藏热采模型的建立

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。 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

流体及组分定义及参数输入：

粘温曲线的输入： 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 输入油藏条件下液相粘度随温度变化的数 据表 0.515

目标井组油藏模型的建立 o  Aoa B

A  10.715   5.615 Rs  100  0.338

B  5.44   5.615 Rs  150  油藏岩石类型定义

油水及气液相渗 曲线的输入： 泡沫参数的输入：

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

输入不同温度时的油水及气液相渗，相渗曲线的临界点； 根据室内

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实验数据确定泡沫参数

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研究过程 初始条件的输入

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 目标井组油藏模型的建立

原始饱和度场的输入： 原始地层温度的输入：

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）。 生产动态的输入

井的定义： 生产动态数据的输入： 根据井所在平面网格和完井所在模拟层位进行井的定义； 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 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 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

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六、热采模型的运行及结果后处理 STARS

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开发过程的历史拟合 油气藏数值模拟主要历史拟合指标及影响参数

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。 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。 地层压力

含水率或产量 基本上按影响从大 到小的顺序排列

1 ．油气水储量、油水（油气）界面、油气水饱和度（场）、 井网格位臵；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。

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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

开发过程的历史拟合

油气藏数值模拟历史拟合的顺序

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孔隙度为确 定性参数 渗透率为不 确定性参数 开发过程的历史拟合

油气藏数值模拟不确定和确定参数的修改程度

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。 由于渗透率的值来源于测井解释、岩心分析和试井解释，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。 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。 有效厚度为 确定性参数 岩石压缩系数 为确定性参数

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 氮气泡沫压锥堵水的机理

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。 水锥形态 注入过程

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 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 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。 水锥形态 注入过程 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 七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟

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 （

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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 水锥形态 注入过程 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 七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟 1、理论模型的建立

Well 3 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）。 Well 4

理论模型三维油水分布图 Well 4

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（°）

模型含油面积（km2） 模型地质储量（104t） 原始地层压力（Mpa） 油藏温度（℃） 油层有效厚度（m） 5.0

1.0 209.06 11.33 60.0 40.0 地层孔隙度（%）

地层原油粘度（mPa· s） 原始含油饱和度（%） 原油体积系数 原油压缩系数（10-4/Mpa） 原始油水界面（m） 32.02

81.06 68.3 1.052 5.41 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

表活剂摩尔质量（kg/mol） 表活剂溶液粘度（mpa· s） 临界发泡摩尔浓度 临界毛管数 临界含油饱和度（%） 308 1.0 0.5×10-4 2.0×10-4 20.0

表活剂浓度影响指数 毛管数影响指数 含油饱和度影响指数 泡沫残余阻力因子 最大吸附量（mol/m3） 1.0 1.0 1.0 2.0 0.4

表面张力随表活剂浓度的变化数据表 表活剂摩尔浓度 表面张力（mN/m） 0.0 2.0×10-4 7.29 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 七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟 4、不同方式时生产动态的对比 90 80 70 日产油量(方/天) 日产油量的变化情况 由图可以看出：

无措施 注氮气 注氮气泡沫 60 50 40 30 20 10 0 0 500 52.48方/天 34.02方/天 4.11方/天 1000 1500 2000 2500 3000 3500 生产时间(天)

不同压锥措施时WELL4日产油量随生产时间的变化曲线 实施注氮气和注泡 沫压锥措施后，

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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。

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 4、不同方式时生产动态的对比 120 100 80 含水率(%) 含水率的变化情况 94.86％

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。 60 40 20 0 0 57.48％ 34.43％

无措施 500 1000 注氮气 1500 2000 注氮气泡沫 2500 3000 3500 生产时间(天)

不同压锥措施时WELL4综合含水率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 七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟 4、不同方式时生产动态的对比 5

累积产油量的变化情况 由图可以看出： 4.69万方 4

累积产油量(万方) 3.25万方

3 2 1 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 2.10万方

无措施 注氮气 注泡沫 生产时间(天)

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。 不同压锥措施时WELL4累积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 七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟 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5年 低部位井生产1年 低部位井生产7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 低部位井生产9年 60m， 低部位井生产3年 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。

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 6、注氮气压锥措施时的水锥变化

由水锥变化图可以看出： 注入过程 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。 注氮气5天 注氮气初始时 注氮气10天 注氮气15天 注氮气20天 注氮气30天

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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 6、注氮气压锥措施时的水锥变化

由水锥变化图可以看出： 生产过程 低部位井（ WELL4）在注氮气结束后生 注氮气结束时

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。

注氮气结束后生 产2个月 注氮气结束后生 产5个月

注氮气结束后生 产10个月

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 7、注氮气泡沫压锥措施时的水锥变化

由水锥变化图可以看出： 注入过程 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。 注氮气泡沫5天 注氮气泡沫初始时 注氮气泡沫10天 注氮气泡沫15天 注氮气泡沫20天 注氮气泡沫30天

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 7、注氮气泡沫压锥措施时的水锥变化 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 注氮气泡沫结束 见水，至生产12个月油水界面又恢复到未实 后生产2个月 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。 注氮气泡沫结束时

注氮气泡沫结束 后生产5个月 注氮气泡沫结束 后生产12个月

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七、氮气/氮气泡沫压水锥数值模拟 8、注氮和注泡沫时不同周期水锥变化对比图 注入过程 注氮气第一周期 注泡沫第一周期 注氮气第二周期 注泡沫第二周期

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 注泡沫第三周期 注氮气第三周期 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。 注泡沫第四周期 注氮气第四周期 中国石油大学（北

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9、注氮和注泡沫时不同周期氮气控制范围对比图 注入过程 注氮气第一周期 注泡沫第一周期 注氮气第二周期 注泡沫第二周期

由两种开发方式的氮气控制范围变化图可以看出： 注氮气第三周期 注泡沫第三周期

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 注泡沫第四周期 注氮气第四周期 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。 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 10、小结

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。

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