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[技术讨论] 历史拟合我们究竟要改什么3(阿什卡微信平台用户投稿)

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发表于 2016-11-15 18:11:37 | 显示全部楼层 |阅读模式
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历史拟合我们究竟要改什么(3)


作者|徐金泽

加拿大卡尔加里大学石油工程专业研究生,方向是油藏数值模拟与试井。


很多时候,我们可能习惯了给一件事或一个人定性,要么黑的要么白的,要么对的要么错的。相渗能改么?要么能改要么不能改;压缩系数能改么?要么能改要么不能改,其实哪种方法又经得起各种油藏条件下深层次的推敲呢?笔者从来不觉得有一种全球统一的历史拟合方法,面对不同的区块,不同的驱动方法,不同的生产时期,这种方法都会各种各样。

上集我们提到了压力的拟合,这集我们将会展开继续谈这个问题。

岩石压缩系数
做数模的都知道,岩石压缩系数越大,地层弹性能量越大,注采过程中的地层压力变化越小。
有时候注不进去(数模中给定的注入量下注入压力突破破裂压力)或者采不出来(数模中给定的采液量下井底流压跌到大气压(软件一般为200kPa)),这时候调整压缩系数,嗯,感觉不错,好使。
但是压缩系数我们给多少呢,笔者见过太多的case给到1e-5 1/kPa甚至1e-4 1/kPa,这个数字合理吗?
首先,岩石压缩系数会影响有效孔隙度,在很多软件(例如CMG)默认计算储量默认使用有效孔隙度的情况下,调整岩石压缩系数会直接影响储量,这个结果可能是大家不想看到的。
其次,岩石压缩系数随着油藏种类的变化各种各样,岩石压缩系数笔者常见范围为0.1-3e-6 1/kPa,在过去的一百多年,众多的大咖也给出了的岩石压缩系数与诸如孔隙度之类的油藏属性的拟合公式,这无疑为我们工作的开展提供了更多的依据。
再次,岩石压缩系数在实际实验中是随着压力,温度的变化而变化的,在目前数模中,我们可能较少的考虑了这个变化,但是对于压力和温度比较敏感的区块(例如某些超稠油区块),这种考虑就比较必要了。
最后,我们在实际做油藏数值模拟之前,很多时候会做Material Balance的分析,但是实际跑数模的时候我们是否会把这个数字给忘记了呢?

水体
水体从来都是油藏数值模拟的常客,从Van-Everdingen and Hurst水体到Carter-Tracy水体,从Fetkovich水体到半解析水体,数模软件给我们提供了众多的选择,但是对于解析水体,考虑热流入或者流出非常困难,半解析和数值水体提供了我们更多的热考虑空间。
在不清楚了解水体的大小情况下,我们可以选择通过拟合地层静压的方式确定水体的半径。
在清楚水体分布的情况下,数值水体则给我们提供了更多的调整孔隙度、渗透率等属性的空间。
无论是数值水体还是解析水体,笔者认为拟合各个井的见水时间和地层静压力是必要的工作。
谈到了水体,笔者小小的展开谈一下超稠油的热采的顶水,相对于大家通常认为的上油下水,超稠油的顶水可能是比较特殊的存在了,在存在顶水的情况下,如果使用SAGD,蒸汽腔遭遇顶水会迅速横向变大,很多人提出是因为相对于Conductive HeatTransfer, Convective HeatTransfer此时占了主导。
裂缝
井周围人工裂缝在很多时候直接影响了压力和产能。以页岩气开发(干气)为例(此处不谈纳米孔隙流动),笔者常配合井筒模型,以井口流压作为单独控制条件,拟合产气量。
如果压裂裂缝的渗透率給低了,常见的现象就是早期的产量顶不上去,渗透率给大,往往会给你短暂的产能不错的“惊喜”。
如果压裂裂缝的长度给大了,往往导致递减期的延长,给小了,则会迅速进入稳产期。
并且为了保证模型的收敛,众多软件常会使用有效宽度(例如 1 ft)作为模拟的人工裂缝的宽度,此时便可以通过直接调整裂缝传导率(Conductivity)来实现渗透率的变化。
页岩数模中的天然裂缝的渗透率更多的则是影响稳产期的产量高低。
除去压力拟合,我们实际还需要拟合的便是油水比例,那么究竟要不要调相渗,笔者不会给出是非黑白的答案,请见历史拟合我们究竟要改什么(4)。

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