查看完整版本: 数值模拟网格问题（来自网络）

yankai 2008-11-18 23:37

数值模拟网格问题（来自网络）

[size=4]数值模拟网格问题（来自网络）[/size]E-E? @+NP
1. 数值模拟网格有多少类型?各有什么特点?
5l;] duu,D 
4J3[*uk)PrL:E&[  目前数值模拟软件常用的网格有正交网格,角点网格,PEBI网格,局部加密网格,动态网格.这些网格的主要特点如下:
;D9x$c7{LtB@%] 
"Z2L IT!Y1I:l R^ A: 正交网格
0aiWc-Z/Mr:x|%a4^  正交网格是最常见网格,目前仍然被广泛应用.由于其计算速度快的特点,一些大型油气田经常采用此类型.比如ADCO的
\p[%cFI1fNF+Ch Thamama和ZADCO的UZ油田组分模型,有上百万网格节点,若采用其他网格类型,会大大增加计算时间.也有研究(SPE21391) 8O9hxy J^ r e-p4Jz
认为正交网格计算结果比其他网格精确. ;Jrr$E1E)i#~
 "qr-\9m.V M9q/i{
B: 角点网格 .wUhx]R Bk9A@4e
 ECLIPSE软件最早在1983年推出角点网格,角点网格克服了正交网格的不灵活性,可以用来方便地模拟断层,边界,尖灭.但由于 h+K2k@ _/m j#d
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. 4Z^G*J|I/E3Th
 ,[zr*Wy\ r
C: PEBI网格 _W$T"e3NXL
 SURE软件于1987年推出PEBI网格描述油藏.PEBI网格源于1908年就产生的Voronoi网格.起主要特点是灵活而且正交.PEBI网格 5K _(yEFo%R4Y
体系提供了方便的方法来建立混合网格,比如模型整体采用正交网格,而对断层,井,边界等采用径向,六边型或其他网格.网格间的 'yn+pkCi
传达率可以自动计算.PEBI网格的灵活性对模拟直井或水平井的锥进问题非常有用.另外PEBI网格可以用来精确模拟试井问题.
v |E6reQ0Hj2l7c 还有PEBI网格降低了网格走向对结果的影响.PEBI网格的缺点是矩阵比其他网格要复杂的多,需要更加有效的解法.
F%[f*i4R/Ma"o_t  iJgA |9A!l8u
D: 局部网格加密
"c ^{Y#_1\T6vo  建立全油田整体模型后,对于压力及饱和度变化快的区域,常常需要进行局部网格加密.局部网格可以是正交网格,或是径向网格.
a:`] ?K Aziz认为(JPT 1993年)在正交网格中进行正交网格局部加密,有时并不会对结果有改善.他建议采用混合网格,及在正交网格内采用 FL#Mo-w;\ v'd,F#K Nw8w
径向网格加密,这样可以精确地模拟含水和气油比的变化规律. &H l uS?)x4_/f{

_IPw v$G E: 动态网格
(i$g&ek8Ps ~  动态网格是指网格可以随时间而改变.通常用于动态网格加密或动态粗化.比如说在井生产时采用局部加密而当井关闭时则采用正常
0m0q!U6AQrx 网格. /\9a Uqr Q r O?6t2j.C

F OyP]9|1R(\  I/n)H#Y?9c

XX \V?Q-jm+c8F 2. 我应该选用什么网格?
bf9aWl7U4L2zJw  G8c3L8ov b.^
A: 在条件许可情况下尽量采用正交网格,而且尽量使网格保持均匀.尽量避免大网格直接连接小网格,这样会带来严重的收敛问题.
3lHoF+Q9lH9lCT  Kd%KPB^
B: 角点网格已经非常成熟,但在建立角点网格时不要过分扭曲网格. q O~l\Q&];u5{2T
 :oH6q grsv3z
C: 目前PEBI网格在解法上还不成熟,应避免使用.但相信在五年内它会成为主导网格. ~0ztEb+OdX

6Dp~lZX:aF9J D: 使用局部网格加密要小心,最小的网格不能小于井半径.而且局部网格加密部分要覆盖饱和度变化大的网格. _)]n z\ tR;s
 #gSY6LkoB(NV
E: 网格越多模拟结果就越精确的概念是不对的.可以建立单井模型研究多大网格尺寸足够描述地质上的非均质性.
fu h'~r{4{`  7V4EX8} U??B5`G'k
F: 网格走向会影响计算结果. 在天然裂缝油气藏,要使网格走向与主裂缝方向一直.
&| v.tC3L4HKh+~Jw 
{ H |9fZ-T G：DX/DY 应接近于1，不要大于3。 5C$N dB2p"pz~

H:nT)|3['rZ/Z H: 井之间应有不少于三个网格。 v!?$h*wANI"wV s

{by U2~,]` 
H;e-A7N~3aY  !D5v,f0r/{
3. 如何最快完成历史拟合?
6a2fvK!_+|cS(aa  Ca F8HP6X_
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. *F H\N3t2[)Cl4eB
 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.
t!Xi ^x&U;J]U  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.
Tq+U/\)XCw 
]#~/cg)}wW:C  (F d5fa O$z y4F+^;yo
B: 模型局部影响参数和整体影响参数 w5nE1s;Bf)p,e!W/bA A;I
 局部影响参数：空隙度，渗透率，厚度，传导率，井生产指数
8r/f+Ja#c(H  整体影响参数：饱和度，参考压力，垂向水平渗透率之比，流体，岩石压缩系数
J5}r6j`Z1u  相对渗透率，毛管压力，油水，油气界面。
,E+lM6[8e"q$Ce d  GE}#aFsn!vs
 U'A.K:h"jO K
C: 实测数据误差分析 TGRm|(Ceq
 对油田来说，产油量的测量是精确而且系统的。含水的测量是稳定可*的，但产气量的测量是不够精确的。
4e\6CQ!_c  对气田而言，产气量的测量是精确的。
4RR8Yp&^c  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可测量因素，比如流体在套管或断层的漏失。 "R@5z"y1N,{b%[:t3G
 试井结果是可*的，尤其是压力恢复结果。 Zp%B[$C,U,ZK
 RFT和PLT的测量是可*的，井口压力的测量也是可*的。
%FaDv:] ?Oz  5Cb qSz'x
D：如何进行历史拟合 K$~ KHY O|.lZ f
 储量拟合： 软件一体化对储量拟合带来巨大方便，许多油公司地质模型与油藏模型采用统一软件平台，油藏工程师主要只需要检查在由地质模型 f2@/~1j.Q1T\0ay
 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准确的，但渗透率的合并计算要复杂的多，采用流动
0h)kl%w)G3C9E(d  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与孔隙度部分。 VP#oSv ug4e$S
 关于网格合并，请参照第N问题。 %Jcn0}7f[~-B
 影响数模模型储量的因素有： 孔隙体积，净毛比，毛管压力，相对渗透率曲线端点值，油水界面，气油界面，油水界面和气油界面
1]FY~(W&nU+T  处的毛管压力（计算**水面）。 Yy9v;]!X D l/K
 wcxA e/f
 测井曲线拟合：数模前处理软件（比如Schlumberger的Flogrid）可以基于初始化后的模型对每口井生**工测井曲线，通过拟合人工生成测井曲线 D-hfkR2C]&w.e}
 与实际测井曲线，一方面可以检查地质模型建立以及网格合并过程中可能存在的问题，另一方面可以检查数模模型中输入井的测量深度
-lx!qR|1|  与垂直深度是否正确。数模模型中井的垂直深度应该是TVDSS，即减去补心后的深度。错误的深度会导致射孔位置发生偏差。 UC+KX j%WL

h/t;e8y5U#Cg  X2x? R s^u7o!n
 RFT与PLT拟合：勘探井和重点井通常都有RFT与PLT测量数据，这部分拟合可以帮助认识储层垂向非均质性，对勘探井RFT数据的拟合可以帮助检查数模模型
"B E-Y2Gx [!A]#i  压力初始化是否正确。
4F NzL Q;?0t(f 
Bk&`d'wlm  全油田压力拟合： 定油藏亏空拟合压力，软件可以通过用户输入的油，气，水地面产量计算油藏亏空。要检查 油藏亏空是否正确，是否存在井产不够或注不够
l,oPR.i  的情况，否则需要调整生产或注入指数。检查全油田压力水平，调整孔隙体积或水体来拟合全油田压力。 o:h"zv,F0C,A3If8g@3j
 A]3j4q7b"?3F E5][+h
 )a1~&f6cDiz.J.O
 单井压力拟合： 全油田压力拟合后拟合单井压力，可以通过调整井附近孔隙体积或水体来实现拟合。 :]I|}&vu$_

:Yd{8x v A)\#U,~  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。 GkVbf$A
 油水粘度比和相对渗透率曲线会影响含水上升规律相对渗透率端点值，渗透率，网格分布和网格大小会影响见水时间。
ZIQv^5V [  -N8H(a4aFZ
 井底压力拟合： 调整PI,表皮系数，KH。
y(T sU/i\ _\ 
8S#LAV z;G9f b5w  井口压力拟合： 检查VFP表，VFP表对气井会很精确，但油井的VFP会误差很大。所以 井口压力拟合应针对气井。 L4b%a+]2?W'G

5D IqQ#aNHs`  C}!l:an |
E: 历史拟合经验：
'Vk4I[@A 
VM lOvn0`  模型计算压力太大： 检查孔隙体积，减小水体，检查储量，气顶大小，参考面压力与深度是否对应。 j8G)Yk'F*H

9FB([m6['t  见水时间过早： 增加临界含水饱和度，降低水平渗透率，检查水体，检查射孔位置以及油水界面，检查隔层，断层传导率，
(sF\ m;g0i)NIfA!N  检查垂向渗透率，网格方向即网格大小影响。 +U4K*K5G:H
 #X,D5q}k
 含水上升太快： 油水粘度比，相对渗透率曲线，水体大小。 i'V&e rDe;d"l:W
 CW0H(f Mg
 井底压力太大： 增加表皮，减小KH,CCF，减小PI,减小传导率。 2c T\B y4` } JBQK2]$u

oAL8ke*D l.r2T.R 
^5a(`Z)Z _  %@Z{1gO
4： 如何从历史拟合光滑过渡到预测？
C]Ad+s)yS N W 
;[4Gd;U[q*mG`l  历史拟合的目的是为了用于预测以制定未来开发或调整方案，因此如何能将历史拟合后的模型用于预测而且光滑过渡非常重要。
&lwrXFT!PSd  ^'@@,x1H i)UJ{
 在预测阶段通常采用定井口压力，定井底压力，定液量方法。气井常采用定井口压力进行预测，而油井则采用定液量或井底压力方法。
r0^'Na0F  ;\m)y)s;p
 要保证历史拟合光滑过渡到预测，首先要保证历史拟合结束阶段应有很好的拟合，然后直接定这些参数进行预测. +V8i/[ XS;Z_`
一般而言，净毛比就是取净砂岩（有效厚度）与毛砂岩（砂岩厚度）的比值。
e/V!W:k M.R {$F$RNA!o0?:Y.k
大庆油田长期以来都是采用有效厚度/砂岩厚度作为净毛比，近年来的油田开发实践证实：表外厚度（一类砂岩和二类砂岩）不仅具有可观的储量，而且能够形成产能，因此，净毛比的计算方法就必须进行变革，如果沿用传统的做法就必然丢失表外厚度这部分储量，油藏数值模拟结果也必然存在问题。目前，有关净毛比求取方法有两种途径可选择使用：
|#?'b.q0le)~ _]O\ ]H'\[&H
1、根据表外储层岩石物理属性和流体渗流特点，采用一定的系数（如1/3或1/4）折算成有效厚度，再用有效厚度/砂岩总厚度；%fg2X(]9wm&AT

.j)nR:Vj^,x 2、采用砂地比（即砂岩总厚度/地层厚度）做为净毛比。)C1B}l.m(N
s#Emx)N
前者一般计算的储量偏小一些，储量计算结果相对保守，而且人为的影响较大；后者一般计算的储量偏大一些，需要依据泥质百分含量模型和给出一定的孔隙度下限值辅助计算，以扣除泥质含量和无效孔隙的影响，这种方法比较客观，国外一般都采用这种计算方法。
+C/dh)J'Z Uz2OX?9i 5qv2l^ BT*u;\
一般而言，净毛比就是取净砂岩（有效厚度）与毛砂岩（砂岩厚度）的比值。
p,]3Vk#L}h z[1yMb -x g-C^_w5dd0Q
大庆油田长期以来都是采用有效厚度/砂岩厚度作为净毛比，近年来的油田开发实践证实：表外厚度（一类砂岩和二类砂岩）不仅具有可观的储量，而且能够形成产能，因此，净毛比的计算方法就必须进行变革，如果沿用传统的做法就必然丢失表外厚度这部分储量，油藏数值模拟结果也必然存在问题。目前，有关净毛比求取方法有两种途径可选择使用：
*i.Gq9u+EjN
8en#V?-w;Y 1、根据表外储层岩石物理属性和流体渗流特点，采用一定的系数（如1/3或1/4）折算成有效厚度，再用有效厚度/砂岩总厚度；
5]M~1OnE qH
oCX(E&Vhw 2、采用砂地比（即砂岩总厚度/地层厚度）做为净毛比。O a`nhWP

P#~H8{wxz6E+~V 前者一般计算的储量偏小一些，储量计算结果相对保守，而且人为的影响较大；后者一般计算的储量偏大一些，需要依据泥质百分含量模型和给出一定的孔隙度下限值辅助计算，以扣除泥质含量和无效孔隙的影响，这种方法比较客观，国外一般都采用这种计算方法。
页: [1]
查看完整版本: 数值模拟网格问题（来自网络）