由於油田的實際情況非常復雜，海上油田受諸多條件的限制，全油藏模型或輔助模型的敏感性分析主要用於解決油田方案編制過程中的那些不確定因素。隨著油田投產後靜態和動態數據的增加，需要對原有的地質模型進行修正，通過所有油藏模型的數值模擬，加深對地質模型的新認識，在油田生產歷史擬合的基礎上進行產量預測。
因此，油藏數值模擬技術是油藏工程研究和油田動態分析中非常重要的手段。
中國海洋石油總公司的油藏數值模擬始於20世紀80年代初。為了盡快縮短該技術與國際先進水平的差距，從美國Core公司引進了3套大型油藏模擬軟件(黑油模型軟件、組分模型軟件、裂縫模型軟件)，並為埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、潿洲10-購置了計算機設備。20世紀80年代後期，利用世界銀行貸款和中國海洋石油總公司投資，從美國SSI公司引進了comp、ⅲ、ⅳ模型軟件，並配備了VAX8650計算機，用於編制錦州20-2凝析氣田總體開發方案和射孔方案，配合渤中28-1油田和劉樺11-65438+的生產歷史。
必須指出的是，由於不同時期使用的模擬軟件和計算機設備的差異，研究結果的準確性差異很大。
就模型網格設計而言，必須與油藏地質模型和油藏類型相壹致，還必須與所用計算機的計算能力相兼容。以埕北油田為例，上世紀80年代初，編制A、B平臺射孔方案時，由於計算機內存小，運算速度慢，模擬網格設置比較粗糙。該油田面積雖小，但水體是油藏含油面積的100多倍，已鉆開發井54口。油層分為五層，滲透率不同，自上而下互連。由於計算機容量的限制，在建立油藏模型的所有網格時，縱向上的五層不得不合並成兩層，使用的網格數只有1344。同樣是這個油田，90年代初，在研究油田註水和產量預測的可行性時，縱向采用了5層，整個油藏模型的網格數為4485個，增加了3倍，為高精度油藏數值模擬創造了條件。
90年代中後期，從SSI公司引進WORKBENCH，從GeoQuest公司引進Eclipse模型軟件。通過每年支付壹定的維護費，及時從軟件公司獲得最新的軟件版本，保證仿真軟件的先進性。充分利用已獲得的三維地震資料、巖心描述和測井資料，通過對儲層的詳細描述，搞清了油田儲層的分布與變化、孔隙結構和油水分布規律，建立了油田地質模型和儲層模型等完整的模擬系統。該技術已應用於綏中36-1油田試驗區可采儲量標定、秦皇島32-6油田開發方案編制和劉樺11-1油田動態分析。例如，在綏中36-1油田試驗區可采儲量標定中，根據試驗區實際情況，使用Eclipse模型軟件建立了28244個油藏模型網格節點，秦皇島32-6油田總體開發方案使用的模型網格節點數高達188160，劉樺11-60。
總之，最新油藏數值模擬軟件的應用和計算機功能的增強，為高精度油藏數值模擬創造了必要的條件。
海上油氣田的開發實踐充分表明，油藏數值模擬技術不僅在油氣田評價和總體開發方案編制階段必不可少，而且在方案實施、開采過程中的動態分析、調整措施的確定、註水方案的制定、生產前景的預測和可采儲量的研究過程中也非常重要。
壹、編制油田開發計劃和射孔計劃。
(1)建立與地質模型相適應的油藏模型。
埕北油田是中國與外國石油公司合作開發的第壹個海上油田。該油田位於渤海灣西部海域。是中方在1972發現的。已探明石油地質儲量2084×104t，為氣頂邊水構造。
層狀油藏。從1977年底到198110，經過4年的試生產，摸清了油田驅動類型、邊水能量和油、氣、水性質，為編制油田開發方案積累了重要數據。
1980年5月，與日本中石油開發有限公司簽訂合同，共同開發埕北油田，中日合作開展以油田地質和油藏數值模擬為重點的綜合研究。油藏數值模擬研究包括以下內容:①模型建立；(2)油藏模型完成後，輸入各種網格參數和油水、油氣界面數據，模型自動計算地質儲量；③模擬約束和不確定性的敏感性分析；④油藏模擬生產歷史擬合，通過整體模型模擬試生產階段的生產歷史和產量預測；⑤利用單井徑向模型研究油井底部水錐。
在此基礎上，編制油田開發方案。方案預測油田年產量為47×104t，采油速度為2.3%。15年後(至2000年)累計產油418.8×104t，采出程度20.1%。油田自9月1985、10月1987(B、A平臺)投產以來，截止1996年底累計產油429×104t，采出程度20.6%，綜合含水80%。
圖9-30埕北油田方案設計與開發年產油量對比
油藏模擬技術在埕北油田方案編制中的成功應用進壹步表明，建立適合地質模型的油藏模型是非常關鍵的。
(2)充分利用延伸測試信息編制油田總體開發方案。
劉樺11-1油田是中國海洋石油總公司和美國阿莫科東方石油公司聯合開發的大型生物礁油田。該油田屬於壹個被生物礁圈閉的大型底水油藏，已探明石油地質儲量15378×104t，全油田探明和控制地質儲量達到24015。
在編制總體開發方案前，為了確定油藏開采特征和對不同技術的適應性，在礁體不同部位布置了1直井(劉樺11-1-3井)、1大角度斜井(劉樺11-1-5井)、65438。上述三口井累計生產天數分別為48天、57天和116天(延伸地層測試-EDST)，獲得了更加準確和豐富的數據，加深了對油田儲層特征、儲層類型、流體性質、油井產能和主要影響因素的認識，揭示了油田開發中不可避免的基本矛盾。
油藏數值模擬采用Comp軟件，整個油藏模型網格總節點數為17160。利用新建的全儲層模型擬合了劉樺11-1-5井和劉樺11-1-6井的EDST歷史，用於預測整個油田的開發指標。最終提交的油田推薦方案也通過劉樺11-1-6井的EDST歷史擬合結果進行了驗證和修正(附圖9-31)。
圖9-31流花1111油田實際生產指標與總體開發方案對比
1993年3月政府主管部門批準開發方案，1994年6月開鉆，1996年3月29日投產(第壹批12井)。到1997年底，水平井總數達到24口，最高年產量為20口。經過近三年的油田開發實踐，對大型礁灰巖塊狀底水油藏的認識不斷加深。在此基礎上，應用三維地震資料解釋結果對儲層地質模型進行了修正，並利用Eclipse軟件進行了數值模擬研究。通過動態歷史擬合和產量預測，預測結果更接近實際開發指標(表9-1)。
表9-1方案預測與實際產量對比表
實踐表明，建立適合油田地質的油藏地質模型，充分利用評價井的EDST歷史擬合結果，對編制油田總體開發方案至關重要。
(3)優化開發方案，提高油田開發的經濟效益。
錦州9-3油田是中國海洋石油總公司於1988年在遼東灣北部發現的中型稠油油田，石油地質儲量為3080× 104t。1911月完成油藏評價、油藏數值模擬和總體開發方案。總體開發方案* * *設計3個平臺，68口開發井，采用反九點註水開發。預測15年累計產油604×104m3，油田綜合含水94.2%，采收率18.5%。經過多次工程概算和經濟評價，開發方案因平臺和開發井太多、工程投資大、效益差而無法實施。
圍繞錦州9-3油田能否高效開發，公司在1992 ~ 1996進行了多輪滾動分析，特別是在1995構造高部位鉆的評價井錦州9-3-8D。延長試驗持續了40天，發現並證實了三套高產氣藏和兩套高產油藏。氣藏測試日產氣量為13×104m3。新增天然氣地質儲量2.68× 108m3，解決了油田開發用氣緊張的問題。錦州9-3-8D井的試驗結果證實，提高單井產能是可能的。在此基礎上，重新建立地質模型和油藏數值模擬計算，最終確定三次優化後的開發方案。在編制總體開發方案和優化方案的過程中，對井網、井距、井數、采油速度和產能進行了敏感性分析和詳細論證，並將各種不確定性和可能的變化納入對比方案中。通過對38個方案的數值模擬研究，最終確定推薦方案(表9-2)。與總體開發方案相比，優化推薦方案將平臺數量從3個減少到2個，總井數從68口減少到44口，單井產能從40-60 m3/d減少到60-80 m3/d，累計產油量從604×104m3減少到706.9×104m3，開發效果大大提高。6月1997 165438+10月正式開始鉆開發井。
表9-2錦州9-3油田前期方案指標對比表
(4)確定油井的最佳射孔位置。
1.埕北油田
1985為了配合埕北油田B平臺射孔方案的編制，通過油田四個剖面進行了剖面模型的數值模擬研究。查明位於油田不同部位的油井生產動態特征，不同射孔井段與氣侵、水驅的關系，提出適合全油田的最佳射孔井段和合理射孔程度，以保證開發方案設計的單井產能，保護氣頂區壓力，減緩氣竄，防止底水沿高滲透層錐進爆裂。
首先通過調整地層參數對剖面上三口試采井的生產動態(含水率、氣油比、地層壓力)進行擬合，然後通過四個剖面設定的不同方案進行模擬計算。油藏剖面模型網格結構見圖9-32。
圖9-32儲層剖面模型網格結構圖
最後，最佳射孔原則為:純油區所有油層射孔；氣頂附近的井在油氣界面以下5m；氣頂區井，油氣界面下8 ~ 10m；鄰近過渡帶的井避免射開底部高滲透層；油水過渡帶的井在油水界面以上6 ~ 7m。
埕北油田投產後，年產油40×104t，穩產5年。油田開采14年後，綜合含水84%，累計產油486.6438+08× 104t，采收率23.3%。事實證明，數值模擬研究確定的射孔原則是合理的。
2.錦州20-2凝析氣田
錦州20-2凝析氣田中高點是由不同層位、不同巖性組合組成的底油底水塊狀凝析氣藏。為了防止或減少氣井生產過程中的底油錐進，射孔方案的編制采用了Comp模型和部分雙孔雙滲單井徑向模型。通過輸入DST試采和井底壓力隨時間變化的數據，調整氣藏參數，使壓力隨時間變化的實測值與計算值吻合，從而確定不同層位的縱橫向滲透率和裂縫高度。在此基礎上，預測了氣井生產動態和氣井生產過程中的底油底水錐進情況。最終確定氣井的最佳射孔位置。
錦州20-2凝析氣田投產10年以來，每年向下遊供氣約3.5×108m3。事實表明，總體開發方案和射孔方案是合理的。
第二，模擬跟蹤研究值貫穿於油氣田開采的全過程
(壹)適時調整油田開發技術政策
劉樺11-1油田1996在3月份陸續投產。截止1997年底，年產油245.39×104m3，產油率2.5%。此時油井生產動態的特征是近30%的油井含水上升速度快，46%的油井含水上升速度快。
在油田動態分析中，應用新完成的118.8km2三維地震資料和高分辨率處理解釋成果，結合劉樺11-5井數值模擬生產歷史擬合結果，落實了所謂的儲層相對致密層段。驗證結果表明，致密層段平均滲透率不低於10×10-3μm3，縱向滲透率等於或大於橫向滲透率，在生產壓差較大時，不能有效封堵底水錐進。
利用Eclipse軟件進行動態歷史擬合和產量預測，到2010，該油田累積產油量為1249.2×104m3(比ODP方案預測值低271.2×104m3)。在新壹輪數值模擬和預測的基礎上，確定了油田開發的技術方針:大力維護設備，保證較高的開井率和綜合小時率，以側鉆為主，做好提液堵水工作，控制含水率上升，減緩油量下降，提高開發效果和經濟效益。
該油田開發技術政策實施後，在穩油控水方面取得了良好的效果。
(二)確定註水技術政策，改善註水效果。
綏中36-1油田生產試驗區投產以來，壹直以每年2%左右的產量生產。到1995年底，部分地區地層壓力接近飽和壓力點。根據試驗區的規劃，油田應轉註水生產。為此，開展了水驅模型的數值模擬及相關問題的敏感性研究。
根據綏中36-1油田儲層反韻律明顯、親水性弱的特點，建立了相應的反韻律數值機理模型。為了便於油田開發中反韻律和正韻律油藏的對比，還建立了正韻律數值機理模型。兩種模型的采出程度明顯不同，反韻律油藏的采出程度比正韻律油藏高3.5%。
另外，建立以A8為代表的井組數值模型，通過該井組模型進行與註水相關的分析研究:①註水速度和註采效果；②流體性質和采收率；③不同的註水時機和采收率；④合註合采和分註合采對采收率的影響。
井組模型模擬的主要結論是:①雖然中低含水期不同註水速度下含水率和采出程度存在壹定差異，但當含水率為98%時，不同註水速度下的最終采收率基本相同；②在相同註入倍數下，原油粘度低的模型驅油效率高，而粘度高的模型驅油效率明顯降低；(3)地層壓力降至飽和壓力時，切換註入是合理的；④分註合采可以減少層間幹擾，提高采收率。
基於這壹結論，確定了綏中36-1油田試驗區註水階段的開發技術政策為“利用天然能量保護氣頂能量；油田完全轉註，地層壓力增加；實施分層配註、調整解堵相結合。”根據這壹技術政策，1996實驗區轉入註水開發，水驅效果良好。
(3)跟蹤油田生產動態，分析高速開采對采收率的影響。
據1994統計，珠江口盆地已投產的砂巖底水油藏全部以年均4.5% ~ 8.5%的采油速度開采。這種高速開采對最終采收率有什麽不利影響嗎？為了回答這個問題，通過油田的生產情況和各種地質資料，進行了新壹輪的單井生產動態歷史擬合和壹系列的采油速度敏感性分析。
如惠州26-1油田(M-10層)生產歷史從1991年，11月到1994年9月進行擬合，分析了采油速度和含水率變化的敏感性，油藏不存在低。此外，惠州21-1油田(2970層)從1990 11到1994年3月的生產歷史擬合和敏感性分析表明，高速開采對含水率上升規律和最終產油量影響不大。
研究結果表明，珠江口盆地底水砂巖油藏的高速開采不僅不會降低該類油藏的最終采收率，反而會提高油藏中低滲透層段的儲量動用程度。高速開采的直接好處將是提前收回投資。
惠州油田集團、西江油田集團和陸豐13-1油田的生產實踐也證實了上述結論的正確性。
(四)及時標定可采儲量，查明油田剩余可采儲量。
綏中36-1油田生產試驗區自1999年初投產以來已有五年多時間。準確標定油田的可采儲量以指導油田未來的開發是非常必要的。因此，在可采儲量標定中，除了水驅曲線法、經驗公式法和類似油田的類比法外，主要采用油藏數值模擬法，因為該方法考慮的因素全面、系統，同時擬合了試驗區5年以上的生產歷史，其預測結果更符合實際。在可采儲量的具體標定和預測中，從技術采收率、經濟采收率、海上平臺壽命采收率等多個方面對可采儲量進行了預測(表9-3)。
表9-3中36-1油田已開發區域可采儲量匯總表
技術采收率:包括利用理論公式計算、實際試驗區和油藏數值模擬得到的彈性采收率、溶解氣驅采收率和註水開發采收率。
經濟采收率:根據原油價格1998確定的盈虧平衡點年產量和油田生產作業費用，通過油藏數值模擬計算得出盈虧平衡點的生產年限和產量。
平臺壽命采收率:根據平臺設備20年的設計壽命，預測試驗區的可采儲量和采收率。
考慮到綏中36-l油田二期工程將陸續投產，油田將進入整體開發階段。屆時，實驗區和“J”區將借用整體開發設施，通過實施註采井網調整、註水井調剖、生產井堵水等技術措施，降低生產作業成本，延長達到盈虧平衡點的生產壽命，提高采收率。因此，推薦開發可采儲量為2436.8× 65438+。
(5)擬合氣田生產歷史，驗證氣田儲量。
1997使用SSI引進的Comp軟件，根據1995重新處理解釋的地震解釋成果和地質研究成果，建立新的地質模型。對錦州20-2凝析氣田中、南高點氣井生產歷史進行了擬合，並在各種敏感性分析的基礎上擬合計算了氣田儲量。數值模擬結果表明，整個氣田的地質儲量為65438+。這壹結果與國家儲委1987申報批準的氣田地質儲量基本壹致，僅相差1.76×108m3，相差1.4%(表9-4)。
表9-4錦州20-2凝析氣田南高點和中高點數值模擬及批準儲量對比表
錦州20-2凝析氣田天然氣資源動態核實結果為凝析氣田未來開發方案的制定提供了可靠的數據依據。