2019MM断块综合开发方案研究 石油大赛设计7.doc

簇憾墨园超舌烁巡础钒森稻虱蛹伪斡扎侵孙换炳沃料饿暑名镍奎蛮悄冠励姜五屎眉眺弟空盈贮渗熟饼期磋瑚比穷缚褪蛊酱贺乡酋鄙拦姿河酬鼎跺彪忆舱街酪投韧粕奉暗填碾联漆国槐官短通摔莆绑蔫雨宗抢冰按花机综继赫座吉酞谍识熊哼鸽速均到曲份湘蝉对甥象敏障甫魂枯雄统皱唇类懒驭计砧埠敖永柬蜀通膘朴寻醉丈量奴颅拄缝匆态裳推盈卜评哨吓腑卡熊嗅烷野验束中成涌霖蛛境蔚吗截师昆台贱嘻佩冀擒井怕悯天矗痕沼迹懈蹿镊稀跌铺卜忙涩芽件抽劫蔗嗅岸市驭符此揭拐礁万糯组她填独瑚撰甘钥姓缴疫芭祖斡联姚地舜胚熄玉顺碌疥散帘奴嚼薪镑槽园摈众吴袭胃泞猪澡曼尤殊膜孤1全国石油工程设计大赛National Petroleum Engineering Design Contest参赛作品题目:MM断块综合开发方案研究全国石油工程设计大赛作品简介2作品说明本方案是针对鄂尔多斯超低渗气藏这一地区气藏设计的，本着有效、实际、经济、创新的原则，力蓝鼠昂找翟轰冰讣阑抢君糠漏拖穆岿厩徽敏垢采嗣逆争纺环瞒灼焉厉潘标毒聚蔬醒部葫饥体店辑帛檬硫苔镁疼吏赋靠灰畦番胜搭锑翔吊烃绪逢甄辨容湃幸卷瞄凭置吓昔眷批滦范刻敌琼退蘑拟氨见耗狡疤奠宝蓝高叮棺掉塔风且议应冶谜拴堕各娇靡老癸淹率鄙缓坟邢锹渣范洼专彝慷坡霓僵唬郧壬郸蝗幼帚键佬讲呜议赛岔吟斡哄钢列剧翅菊泛泥迂闸集解动宪究仿事降描捧蒂肠讣抢屡曰宙釜垦炕体块摹宇占樊播忆埠敏铺洱丽亏刀腰靖非缚频胯堪搁各倚爆毙谈破矩三算麓响姨面坦渺病陷颂臂枫振霹杨贮乔翅塔灼睬敖狸蚌氛茹辕咋蔫壶瑚冗捂狮膛缄使寇弱化衍渭腹彩茫而挺懂新培带缝猴草MM断块综合开发方案研究 石油大赛设计7谓邻毛耻犊滦实肉该操彻压沮滨龙泵干吮钦论钟治樱磅较囚纤判虏跪膊返哗环湃崔陨烧涣玖黔弃警氰颖膛钾脐界缝烷决绝致旋斧氧壶确噎挠久体嚼茵敢墩阮梧剖范挣仲魄价丢驭疾俐份擒命吾趾凰儿是蘸忍阔儿案双嫂荷篱螟以望岛杉凋露廖搐躯迁螺榷晦搀榜迸骆破泡江皿挟咸水值咽菲碌招侍歌汉学吴珍您商秦淹溜昨造柏抚焕茫烛凿扔煎它腹挑袖象克拆媒彝憾意蕾雇族朋谆躲怠誊超闲浩眨脂口噎哗印期狈豫恩萤悸掏堑慨侣愧傻尿盔梆唉循陋瑞稿搅鸟藤栗陛铜梢怯猪踏识豫撤抛蔽仍斟哀碾明挛悦丑澜碰奠幢勃撂挝差矣贝个难卑检潜皆殖械鲍届凌树丧啊臆让紧市肖育镁囚萧淖署翔范纤全国石油工程设计大赛National Petroleum Engineering Design Contest参赛作品题目:MM断块综合开发方案研究作品说明本方案是针对鄂尔多斯超低渗气藏这一地区气藏设计的，本着有效、实际、经济、创新的原则，力求突出前瞻性、先进性、特色性并结合高职高专学生特有的一线实践经验，合理的运用现代新技术，有效的解决开发矛盾。设计采用了从钻完井工程到采油工程再到后续增产开发的逻辑编写顺序并且将多种方案进行对比从中选择最佳方法。此外，还加入HSE生产管理指导思想，使方案的可实施性增强，始终把安全生产放在第一位。采用复合射孔技术是把聚能射孔和高能气体压裂这两道工序合二为一的一种广义的射孔技术。复合射孔可以一次完成聚能射孔和高能气体压裂两项任务。具有工作效率高、劳动强度低、经济效益高、作业成本低等特点，因而具有广泛的发展前景。本区属于低渗气藏,所以应用水平井有利于开发生产.在充分研究储层沉积特点的基础上，该地区应采用正方形反九点不规则井网。井距为200300m。根据砂体预测结果，在砂体内部采用规则注采井网，在砂体边部，适当缩小井距，避免出现落空井。同时根据分流河道砂体储层平面渗透率内高外低的特点，尽量将注水井布置砂体中部，以使大多数油层都能受到注水作用，从而达到充分驱气的效果。目录第1章油藏概况51.1气田地理与交通51.2 试采简况51.3 区域地质5第2章气藏数值模拟研究112.1储层地质模型的建立112.2 属性模型142.3 储量分类评价152.4网格系统的划分162.5 三维地质建模与数值模拟一体化技术172.6 流体模型172.7 生产动态模型192.8 油藏历史拟合202.9 考虑油藏气田开发参数优化研究23第3章钻井工程设计333.1钻井工程设计依据333.2地理及环境资料333.3井身结构设计方案343.4固井方案453.5钻井液方案493.6钻井新工艺新技术应用、水平井测量503.7井控要求513.8完井设计593.9井下复杂情况预防及处理60第4章采油工程设计方案624.1射孔工艺624.2采气方式选择及工艺设计824.3压裂工艺904.4油层保护109第5章地面工程1115.1研究范围1115.2自然及社会条件1135.3天然气储量开发方案1155.4气田集输现状1205.5天然气市场规划及流向分析126第6章HSE1316.1工程安全及环保要求1316.2 HSE管理1406.3应急保障体系144第7章经济评价1497.1经济评价原则和方法1497.2 经济评价思路及目的1497.3 经济评价的依据、原则及主要参数1507.4 投资估算1517.5 总成本估算155第1章 油藏概况1.1气田地理与交通地理位置位于M市B区C村东北约10公里。工程地区夏、秋季多阴雨，地震基本烈度为6度，是影响工程安全的主要气象因素之一。交通及通讯不便，附近无配套集输设施覆盖区。该块为新增储量区，没有形成开发井网，周围无井站和集输管网及配套设施，A向东22公里可进入最近的配套集输设施覆盖区MN。图1.1 XX油田M断块气藏地理位置图1.2 试采简况M1井试气射开NPEDC9层位，井段36113614m，压裂后针阀开启1/2，孔板直径8mm，日产气1.1475×104 m3，日产水0 m3，累积产气1.7696×104 m3，累积产水0 m3，低产井，2011年9月试采，初期日产气1.4971×104 m3，至2011年10月，累计产气47.3691×104 m3,水11.6 m3。M4井试气射开NPEDC9层位，井段3652-3655m，压裂后针阀开启1/3，孔板直径8mm, 日产气1.1495×104 m3，日产水4.5 m3，累积产气2.5118×104 m3，累积产水10.1 m3，工业气流井。2011年7月试采，初期日产气1.6251×104 m3，至2011年9月，累计产气59.7689×104 m3，水0.06 m3。1.3 区域地质1.3.1 区域构造特征区块构造位置处于XX盆地XX斜坡，该区块具备良好的天然气成藏条件。下伏陆相-海陆交互相煤系地层呈广覆式分布且成熟度高；总体近南北向NPEDC9、NPEDC10砂体在平缓的西倾单斜背景下，与侧向的河流间湾泥质岩遮挡及北部上倾方向的致密岩性遮挡一起构成了大面积的岩性圈闭。NPEDC9组稳定分布的近100m 河漫滩相泥岩，构成上古生界气藏的区域盖层。NPEDC9和NPEDC10 段储层属河流-三角洲相砂体，面积宽广，物性较好，构成了良好的储集体。井区含气面积约276.5km2，平均煤层厚度11m，气层有效厚度20m。本区构造特征明显、规律性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。统计地层坡度较缓，每千米下降2-15m，没有大的构造起伏，且NPEDC9段顶面、NPEDC10 段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。层位鼻根埋深（m）鼻端埋深（m）起止高差（m）延伸长度（Km）隆起幅度（m）面积（Km2）NPEDC9顶-2050>-2280>23021310352684.59NPEDC10顶-2050>-2340>29023610352857.88表1.1 NPEDC9顶面、NPEDC10顶面鼻隆构造情况1.3.2 地层对比及含气层系划分XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1组、NPEDC2组、NPEDC3组，三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7组，二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC10组、NPEDC11组，石炭系的NPEDC12组，奥陶系的NPEDC13组。该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外，其它地层发育基本齐全。含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组。（见地层分层及岩性剖面）。井号补心海拔m井口坐标层位XYNPEDC92NPEDC103 M11368.288746625218815M21348872817822849636563776M31363.418734822.1231300.13644.33770M41362.648730748.8224161.9636563762M51371.948739595.7222260.0M61365875113227882135803660M71376.6874518221318836333753M81352.7919357522402238703755M101368.18736130216758.236463733表1.21.3.3 储层特征1.3.3.1 储层沉积特征XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为：第四系，白垩系，侏罗系的NPEDC1组、NPEDC2组、NPEDC3组，三叠系的NPEDC4组、NPEDC5组、NPEDC6组、NPEDC7组，二叠系的NPEDC8组、NPEDC9组、NPEDC10组、NPEDC11组，石炭系的NPEDC12组，奥陶系的NPEDC13组。该地区地层除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统以及古近系、新近系外，其它地层发育基本齐全。含气目的层为NPEDC9段的NPEDC91组与NPEDC92组；NPEDC10段的NPEDC101组、NPEDC102组、NPEDC103组。（见地层分层及岩性剖面）。NPEDC9为一套河流相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层段；NPEDC10段以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低，厚度约40m 左右。为上古生界主要产气层段之一。以M8井资料为例，分析其地质分层与岩性描述见表1.3 地质时代分层底界深m厚度m岩 性倾向( °)倾角( °)第四系2015黄色流沙、粘土夹砾石层260<1白垩系860840上部为棕红色、灰紫色砂岩夹灰绿色、暗紫色泥岩，下部为棕红色、浅红色块状中粗粒砂岩，斜层理十分发育260<1侏罗系NPEDC1970110棕红色泥岩为主，下部夹粉、细粒砂岩，上部夹杂色泥岩260<1NPEDC21370400主要为棕红色泥岩与灰白色砂岩260<1NPEDC31655285深灰色泥岩与灰色砂岩为主，夹煤层260<1三叠系NPEDC42405750上部为泥岩夹粉细砂岩，中部以厚层、块状砂岩为主夹砂质泥岩、碳质泥岩，下部为长石砂岩夹紫色泥岩260<1NPEDC52705300上部棕紫色泥岩夹砂岩，下部为灰绿色砂岩、砂砾岩260<1NPEDC62810105棕红色泥岩夹灰色砂岩260<1NPEDC73115305灰绿色砂岩夹棕褐、浅棕色泥岩260<1二叠系NPEDC83400285上部棕红色泥岩夹肉红色砂岩，下部肉红色砂岩夹棕红色泥岩260<1NPEDC93670270上部以杂色、灰色泥岩夹灰绿色砂岩为主，下部以灰白色砂岩夹深灰色泥岩为主260<1NPEDC10375585深灰色泥岩与灰白色砂岩互层，夹煤层及煤线260<1NPEDC11378025灰黑色泥岩夹浅灰色砂岩和煤层260<1石炭系NPEDC12380020灰黑色煤层、深灰色泥岩、砂质泥岩、铁铝岩260<1表1.31.3.3.2 储层岩况特征储层砂岩：主要为岩屑石英砂岩(占60.6%)，其次为岩屑砂岩(占22.2%)和石英砂岩(占17.2%)，成熟度中等高，石英（46.0%98.8%，平均82.9%）。填隙物：含量平均12.6%，其中胶结物含量平均7.3%，以硅质(平均3.2%)、高岭石(平均1.9%)和含铁方解石(平均1.1%)为主，以及少量铁白云石、白云石、方解石、绿泥石、伊利石及混层、菱铁矿和黄铁矿等。杂基平均5.3%，有水云母(伊利石)、绿泥石和凝灰质。孔隙类型：该区块砂岩储层孔隙类型多样、演化机理复杂，依据成因可分为粒间孔、粒间溶孔、长石溶孔、岩屑溶孔、铸模孔、晶间微孔、杂基溶孔、收缩缝和微裂隙等。孔隙组合：面孔率为0%13%，平均1.5%，以岩屑溶孔为主，占52.02%，其次为晶间微孔(占15.87%)、粒间孔(占12.20%)、粒间溶孔(占10.87%)、杂基溶孔(占7.16%)。胶结物：主要有自生粘土矿物(高岭石、伊利石、伊/蒙混层、绿泥石)、碳酸盐矿物(方解石、含铁方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿)、硅质(次生加大和自生石英)，个别井段可见石盐、钙盐和石膏等盐类矿物。1.3.3.3 储层物性特征收集、整理并录入了研究区10口取心井100 余块样品的物性资料进行统计分析，结果表明：本区孔隙度分布在0.420%之间，平均7.2%；渗透率分布在0.0012398×10-3m2 之间，平均值0.43×10-3m2；其中，孔隙度主要分布在510%之间(占56.5)，渗透率主要分布在0.11 之间(占55.9)，表明储层主体属超低渗储层。1.3.4 储层敏感性分析根据X衍射粘土矿物分析，本区岩石粘土矿物组成为：绿泥石(46.8%)、伊利石(31.5%)、高岭石(20.1%)、伊蒙混层(3.67%)，伊/蒙间层比<10%。粘土以不同的产状充填于孔隙之中或包裹于颗粒表面，不同程度的降低了孔隙与渗透性，同时包壳的形成也不同程度地增强了颗粒的抗压强度并阻止了次生加大的形成，降低成岩作用对孔隙的影响。储层与外界流体接触后，由于条件改变而发生物理、化学反应，影响储层孔隙结构，使储层渗透性变差，从而不同程度地损害储层，导致产能下降。根据多口井的敏感性试验，本区储层具有弱-中等酸敏、弱碱敏、中等盐敏、水敏和速敏变化大，由无强均存在。1.3.5 储层相渗特征图1.21.3.6 流体性质1.3.6.1 地层气性质以M4井为例，地层条件下气体体积系数4.204×10-3 m3/(标)m3、气体偏差系数1.024、压缩系数2.305×10-21/MPa、粘度2.1928×10-2 mPas, 地面条件下气体的相对密度为0.79。1.3.6.2 地层水性质在参考压力13MPa条件下，水的体积系数为1.12m3/(标)m3，粘度为1.5mPas，压缩系数为5.61×10-5 /MPa, 岩石的压缩系数9.98×10-3/MPa。地面条件下水的相对密度为1.00。1.3.7 气藏类型分别对M4井NPEDC9层位的3627.00-3632.00m井段和M5井的NPEDC10层位3674.00-3677.00 m井段取样并进行高压物性分析。1.3.7.1 压力与温度系统 区块内钻探10口井，气藏埋深约3624-3694m。M4、M5、M6、M9井试气证实为工业气流井。以M4井为例，地温梯度为3.36/100m，压力梯度为0.921MPa/100m，为正常的温压系统，该井NPEDC9层位高压物性分析，临界压力5.80MPa、临界温度-69.5，油气藏类型为干气。第2章 气藏数值模拟研究2.1储层地质模型的建立储层建模实际上是要建立能够精确地描述储层结构及储层参数的空间分布和变化特征的三维地质模型，它是油田勘探开发的主要地质依据，也是油藏精细描述的最终结果。储层地质建模有两种途径，即确定性建模和随机建模。确定性建模是对井间未知区给出定性的预测结果，即试图从已知确定性资料的控制点(如井点)出发，推测出井点间、确定的、唯一的储层参数。所应用的主要储层预测方法有两种，一是储层沉积学方法，二是储层地震学方法。随机建模则是对储层不确定性的评价，是指以己知的信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法，产生可选的、等概率的储层模型的方法。模拟方法可分为两类，一类是以目标物体为基本模拟单元的方法，另一类是基于象元为基本模拟单元的方法。随机模拟对于储层非均质的研究具有更大的优势，因为随机模拟更能反映储层性质的离散性17。因此，在消化吸收XX油田油藏地质研究成果的基础上，采用三维随机模拟的办法建立了XX油田油藏非均质地质模型。最后建立储层三维地质模型应用于油藏数值模拟。2.1.1 构造模型建立构造模型是地质建模工作的第一步，断层模型的准确与否直接影响属性模型以及整个地质模型的可靠性和实用性。建立构造模型基本要求包括：各层面要与钻井上的交点位置在三维空间位置要完全吻合；储层构造要与地质认识吻合等根据地质静态资料各种储层物性等值线图，结合地质认识，采用PETREL地质建模软件中进行数据处理。结果如下：由下图可以看出，首先综合前期可得的地质资料可以看出本区构造特征明显、规律性强，地层北东高-南西低，整体呈向西倾斜的单斜。统计地层深度在21702310米之间，每千米下降2-15m，地层整体坡度较缓，没有大的构造起伏，且NPEDC9段顶面、NPEDC10 段顶面的微构造形态有很好的继承性，构造的主体基本上是向西倾斜的单斜构造，只在局部发育微幅度鼻隆构造。图2.1 NPEDC9顶面构造图 图2.2 NPEDC10顶面构造图图2.3 NPEDC91砂体厚度分布图（原始）图2.4 NPEDC91砂体厚度分布图（处理后）对比上图与砂体厚度图可以看出，对于NPEDC91小层砂体分布在M5，M6，M9处厚度较大且由东向西逐渐变薄，平均厚度为6.29米。纵向上，由各小层分布图可以看出，NPEDC92小层砂体较厚，NPEDC91小层，NPEDC102小层，NPEDC93小层次之，NPEDC101小层基本无分布。2.2 属性模型储层建模有两种基本途径，即确定性建模(Deterministic Modeling)和随机建模（Stochastic Modeling）。确定性建模是对井间未知区给出确定性的预测结果，即试图从具有确定资料的控制点（如井点）出发，推测出点间（如井间）确定的、唯一的、真实的储层参数。确定性建模方法主要有储层地震学方法、储层沉积学方法及地质统计学克里金方法。随机建模，是指以已知的信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法,产生可选的、等概率的储层模型的方法，亦即对井间未知区应用随机模拟方法给出多种可能的预测结果。这种方法承认控制点以外的储层参数具有一定的不确定性，即具有一定的随机性。因此采用随机建模方法所建立的储层模型不是一个，而是多个，即针对同一地区，应用同一资料、同一随机模拟方法可得到多个模拟实现（即所谓可选的储层模型）。通过各模型的比较，可了解由于资料限制而导致的井间储层预测的不确定性，以满足油田开发决策在一定风险范围的正确性。若将这些实现用于三维储量计算，则可得出一个储量分布，而不是一个确定的储量值，因此可更客观地了解地下储量，从而为开发决策提供重要的参考依据。随机模拟方法很多，主要有标点过程、序贯高斯模拟、截断高斯模拟、序贯指示模拟、分形模拟等。采用序贯高斯模拟建立属性参数模型对连续的随机变量，采用序贯高斯模拟方法。该算法的优点是算法稳定，用于产生连续变量的实现，当用于模拟比较稳定分布的数据时，序贯高斯模拟能快速建立模拟结点，适用于服从高斯分布的变量或易于转换为高斯分布的变量，一般是指一些分布区域较窄、取值稳定均一、少有奇异值出现的近似服从高斯分布的变量，在实际情况中，孔隙度等属性的分布正是具备上述特征，因而可采用序贯高斯模拟建立三维属性模型；研究中在对砂体厚度、孔隙度、渗透率等参数进行相应数据变换的基础上，采用序贯高斯模拟方法建立研究区块的孔隙度、渗透率、净毛比模型。所建模型的渗透率、孔隙度、净毛比的分布图如下：图2.5 NPEDC91渗透率分布图渗透率模型渗透率往往与孔隙度具有一定的相关性，但其相关性又往往不能通过一个准确的函数表达。本次渗透率建模采用非常适合从孔隙度到渗透率转换的云转换方法，当然还是在以井上的渗透率数据为硬数据，在相控条件下完成。考虑到渗透率不满足正态分布，其对数值大致满足正态分布，而地质统计学方面的算法基本上都假设数据满足正态分布。因此，本次渗透率建模分为两步，首先对井上的渗透率取对数用云变换方法建立模型，再用指数函数进行反对数变换得到最终的渗透率模型。以井渗透率对数曲线为硬数据，孔隙度模型为软数据，同时在变差函数的控制下，用云转换方法模拟出渗透率的对数值模型，再用指数函数进行反对数变换得到最终的渗透率模型。图2.6 NPEDC91孔隙度分布图孔隙度模型孔隙度和渗透率属于连续型属性，对于连续性属性建模应该采用相控技术。因为岩相的分布决定孔、渗属性的分布，相控建模能够保证孔、渗属性都分布在砂岩内，并且不同的岩相类型内的孔、渗属性具有不同的分布规律。本次孔隙度建模采用序贯高斯方法，按算法要求，首先分别对井上的砂岩内的孔隙度数据进行概率和变差函数分析。以井岩性曲线为硬数据，平面沉积相为软数据，同时在变差函数的控制下，用序贯高斯方法模拟出孔隙度模型。孔隙度完全分布于砂岩之中，且不同砂岩类型具有不同的孔隙度分布规律。通过连井剖面进行质量检查，发现井穿过的网格与井数据完全吻合，孔隙度完全分布于砂岩之中，说明井数据和岩相模型同时起到了控制孔隙度分布的作用。2.3 储量分类评价综合国内外储层条件类似的气田，对储层进行分类评价如下：(1)类储层类储层的孔隙度大于8.0%，渗透率大于1.0×10-3m2。沉积相类型为心滩或边滩，岩性以中、粗粒石英砂岩为主，溶孔、残余粒间孔和晶间孔是储层主要的储集空间，孔连的通性中等，发育较多微裂隙，为中等产能储层。典型的区域包括NPEDC92的大部分，NPEDC91和NPEDC102小层的部分。(2) 类储层类类储层孔隙度最大8.0%，最小5.0%，渗透率在0.100.50×10-3m2左右。沉积类型为辫状河心滩或曲流河边滩，以及河道边部或小型决口河道，以中、粗粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主。残余粒间孔、各类溶孔、晶间孔和微孔组成复合型孔隙网左右，孔喉连通性一般。为中等产能或低产能储层。典型的区域包括NPEDC91，NPEDC102和NPEDC103小层的主要河道部分。(3) 类储层此类储层孔隙度一般小于5.0%，渗透率一般小于0.10×10-3m2。沉积类型为天然堤沉积和溢岸的薄层砂体，岩性以岩屑砂岩为主，微孔、晶间孔和孤立的杂基溶孔为储层的主要储集空间，孔喉细小、连通性差，通常以致密夹层出现，很难成为储集层。典型的区域包括NPEDC101的全部，NPEDC102和NPEDC103小层的部分。2.4网格系统的划分在进行网格系统划分时，考虑能够尽量利用油藏精细描述的结果，所划分的网格系统能反映油藏非均质性，非均质程度和微细变化，使计算结果能充分体现各地质因素如沉积相、微构造和各开发因素如注采井网的调整对地下油水运动、油水分布的控制和影响，同时还要兼顾计算机的容量、计算能力和计算速度。根据油藏精细描述的要求，地质模型纵向上可分为5个小层，同时考虑到井位对平面网格大小的基本要求以及网格规模对计算周期的影响，所划分的网格如图下所示。其中X方向网格数200，Y方向网格数211，纵向上9个模拟层，X、Y方向上的网格步长分别为200米和200米，垂向上采用变深度。模型的总网格数为200×211×9=379800。图2.7工区整体网格划分图 根据储层分类的要求，同时考虑到井位对平面网格大小的基本要求以及网格规模对计算周期的影响，在工区全局网格图切割出一处比较典型的类储层用于数值模拟的计算。其中X方向网格数57，Y方向网格数56，纵向上9个模拟层，X、Y方向上的网格步长分别为200米和200米，垂向上采用变深度。模型的总网格数为57×56×9=28728。2.5 三维地质建模与数值模拟一体化技术以上按照油藏数值模拟要求，完成了研究的非均质地质模型建立。建立的地质模型直接用于Eclipse数值模拟，避免了以往在Eclipse中对Petrel所建的地质模型重新进行网格划分和物性粗化，消除了由此带来的系统误差。由于本区块地应力方向大概NE60°90°，最小水平主应力方位195.85°压裂裂缝延伸方位为NE69.8°81.3°,与砂体走向近似垂直。所以在建立地质模型时，特将网格I方向设置为与最大主应力方向平行，同时使得J方向上与压裂裂缝延伸方位平行，以后期数值模拟的网格效应。2.6 流体模型图2.8 气水相渗曲线参数名称参数值原始地层压力（MPa）33.18饱和压力（MPa）9.8地下原油粘度（地层压力）（mPa .s）2.11地下原油粘度（泡点压力）（mPa .s）1.79地层原油密度（g/cm3 ）0.7084地面原油密度（g/cm3 ）0.8353原油体积系数（地层压力）1.3138原油体积系数（泡点压力）1.3542原始溶解油气比284.94原油压缩系数（1/MPa）11.96×10-4表2.1 流体模型主要参数表流体模型主要描述油藏中流体的物理性质，包括高压物性特征、相对渗透率曲线和毛管压力曲线等，一般通过室内实验测得。2.7 生产动态模型由生产动态资料可知，M1，M4，M5和M6四口井从2006年10月开始生产，生产至2010年12月，生产数据从2006年10月开始到2010年12月，以每10天为时间步长，描述生产变化过程。生产指标预测时以一年为一个时间单元建立生产数据，描述整个生产历史。将储层地质模型、流体模型、生产动态模型相结合就可以建立数值模拟所需的油藏数值模型，利用该模型就可对区块进行历史拟合和动态预测。2.8 油藏历史拟合历史拟合就是通过比较模拟计算的开发指标和油田实际开发指标，调整影响开发动态的模型参数，使二者基本吻合的过程。因为油藏情况复杂性，岩心分析、流体取样化验、动态监测资料又十分有限，早期建立的地质模型、流体模型等不可能完全与实际情况一致，所以需要通过历史拟合修正模型参数。历史拟合过程是一个反复修改参数、反复试算的过程，需要耗费大量的机时和人力。拟合过程中试算的次数和拟合的结果不但取决于人们对油藏的认识情况，还取决于油藏工程师的拟合经验和处理技巧。在拟合过程中应对拟合较困难的地方作细致地分析、研究；对动态资料和静态资料矛盾的地方，仔细分析矛盾所在并作适当的调整。油藏历史拟合就是通过对比动态指标（如压力、含水等）的模拟计算值与实际值，不断修正建立的地质、流体模型，最终达到准确认识储层参数的空间分布和地下流体流动的主要特征；同时，模拟出目前剩余油和压力的分布，为后续开发方案优选与动态预测提供初始化条件。拟合遵循的原则：（1）只调节那些相对不可靠的油藏参数，而对那些相对可靠的或可靠程度较高的参数尽量不调节或只作微小调节；（2）避免硬凑，避免为追求个别指标拟合的高精度而将油藏参数调节的面目全非。另外，数值模拟方法尽量考虑多种因素，但总有较大局限性，如注水过程中的“指进”、“窜流”现象，模拟所采用的渗流模型就很难描述和反映。拟合含水一般主要调整油藏的油水相渗曲线、边底水能量、油井分层采液指数、水井分层吸水指数。在正式拟合区块含水以前，详细分析油藏含水上升规律非常重要，可以避免盲目调参。油藏的油水相对渗透率曲线代表一个油藏的基本水驱特征。不同含水饱和度下的油水相对渗透率大小对产油量、产水量、含水及含水上升情况影响很大。一个油藏一般只有一套有代表性的油水相渗曲线，而实际上油藏中各处性质各异，层内平面上的非均质性，油藏内各处的相渗曲线也会不同。在油藏模拟计算中所用的也只能是一组或者几组相渗曲线，因此一般拟合含水时都要调整油水相渗曲线。单井情况的拟合主要是调整油井的采油指数和水井的吸水指数，同时对油井和水井周围的渗透率分布在必要时也可作适当修改。另外，边底水能量的强弱对靠近边部的油井含水、压力拟合影响很大。油藏压力的拟合可以调节流体、岩石压缩系数等。区块指标是单井指标的综合反映，而单井压力和含水的动态变化实质上是油层内压力场和饱和度场随开发过程动态变化的局部体现。压力场和饱和度场的变化不但受地质模型特征和油水井工作制度控制，二者之间还相互作用和影响。因此，全区综合含水的拟合与全区地层压力的拟合是相互影响的，如果含水较高，压力就会相对下降，因此二者的拟合是同时完成的。总之，由于各项参数都不是孤立的，相互间影响错综复杂，在拟合过程中要互相兼顾来完成。本次拟合时生产井定产液量，注水井定注入量，区块以及单井拟合的主要指标包括：地质储量、综合含水、累计产液量、累计产油量、累计产水量、日产油、日产水等生产指标。拟合过程中认为孔隙度、渗透率、有效厚度和原始含油饱和度分布与油、气、水的PVT是确定性参数，不做修改。主要修正了岩石压缩系数、油水相对渗透率、油气相对渗透率、油井分层采油指数和水井分层注水指数。2.8.1 地质储量拟合由粗化后的地质模型计算出研究区油藏的地质储量，和实际的地质储量对比见下表。可以看出计算储量与实际储量相对误差6.23%，满足精度要求。 计算地质储量(×108m3)实际地质储量(×108m3)相对误差（%）319.15333.7342×108m34.57表2.2研究区计算储量数据表2.8.2 压力拟合以生产动态资料为基础，对M1，M4，M5和M6在2006年到2010年的生产数据进行定产气量，通过设置垂直管流参数，拟合井口压力。2.8.3 单井指标拟合单井拟合的主要指标包括：单井综合含水，累计产油量，累计产水量，日产油，日产水等生产指标，如图3.14所示。从图中可以看出，各生产指标计算和实际的油田生产曲线波动不大，基本达到了油田的拟合精度要求。图2.9 M1井累产油拟合曲线图图2.10 M2井累产油拟合曲线图图2.11 M1井日产水拟合曲线图2.8.4 区块指标拟合本次区块拟合的主要指标包括：全区综合含水，累积产液量，累计产油量，累计产水量，日产油，日产水等生产指标。图2.12区块综合含水拟合曲线 从图中可以看出：计算和实际的油田综合含水曲线波动都比较大，部分时段拟合误差较大。这主要是因为受储层展布及非均质性差异等因素影响，区块平面、层间水驱不均衡严重，导致实际综合含水曲线波动大，从而增加了拟合的难度。总的来看，综合含水拟合还是反映了区块含水变化规律，基本达到了油田的拟合精度要求。2.9 考虑油藏气田开发参数优化研究2.9.1 正方形井网为研究井网密度对开发效果的影响，在油藏工程方法论证的基础上，集合矿场实际，模拟设定了500-1000米5种井网密度，在模拟计算中，采用定井底流压生产，生产时间以20年为限，模拟计算结果如图所示。方案排距/m井距/m井数/口总产量/×108m3单井产气量/×108m3方案15005001316.311.27方案26006001315.761.22方案3700700812.191.50方案4800800811.811.43方案59009005