淺議數值模擬收斂性調整方法

【摘 要】本文以七區西館下為例，對數值模擬中的不收斂性問題進行了分析，從地質模型網格劃分、屬性參數、PVT表、相對滲透率選取、模型初始化等角度進行分析并提出解決途徑，改善了模型的收斂性，計算時間大幅縮短，提高了數值模擬工作效率。

【關鍵詞】數值模擬;收斂性;調整方法

七區館下段由天然能量開發轉換為注水開發。在方案編寫時采取了數值模擬研究。地質模型采用Direct建立，網格步長20*20*0.9米，網格數量93*215*52=103.97萬個，其中活網格數量24.59萬個，采用ECLIPSE油水兩相黑油模型進行模擬，由于網格數量大，開發歷史長，數模計算量大，模型建立初期，進行一次模擬時間長達78小時，因此，需要從檢查模型的收斂性入手，提高模擬速度，提高模擬效果。

1.模型不收斂的原因分析

通過對數值模擬的基本原理和算法進行分析，模型不收斂的原因很多，網格參數，屬性參數，流體PVT參數，巖石相滲曲線，毛管壓力曲線，相滲曲線端點標定，初始化，井軌跡，垂直管流表都會造成模型不收斂，具體分析如下。

1.1網格部分：網格正交性差和網格尺寸相差太大是導致不收斂的主要原因之一。正交性差會給矩陣求解帶來困難，而網格尺寸相差大會導致孔隙體積相差很大，大孔隙體積流到小孔隙體積常會造成不收斂。

1.2屬性參數：不合理的插值計算會導致屬性分布很差，主要是地質屬性計算插值時由于異常點，導致屬性分布不合理造成收斂性變差。

1.3流體PVT參數：流體PVT參數會有兩種可能的問題，一是數據不合理導致了負總壓縮系數，二是壓力或氣油比范圍給的不夠導致模型對PVT參數進行了外插。

1.4巖石相滲曲線和毛管壓力曲線：ECLIPSE不會對輸入模型的相滲曲線和毛管壓力曲線進行光滑，將會應用每一個輸入飽和度和相滲值，所以要保證輸入的參數是合理的。通常的問題有飽和度和相對滲透率的數據位數過多、飽和度值太接近，導致相滲曲線的傾角變化很大、飽和度有很小變化但相對滲透率發生了很大變化。

1.5模型初始化不合理：初始化最容易發生的問題是在初始時模型不穩定，流體在初始條件下就會發生流動，這也會導致模型不收斂。造成模型初始不穩定的主要有賦網格飽和度和壓力值和初始含水飽和度場不匹配。

2.解決辦法

2.1加強網格質量檢查，提高網格正交性和分布范圍。網格正交性差通常是在建角點網格時為描述斷層或裂縫的走向而造成的。在此情況下，通過調整邊界，使邊界與主斷層走向平行，這樣一方面網格可以很好地描述斷層，另一方面正交性也很好。重新定義網格劃分，在平面上最好讓網格大小能夠較均勻，在沒有井的地方網格可以很大，但最好能夠從大到小均勻過渡，對局部大網格區域實施加密，縱向上對層厚再細分。對每層都在三維顯示中檢查。調整后，網格體積變化范圍由50-850m3調整為120-520m3。同時在ECLIPSE里用MINPV關鍵字可以把小于設定孔隙體積的網格設為死網格，參與計算的活網格數量由24.59萬個調整為22.18萬個。

2.2光滑屬性參數，截斷異常屬性值。對原模型進行修改，在盡量用地質模型的數據的前提下，利用光滑工具對異常值進行修正，并加一些控制點使屬性合理分布。調整后X，Y方向的滲透率相等或級差不大，在井連通網格的Z方向滲透率大于30×10-3μm2。

2.3流體PVT參數。檢查PRT文件中的WARNING信息后發現，在油藏壓力范圍內有負總壓縮系數的警告，通通過修改PVT表，把壓力應該覆蓋所有范圍，包括注水后的壓力上升后的壓力，提高收斂性。在ECLIPSE中通過EXTRAPMS關鍵字控制PVT插值，進一步提高收斂性。

2.4巖石相滲曲線和毛管壓力曲線。對相滲曲線進行標準化，檢查相滲曲線的導數，導數要光滑。同時保證相對滲透率數值有兩位小數。在三維顯示中檢查標定完的PCW，通過給PCW調整為0.06MPa，控制毛管壓力。在計算中，輸出每個網格標定后的相滲曲線進行檢查。重新進行調整。

2.5修改初始化方法。受地質認識和井的投產時間影響，測井二次解釋的含油飽和度不一定符合實際因此，數模采用的模型網格的壓力和飽和度值由直接賦值改為通過油水界面及參考壓力來進行初始化計算。并進行毛管壓力的端點標定，這樣毛管壓力會穩住每個網格的水，在初始條件下不會流動。本模型共劃分了四個平衡分區，建立了四個解析水體，通過數模軟件本身，實現模型初始化。

2.6控制計算參數。主要是調整TUNING中的最大時間步。七區西館下數值模擬最大時間步長由默認的365天調整為10天，最大線形迭代次數到70次，計算加快很多。

3.七區西館下實施情況

由于七區西館下井數多，生產歷史長，因此，確定歷史擬合的原則是：首先進行收斂性分析，再進行指標擬合;先擬合油藏指標，再擬合單井指標;先擬合關鍵井，再擬合非關鍵井;先擬合壓力，再擬合累積產量和含水。

進行檢查調整收斂性前，由于生產時間長、工區大，模擬運算時間長。最初進行數值模擬時，運算時間長達78小時，每周只能進行1-2次模擬，運算速度慢，工作效率低，根本無法進行實際計算。在檢查PVT、水體、網格體積等影響收斂性的因素后，均未發現明顯問題，考慮是單井生產狀況或地質模型本身造成模型收斂差。我們利用RPTSCHED關鍵字輸出收斂性信息，同時將結果導入數據庫中進行統計。通過分析發現，七區西館下網格不收斂主要是由于（26，114，8）、（27，115，8）、（26，115，8）三個網格造成，三個網格出現最差次數達到40338次，而其他不收斂網格出現次數僅為2450次。通過分析，發現該區域地質模型與外界不連通，與實際不符，造成模型計算無能量補充，壓力變化大。修改模型重新重新計算后，運算時間縮短到6-8小時，每天歷史擬合次數由1-2次提高到3-4次，歷史擬合工作效率大大提高。

通過以上措施，七區西館下模型收斂性得到提高，運算速度大幅加快。模擬一次的時間由最初的78小時提高到目前的6-8小時，模擬計算次數由三天一次提高到一天兩次，大大加快了數模工作的效率。通過模擬，對七區館下開發方式進行了調整優化：

方式一：點狀注水井網。通過油井轉注，在原井網的基礎上，形成點狀注水井網，減緩邊水推進，增加水驅動用程度，改善開發效果。更新油井2口，轉注8口。

方式二：行列式注水井網。注水井網注水方向與邊水推進方向形成近似90度角，抑制邊水突進，改善單元開發效果。更新油井3口，水井2口，轉注10口。

根據不同開發方式、不同井網類型、不同注采比，設計了4類9種調整方案進行優化：

應用數值模擬方法對上述9中調整方案進行15年指標預測，得出以下結論;

（1）行列式注水效果優于于點狀注水。對比相同注采比情況下表，預測時間15年，不注水開發階段莫含水低，只有98.5%，但是采出程度最低，只有43.3%，垂直邊水行列注水開發末期含水低于點狀注水，但是末期日產油最高，采出程度最高。從單元日產油曲線看，行列式注水井網在轉注初期日產油有所下降，但是隨著注采井網的完善和地層能量的補充，日產油迅速恢復，開發效果最好。

（2）對垂直邊水行列式注水井網開發不同注采比條件下進行對比，初期注采比選擇1.2開發效果最好，說明七區西館下累積注采比偏低，驅替方向單一，轉水驅后，初期采用高注采比可以迅速改變水驅驅替方向，提高波及面積，同時由于累積注采比偏低，地層虧空大，轉注后加大注水量可以快速補充地層能量，提高單井產液量，提高單元產量，提高開發效果。

根據數模結果，推薦行列式注采井網，注采比選取1.2，與不調整對比，15年累增油1.78×104t，提高采收率0.46%。

【參考文獻】

[1]趙長慶、常曉平、呂曉華.油藏模擬中的水體及收斂問題研究.大慶石油地質與開發，2003，22（4）：31-34.

[2]趙翰卿.對儲層流動單元研究的認識與建議.大慶石油地質與開發，2001，20（3）：8-10.

作者簡介：董燕（1972—），女，工程師，從事油藏工程工作。