📝 摘要

本文介绍了一项基于流动模拟的油藏建模研究，研究对象为米德兰盆地一个具有长期生产历史和相同完井参数的双井平台。研究内容包括：建立地质模型、历史拟合、井的生产预测以及从产量和经济效益两个角度寻找最优水平井距。

基于目标区域附近的测井和岩心数据构建了地质模型，随后在CMG平台上对油藏模型进行了敏感性分析，以更好地理解影响模拟结果的关键参数。历史拟合的全局误差小于10%，模型校准后历史拟合参数的不确定性范围显著缩小。基于种群的CMOST历史拟合算法提供了历史拟合模型的集合，选取前50个模型预测最终可采储量范围。结果表明，P50原油EUR在确定性EUR估算的可接受范围内。

利用最优历史拟合模型，研究了平台水平井距对最大采收率和经济效益的敏感性。结果显示：在当前完井设计下，比现有实践更密的井距在采收率方面效果较差，但经济效益表明，在当前开发假设的150%井距下可以获得额外的经济效益。本文提供了一套系统的方法，用于从单节区产量和经济效益两个角度寻找最优水平井距。

🖥️ CMG软件应用情况总结

 
 
项目 内容
所用软件 CMG平台：IMEX（黑油模拟器）+ CMOST（历史拟合优化）
模型尺寸 2,200 ft (i) × 7,250 ft (j) × 820 ft (k)，约146,000个网格单元
储层类型 Wolfcamp组，未饱和油藏
初始压力 5,100-5,400 psi（取决于TVD）
泡点压力 3,500 psi
水平井数 2口（Well A和Well B）
压裂段数 30段/井（模型中使用35条主裂缝）
模拟总时长 35年（2年历史拟合 + 33年预测）
单次模拟计算时间 <10分钟（4 CPU/作业）

文中明确指出：CMG IMEX用于黑油模拟，CMOST用于基于进化算法的历史拟合优化。

📊 关键参数与结果

油藏分层物性

 
 
地层 渗透率 i (10⁻³ md) 孔隙度 含水饱和度
Upper WC 2.2 0.05 0.21
Upper middle WC 38.5 0.06 0.43
Lower middle WC 8.2 0.05 0.40
Lower WC 1.5 0.04 0.63

两口井的基本信息

 
 
井 投产日期 IP30 油 (BOPD) IP30 气 (MCFD) 水平段长 (ft) 支撑剂 (lb/ft) 段数 压裂液 (bbl/ft)
Well A 2016-01-26 799 1,128 5,089 1,640 30 40.8
Well B 2016-01-25 673 1,044 5,086 1,746 30 43.3

历史拟合后校准的参数范围

 
 
参数 校准后范围
裂缝半长 200-250 ft
裂缝高度 100-140 ft
裂缝含水饱和度 0.7-0.75
Well A 裂缝渗透率 10-30 md
Well B 裂缝渗透率 5-15 md

EUR预测结果（P10/P50/P90）

 
 
井 P10油 (Mbbl) P50油 (Mbbl) P90油 (Mbbl) P10气 (Bscf) P50气 (Bscf) P90气 (Bscf)
Well A 628 610 598 1.38 1.34 1.30
Well B 629 605 580 1.21 1.16 1.13
 

✅ 主要结论

  1. 历史拟合质量：通过CMOST成功将全局误差控制在10%以内，裂缝几何参数校准结果合理（半长200-250ft，高度100-140ft）。

  2. 生产预测：基于前50个历史拟合模型的EUR预测显示，P50原油EUR在确定性EUR估算的可接受范围内。

  3. 井距敏感性（产量角度）：

    • 在当前完井设计下，比现有实践更密的井距会导致采收率下降（井间干扰严重）

    • 推荐维持或扩大井距以最大化单节区采收率

  4. 井距敏感性（经济角度）：

    • 经济最优井距为当前实践的150%（约990 ft）

    • 可带来额外15-20%的经济收益

    • 商品价格波动会影响经济最优井距，但即使在极高价格下，井距也不会比当前更密

  5. 方法可推广性：本文提出的工作流程可用于其他区块的井距优化研究。

🏛️ 作者及单位信息

 
 
作者 单位
Jaeyoung Park（通讯作者） 德克萨斯A&M大学石油工程系
Andra Janova Parsley Energy（奥斯汀，德克萨斯州）

通讯作者邮箱：piy7026@tamu.edu

 

 

 
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