1. 研究背景

油气行业面临的挑战：储层模型的优化对有效资产管理和开发规划至关重要，但地下存在诸多不确定性，如地质建模和数值模拟的输入参数的不确定性，以及不可预测的金融环境对项目影响尤甚。在当前经济形势下，需要能准确捕捉不确定性的模型来辅助决策，减少误差和潜在经济损失。

研究目的：以挪威Fogelberg海上油田为研究对象，利用tNavigator动态模拟进一步优化地质模型，为油田进一步开发决策提供依据，提高采收率，同时考虑开发过程中的经济可行性和风险控制。

2. Fogelberg油田概况

地理位置：

位于挪威Haltenbanken地区的6506/9和6505/12区块，是一个高压高温气田。

储层特征：

地质构造复杂，4个断层带包含有43条断层，常规砂岩，富含贫气和凝析油，有统一气油界面；沉积系统为向东海滩面，受潮汐作用影响形成一系列潮汐沙坝。

生产数据：

主要来自2018年DST测试，显示压力下降、产量不稳定且无法恢复到原始压力水平，反映出储层渗透率低，地层能量不足。

3. 模型建立与验证

地质模型：

采用tNavigator基于情景的方法构建静态模型，考虑三种地质情景，反映沉积环境的不同解释，利用分层建模策略创建储层属性。

通过DST数据校准模型，动态模拟过程中发现问题后，在静态-动态迭代循环中修改地质变差函数，以更好地拟合井底压力（BHP）。

历史拟合过程：

动态模型最初的BHP模拟结果与历史数据相差较大，显示储层渗透率低于模型设定。

通过添加井周的非渗透条带、传导率场图乘子，进行不确定性分析，以及调整表皮因子、更新静态模型等步骤，逐步优化拟合效果。

最终在考虑不同储层之间的传导率乘数、表皮因子、孔隙体积修改等因素后，实现了与生产历史数据的良好拟合，并验证了井周存在低渗透条带。

4. 开发策略评估

开发方案设计：考虑四种开发策略，包括全割缝衬管完井、鱼骨状完井、水力压裂完井以及基于剔除低产井后仅部署三口新井，重新模拟并比较不同策略下的采收率。

生产预测：

对2026 - 2046年的生产进行预测，结果显示水力压裂完井的采收率最高，其次是鱼骨状完井，全割缝衬管完井最低。

考虑地面管网压力限制的条件下，水力压裂完井的采收率会有所下降，但仍具有较高的开发潜力。

5. 研究结论

通过tNavigator地质和动态管理不确定性分析的优化研究，采用多尺度方法精确描述非均质性，优化储层补能方案和提高采收率策略。

tNavigator历史拟合过程中的静态-动态迭代循环有助于提高对地质现状的理解认识，降低地质不确定性，实现更准确的预测。

通过集成动态信息更新静态模型，有助于准确捕捉地下流体迁移，提高模型的可靠性和预测性，为合理开发决策提供依据。综合考虑，水力压裂是Fogelberg油田较为可行的开发方式，同时强调了跨学科合作在决策过程中的关键作用以及模型对新数据的适应性。