關(guān)于喇嘛甸油田薩一組油層注氣開(kāi)發(fā)數(shù)值模擬研究論文
論文摘要:喇嘛甸油田薩一組油層注水開(kāi)發(fā)后，套損嚴(yán)重，水井停注層多，油層動(dòng)用程度低。為有效改善薩一組油層的開(kāi)發(fā)效果，同時(shí)避免套損狀況的加劇，探索注氣開(kāi)發(fā)薩一組的可行性，本文通過(guò)優(yōu)選研究區(qū)塊，運(yùn)用數(shù)值模擬技術(shù)，對(duì)注氣開(kāi)發(fā)的方式、井網(wǎng)、井距以及合理的注采強(qiáng)度進(jìn)行了研究，對(duì)不同注入方式、不同的井網(wǎng)井距進(jìn)行了篩選，得出最佳的注入強(qiáng)度，并確定212m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)開(kāi)發(fā)效果較好。
論文關(guān)鍵詞:數(shù)值模擬;注入強(qiáng)度;注入方式;套損
1問(wèn)題的提出
喇嘛甸油田薩一組油層總儲(chǔ)量3108×104t，為防止和控制套損，接近50％的注水井點(diǎn)采取停注和控注措施，導(dǎo)致采出程度低，目前薩一組油層采出程度只有26.7％。為有效改善薩一組油層的開(kāi)發(fā)效果，同時(shí)避免套損狀況的加劇，計(jì)劃開(kāi)展薩一組注氣開(kāi)發(fā)可行性技術(shù)研究。充分利用喇嘛甸油田豐富的天然氣資源，探索薩一組油層注氣防套損及挖潛內(nèi)部剩余油的有效方法。并且根據(jù)國(guó)內(nèi)外231項(xiàng)注氣驅(qū)油的經(jīng)驗(yàn)，注氣作為比較可行的提高原油采收率的方法，提高采收率可達(dá)到5％。通過(guò)注入氣與地下原油的混合形成混相，利用分子擴(kuò)散、微觀對(duì)流彌散和宏觀對(duì)流彌散、重力分離等作用擴(kuò)大波及體積和驅(qū)油效率，最終達(dá)到提高采收率的目的。因此，對(duì)于喇嘛甸油田而言，充分利用天然氣資源，有效開(kāi)發(fā)剩余地質(zhì)儲(chǔ)量具有重要意義。
2薩一組油層地質(zhì)特點(diǎn)
2.1儲(chǔ)層沉積特征
薩一組屬于三角洲前緣相沉積，整體上以席狀砂體沉積為主。薩一組油層韻律明顯，主要屬于多段薄互層的單砂層沉積，從電測(cè)曲線(xiàn)的特征上從上至下總體表現(xiàn)為很薄的單砂層、小型互層的厚砂體、正韻律、小型箱狀四種特點(diǎn)。
薩Ⅰ1：砂體不發(fā)育，主要以尖滅及表外儲(chǔ)層為主，河道砂與席狀砂零星分布，連通性比較差。
薩Ⅰ2：主要發(fā)育表外儲(chǔ)層及非主體席狀砂，河道砂零星發(fā)育連通性較差。
薩Ⅰ3：主要發(fā)育非主體席狀砂、主體席狀砂及表外儲(chǔ)層，河道砂局部發(fā)育，連通性較好。
薩Ⅰ4、5：主要發(fā)育主體席狀砂，同時(shí)還發(fā)育一定規(guī)模的水河道砂，主要以一、二類(lèi)連通為主，連通性比較好。
總的來(lái)說(shuō)，北北塊薩Ⅰ1～2沉積單元大部分以席狀砂沉積為主，水下河道砂不發(fā)育，砂體之間的連通性比較差；而薩Ⅰ3、4+5沉積單元在發(fā)育席狀砂同時(shí)，還發(fā)育一定規(guī)模的水下河道砂，因而砂體連通狀況相對(duì)要好于薩Ⅰ1～2沉積單元，砂體發(fā)育規(guī)模、孔、滲等參數(shù)也要好于薩Ⅰ1～2單元。
2.2儲(chǔ)層連通特征
通過(guò)對(duì)典型區(qū)塊薩一組儲(chǔ)層連通特性統(tǒng)計(jì)表明，薩一組各沉積單元連通率在20.0%～93.8%之間。其中薩Ⅰ3、薩Ⅰ4、薩Ⅰ5沉積單元連通性較好，連通率分別為81.3%、82.5%、93.8%，而其它沉積單元連通性較差。
3研究區(qū)模型的建立
3.1地質(zhì)模型的建立
根據(jù)該區(qū)塊精細(xì)地質(zhì)研究成果，充分考慮地層平面非均質(zhì)性，利用Petrel軟件進(jìn)行了相控插值，建立數(shù)值模擬精細(xì)地質(zhì)模型，網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)劃分為47×41×30=57810，網(wǎng)格屬性（孔隙度、滲透率、有效厚度）進(jìn)行相控插值，真實(shí)地反映地層的變化趨勢(shì)。試驗(yàn)區(qū)實(shí)際區(qū)塊在縱向上有30個(gè)小層，模型中充分考慮了層間矛盾，將30個(gè)層獨(dú)立成層，劃為30個(gè)模擬層。
采用角點(diǎn)網(wǎng)格，通過(guò)調(diào)整網(wǎng)格塊之間的距離，盡量使油水井處于網(wǎng)格中心位置，提高計(jì)算精度和速度，建立初始化靜態(tài)模型。
收集、整理了模擬區(qū)塊168口井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料（包括油水井射孔、補(bǔ)孔、壓裂、酸化、堵水等措施），分析該試驗(yàn)區(qū)的.動(dòng)態(tài)特征，整理成Eclipse接受的數(shù)據(jù)格式，形成動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)流，針對(duì)產(chǎn)油、產(chǎn)水等參數(shù)對(duì)地質(zhì)模型進(jìn)行修正。并且利用同位素資料、環(huán)空找水資料，結(jié)合薩一組實(shí)際計(jì)算結(jié)果調(diào)整單井的層間矛盾，對(duì)于單井、單層進(jìn)行更加細(xì)致的模擬，建立符合油田開(kāi)發(fā)實(shí)際要求的動(dòng)態(tài)模型，為歷史擬合奠定基礎(chǔ)。
3.2歷史擬合結(jié)果
該區(qū)塊歷史擬合階段采用Eclipse黑油模擬器E100，角點(diǎn)網(wǎng)格，全隱式求解。整個(gè)模擬過(guò)程所涉及的相態(tài)為：油、水、氣和溶解氣。初始狀態(tài)只有油（含溶解氣）、水兩相。通過(guò)對(duì)該試驗(yàn)區(qū)的計(jì)算模型的可調(diào)參數(shù)的反復(fù)修改、計(jì)算，使計(jì)算模型盡量趨近實(shí)際地質(zhì)模型，更能代表油田實(shí)際的地質(zhì)模型，為預(yù)測(cè)最終采收率，預(yù)測(cè)未來(lái)油田產(chǎn)量、含水、壓力的變化趨勢(shì)，同時(shí)進(jìn)行各種開(kāi)發(fā)方案的計(jì)算和優(yōu)化。
通過(guò)對(duì)各種參數(shù)以及產(chǎn)油、含水等關(guān)鍵性指標(biāo)的調(diào)整，全區(qū)擬合符合率達(dá)到95%以上，單井符合率在70%以上。截至目前，模擬區(qū)實(shí)際地質(zhì)儲(chǔ)量1179×104t，模型計(jì)算為1193.26×104t，高出實(shí)際儲(chǔ)量的1.2％；按照實(shí)際液量設(shè)計(jì)的要求，擬合末期實(shí)際采出程度達(dá)到30％左右，模型計(jì)算達(dá)到了29.13％，低于實(shí)際0.8個(gè)百分點(diǎn)；擬合末期實(shí)際綜合含水率為94.9％，模型計(jì)算為94.8％，低于實(shí)際含水0.1個(gè)百分點(diǎn)。
3.3剩余油分布狀況
通過(guò)對(duì)喇嘛甸油田模擬區(qū)的動(dòng)態(tài)模擬結(jié)果進(jìn)行分析，從平面上剩余油主要分布在注采不完善部位：一是斷層兩側(cè)，由于井網(wǎng)不完善存在剩余油；二是河道砂末端及河間砂邊部，由于相帶突變?cè)斐蓭讉�(gè)方向或某一方向有注無(wú)采（有采無(wú)注）存在剩余油；三是兩種相帶相交過(guò)渡部位，由于沉積成分和層內(nèi)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，使其成為兩個(gè)相帶各自動(dòng)力單元的邊緣地帶，受注水波及程度差，存在剩余油；四是物性較差的薄差油層，由于受平面非均質(zhì)和層間干擾等影響存在剩余油。 從縱向上剩余油分布看，北北塊一區(qū)薩一組剩余油主要分布在以大型曲流河道沉積的SⅠ2層段。
4合理注入方式的選擇
4.1合理井網(wǎng)的選擇
分別模擬300米井距下九點(diǎn)法井網(wǎng)、七點(diǎn)法井網(wǎng)、五點(diǎn)法井網(wǎng)、四點(diǎn)法井距等不同井網(wǎng)狀況，選擇合理的注入量，對(duì)比實(shí)際模型中的模擬結(jié)果，確定合理的井網(wǎng)。根據(jù)以上的研究結(jié)果，并且充分考慮到開(kāi)采時(shí)間、采收效率，在實(shí)際當(dāng)中應(yīng)采用五點(diǎn)法或九點(diǎn)法井網(wǎng)進(jìn)行注氣開(kāi)發(fā)。
4.2合理井距的選擇
分別對(duì)212m、150m、106m井距情況下，五點(diǎn)法井網(wǎng)和九點(diǎn)法井網(wǎng)的模擬結(jié)果，確定適合該研究區(qū)塊的井距。綜合分析，注氣并不是井距越近越好，井距越近，采出井的氣油比上升越快，關(guān)井越早，采出程度并不高，存在一個(gè)合理的井距，對(duì)于五點(diǎn)法來(lái)說(shuō)，212m井距采收率最高。
4.3注氣方案設(shè)計(jì)優(yōu)選
在原有井網(wǎng)生產(chǎn)狀況下，新井投入生產(chǎn)，作為基礎(chǔ)方案，在模型中進(jìn)行數(shù)值模擬研究，計(jì)算含水達(dá)到98%為止，薩一組最終采收率為37.69%。分別設(shè)計(jì)300m九點(diǎn)法面積井網(wǎng)、212m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)、150m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)、106m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)時(shí)，方案計(jì)算含水達(dá)到98%為止，預(yù)測(cè)其變化規(guī)律。對(duì)比各種方案的預(yù)測(cè)結(jié)果，最終確定采用五點(diǎn)法212m井距，氣水段塞交替注入，其它層關(guān)閉，注氣強(qiáng)度為1960.78m3/d?m，氣水段塞大小0.05PV，對(duì)薩一組進(jìn)行有效開(kāi)發(fā)，采出程度預(yù)測(cè)可達(dá)到51.43%。
5幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)
5.1注氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中，交替注入是控制天然氣流度，防止氣體過(guò)早突破的常用方法，交替注入的一個(gè)重要參數(shù)是段塞大小和氣水比，通過(guò)建立理想的三維地質(zhì)模型，利用數(shù)值模擬研究技術(shù)，設(shè)計(jì)多套模擬方案進(jìn)行計(jì)算，分別對(duì)比不同井網(wǎng)、不同井距、不同注入強(qiáng)度下的開(kāi)發(fā)效果，獲得在進(jìn)行水氣交替驅(qū)時(shí)的合適段塞大小和氣水比及其它合理參數(shù)。
5.2綜合分析數(shù)值模擬結(jié)果，薩Ⅰ組水驅(qū)后剩余油的分布，從縱向看在低中滲透層，從平面看在液流兩翼部位，這是今后采取進(jìn)一步提高采收率措施時(shí)的重點(diǎn)目的層。
參考文獻(xiàn)
[1]王宏偉，李景祿，黃伏生，等．喇嘛甸油田特高含水期油田開(kāi)發(fā)理論與實(shí)踐[Ｃ]．北京：石油工業(yè)出版社，2003．15～18．
[2]方凌云，高翔.大慶油田天然氣開(kāi)發(fā)利用的現(xiàn)狀及展望[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2002,19：17～18.
[3]郭平，羅玉瓊.注水開(kāi)的油田進(jìn)行注氣開(kāi)發(fā)的可行性研究[J].西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2003,25：37～40.
【喇嘛甸油田薩一組油層注氣開(kāi)發(fā)數(shù)值模擬研究論文】相關(guān)文章：
喇嘛甸油田氣層厚度解釋物性標(biāo)準(zhǔn)08-27
油層注采類(lèi)型調(diào)整時(shí)機(jī)論文10-05
氣氧/甲烷同軸剪切噴注器燃燒特性數(shù)值模擬07-31
喇嘛甸油田污水注采量預(yù)測(cè)及調(diào)整方法分析12-14
CCG注漿過(guò)程的數(shù)值模擬研究論文04-09
氣膜冷卻流場(chǎng)的實(shí)驗(yàn)研究和數(shù)值模擬的分析07-15
渦輪葉片氣膜冷卻的數(shù)值模擬07-15
渦輪葉片表面氣膜出流的數(shù)值模擬07-05