相态拟合参考(cmg)

3 油藏注气动态研究—跟踪模拟研究数值模拟是分析油藏动态的重要工具之一，为了能弄清油藏目前和未来的开采动态，为动态监测和油田开发提供依据，针对葡北油田的生产实际进行了下列研究工作：（1）相态拟合（2）细管试验拟合（3）长岩心实验拟合（4）三维地质参数场建立（5）储量拟合（6）历史拟合（7）目前生产动态（8）动态预测通过历史拟合等研究工作得到了目前的气水前沿位置及剩余油饱和度分布情况，并获到了用于动态预测的地质、流体参数场。

在动态预测中考虑了按目前现有井网和注采方式及明年另加两口新井（一采一注）进行开发的2个方案；另外还考虑了按目前现有井网在2001年1月将所有的注气井转为注水井，及明年另加两口新井（一采一注）进行开发的2个方案，方案总数共四个。

最后给出了油藏整体开发动态及部份典型井开采至2020年的生产动态指标。

3.1相态参数的拟合本次研究选用加拿大CMG数值模拟软件集团的相态模拟分析软件Winprop对葡北油田相态参数进行拟合计算。

Winprop是与油气藏模拟一体化的相态分析软件，模拟相态特征和油气藏流体性质，确定油气藏特征和流体组分变化，形成完整的PVT拟合数据，包括流体重馏分特征化、组分归并、实验室数据回归拟合、相图计算等。

对于分析和拟合分离器油和气的合并、压缩系数确定、等组分膨胀、等容衰竭、分离器测试等过程，是一个有力的相态分析工具，既能分析复杂油气藏油气系统的相态，又能产生组分模拟器GEM所需的PVT拟合参数场。

3.1.1 相态特征研究利用井所产流体的实验室分析参数，结合油气藏的开发生产动态资料是判别地层流体性质特征的有效方法和主要手段。

葡北20井取得高压物性、地层水饱和蒸汽压等丰富的实验数据，并已累计生产了大量的天然气和原油，为地层流体性质的综合研究和确定油气藏类型奠定了坚实的基础。

3.1.2 地层流体组成本次研究中，葡北20井流体资料来自吐哈石油勘探开发研究院1996年的实验报告。

其井流物组份组成见表3-1。

3.1.3 拟组分划分PVT拟合PVT拟合的目的是用状态方程型相态分析软件对实验室所做的等组分膨胀、等容衰竭实验等数据进行计算拟合，得到可代表真实储层流体特性的状态方程参数。

这些参数是组分模型中凝析油、气性质计算的基础，用于组分模拟研究。

表3-1 葡北20井井流物组份组成表应用组分模拟器GEM 前处理相态软件Winprop 对葡北20井相态资料进行了拟合计算，为数值模拟提供相匹配的流体相态参数场。

3.1.3.1 拟组份划分由于受计算机内存，速度等条件的限制，在数值模拟中没有必要使用原有所有组份参与模拟计算，通常经劈分和合并重新进行拟组分处理，以此减少所求解方程组数目，提高计算效率。

本次模拟C 7+劈分为6个组分，再经合并最终拟组分划分为6个。

拟6组份：C 1+N 2，C 2+CO 2，C 3+IC 4+NC 4，IC 5+NC 5+NC 6，C 7～C 11，C 11+。

3.1.3.2 PVT 数据拟合应用Winprop 相态分析软件对葡北20井的相态资料进行反复拟合计算，得到PVT 参数见表3-2和表3-3。

通过反复拟合计算，其对比结果见图3-1～图3-7。

3.1细管实验拟合混相驱是提高油气采收率的重要方法之一，确定混相压力是混相驱的一项重要工作。

目前，确定混相压力的方法很多，归纳起来，主要有简单的计算方法、实验室测定以及模拟方法。

本次研究应用数值模拟方法进行细管模拟，确定了新疆吐哈葡北油田挥发性油藏注气驱替的最小混相压力（MMP），并用拟三元相图对MMP进行了分析和解释，模拟结果与实验室细管实验所确定的MMP基本一致，从而验证了模拟方法确定混相条件的可靠性。

3.2.1 细管实验模拟葡北油田注气混相条件主要采用细管模拟和细管实验方法来确定。

在细管模拟中设计的细管模型长34 m，横截面为矩形，边长为0.004 m和0.008 m。

平均孔隙度为0.367，渗透率为250×10-3μm2。

网格划分为X方向34个，Y 方向和Z方向各1个，网格步长DX=1 m，DY=0.004 m，DZ=0.008 m。

在初始端和末端各有一口井，一口为生产井，另一口为注入井。

地层原油来自葡北20井地层流体PVT模拟研究结果。

整个驱替是在恒定温度92.6℃（地层温度）的条件下进行，模拟仍然采用6个拟组份，注入溶剂为混相筛选注入气组成，拟组分摩尔含量C1+N2为0.7867、C2+CO2为0.1629、C3+IC4+NC4为0.0455、IC5+NC5+NC6为0.0038、C7～C11为0.0011、C11+为0。

先用地层原油饱和细管模型，然后在实验压力下注入筛选注入气进行驱替，记录注入1.27 PV孔隙体积时，不同压力下的原油采收率，绘制成采收率与驱替压力的关系曲线图。

由图3-7可知，当压力大于22Mpa时原油采收率为63.995%，以后采收率逐步提高，在30Mpa左右存在一个波动，波动的原因一个方面是一维模拟器存在数值弥散问题，另一个原因是混相状态本身存在的波动。

然后大约在33Mpa时出现转折。

当注入压力大于33Mpa以后，采收率没有多大变化。

以此认为筛选注入气和地层原油此时达到混相，其原油采收率为90.1095%，其中的MMP为33Mpa。

3.2.2 混相特征分析不同类型烷烃气的混相驱和非混相驱通常可以用拟三角相图来表示。

大量的研究认为，混相条件与拟三角相图（或三角相图）中注入流体、油藏原油、临界切线的相对位置有关。

如果注入流体点与油藏原油点位于临界切线的左边，过程为非混相；如果注入流体点与油藏原油点位于临界切线的两边，过程为一次接触混相或多次接触混相。

图3-8为33Mpa和92.6℃（地层温度）筛选注入气与地层原油的拟三角相图，油藏原油点正好位于临界切线上，属于上述第二种情形。

当压力低于33Mpa时，注入流体点与油藏原油点均位于临界切线的左边，不可能达到混相。

当压力高于46.75 Mpa时，可以达到一次接触混相。

所以认为筛选注入气和地层原油在地层温度下达到多次接触混相的最小混相压力为33Mpa。

在其它条件不变的情况下，单方面增加注入气C1+N2的组成，拟三角相图的两相区缩小，MMP增大；单方面增加地层温度，MMP也随之增加。

由此可见，注入气组成和地层温度是影响MMP的两个重要因素。

图 3-8 地层温度下注入气与地层原油的拟三角相图（P=33 Mpa）3.2.3 细管实验确定MMP细管实验主要包括模型孔隙体积测定、原油样品饱和、驱替实验和模型油洗等几个步骤。

设计的细管长34m，孔隙度36.6%，气测渗透率25μm2。

实验所用的地层原油与葡北20井地层流体相近，注入流体为前面的筛选注入气，注入速度为0.4 ml/min。

实验发现，筛选的注入气在大约33.3Mpa和91℃条件下开始与地层原油实现多次接触混相，由此确定的MMP约为33.3Mpa，这与细管模拟结果基本相同。

葡北油田地层原始压力37.3 Mpa，目前地层压力35.8Mpa，目前条件下还能继续保持多次接触混相驱替。

3.2.4 结论和认识通过以上研究和分析，取得以下结论和认识：1）建立在一维模拟器基础上的细管模拟方法对于确定MMP具有可靠性；2）拟三角相图可以用来确定和分析混相条件；3）在驱替过程中，从非混相到混相状态时，存在波动现象；4）葡北油田筛选注入气与地层原油达到混相所需要的最小混相压力约33Mpa是合理的；5）注入气组成和地层温度是影响MMP的两个重要因素。

6）通过细管试验拟合，说明筛选注入气能与原油达到混相。

3.3 长岩心实验的拟合葡北油田挥发性油藏长岩心驱替试验的目的在于对比和确定注水、注气、气水交替以及水气交替等驱替方式的驱油效率和驱油效果。

数值模拟拟合的目的是为三维模拟研究提供符合实际的相对渗透率曲线、毛管压力以及达到混相条件对参数进行的修正。

长岩心驱替模拟流体数据取自葡北20井地层原油拟合后的结果，地层数据和模拟条件均来自长岩心驱替实验数据。

气驱、气水交替以及水气交替驱替注入气的组成见表3-4。

表3-4 气驱、气水交替以及水气交替注入气组成3.3.1 长岩心水驱实验的拟合模拟网格一端为注水井，注入速度 3.6×10-4m3/天，另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。

在注入0.658 PV时水开始突破，突破后驱替近视于活塞式驱动，很快不再产油，最终采收率为64.668%。

模拟计算结果与实验结果对比见图3-4。

3.3.2长岩心气驱实验的拟合模拟网格一端为注气井，注入速度 3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。

在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。

模拟计算结果与实验结果对比见图3-10。

3.3.3长岩心气驱实验的拟合模拟网格一端为注气井，注入速度 3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。

在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为3.3.4长岩心气驱实验的拟合模拟网格一端为注气井，注入速度 3.6×10-4m3/天，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。

在注入0.771 PV时气开始突破，突破后产油量几乎接近于零，采收率变化不大，突破时采收率约为87.6%。

模拟计算结果与实验结果对比见图3-10。

3.3.5长岩心直接气水交替驱替实验的拟合模拟网格一端为气水交替注入井，注入速度3.6×10-4m3/天，气水比1:2，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。

气在0.7 PV时突破，水在0.777 PV开始突破，突破后采收率增加缓慢，水突破时采收率约为86.6%，气突破时采收率约为81.796%。

模拟计算结果与实验结果对比见图3-11。

3.3.6长岩心直接水气交替驱替实验的拟合模拟网格一端为水气交替注入井，注入速度3.6×10-4m3/天，气水比2:1，其注入气组成见表3-4；另一端为一口生产井，保持38Mpa定压开采。

气在0.624 PV时突破，水在0.629 PV开始突破，突破后采收率增加缓慢，水突破时采收率约为62.9%，气突破时采收率约为60.7%。

整个驱替过程中，地层压力变化很小，注水时压力相对升高，注气时压力相对降低，如此反复进行。

模拟计算结果与实验结果对比见图3-12。

通过对注水、注气、直接气水交替以及水气交替驱替方式下实验与模拟的对比，得出以下结论：●水驱突破后，很快不再出油，至此采收率不再增加；●气体突破后，仍有不少油产出，但采收率变化不大；●从驱油效率来看，水驱效率最差；气驱效率最高，直接气水交替驱油效率高于水气交替驱油效率。