M稠油油藏注采参数优化数值模拟研究

汽驱 5 月停注 2 月 33. 94 76. 42 300. 4 54. 97 97. 63 0. 254
汽驱 5 月停注 3 月 33. 6 75 262. 34 56. 26 97. 45 0. 286
汽驱 5 月停注 4 月 33. 22 73. 42 237. 52 56. 45 97. 88 0. 309
表 4 反七点井网各方案下蒸汽驱开发指标预测表
阶段 阶段 净产
采收率
阶段
反七点井网间歇汽驱方案
产油量 注汽量 油量
%
油汽比
104m 3 104t 104m 3
等时间歇 1 月 32. 45 70. 2 209. 44 55. 24 0. 335
等时间歇 3 月 32. 75 71. 46 208. 23 56. 58 0. 343
采注比 等时间歇 5 月 33. 62 75. 07 207. 98 60. 21 0. 361
2. 0 等时间歇 6 月 33. 45 74. 36 209. 49 59. 4 0. 355
等时间歇 9 月 32. 66 71. 05 209. 57 56. 08 0. 339
等时间歇 12 月 32. 54 70. 57 208. 7 55. 66 0. 338
等时间歇 10 月 32. 35 69. 79 210. 17 54. 78 97. 7 0. 332
等时间歇 12 月 32. 21 69. 19 210. 04 54. 18 97. 5 0. 329
汽驱 5 月停注 1 月 34. 07 76. 97 349. 43 52. 01 97. 37 0. 22
1. 8 145. 26 34. 83 80. 14 43. 40 97. 39 514. 37 0. 156
2. 0 143. 19 34. 34 78. 07 48. 11 97. 54 419. 44 0. 186
2. 2 139. 82 33. 53 74. 70 47. 31 97. 61 383. 50 0. 195
采用不同间歇蒸汽驱方案, 取采注比为 2. 0, 蒸 汽干度为0. 6, 注汽温度275℃, 分别模拟了不同间歇 时间下的蒸汽驱开发指标, 预测结果见表 3。
由表 3 可以看出, 与连续汽驱相比, 间歇汽驱方 式虽然采收率有一定的降低, 但阶段油汽比和净产 油量得到大大提高。 通过对比净产油量和油汽比两 个经济效益指标, 认为等时间歇 5 月汽驱方案为最 优。
认为注入流体沿高渗通道迅速推进, 第一生产井排 和第二生产井排中各井的见水时间和含水上升速度 与平面上的高渗通道密切相关。高渗通道的存在, 造 成水淹、汽窜的发生, 降低了蒸汽的热能利用率, 使 一些高产井产量大幅度下降。 进入中高含水采油阶 段后, 由于层间和平面水淹程度不均衡, 层间干扰加 剧, 剩余油分布相对分散, 且含水越高, 分散程度越 大。
对典型井组 37 口开发井全部进行了单井历史 拟合, 其中生产井26 口, 注汽井11 口, 历史拟合时间 为其投产时间到 2006 年 12 月。根据生产历史, 较好 的拟合了全区和单井的压力、产液量、产油量 (见表1 )。拟合结束时, 油层平均压力为3. 50M Pa, 与测压结 果 3. 49M Pa 较为接近。
图 2 2006 年 12 月 E 层含油饱和度图 4 汽驱方案设计与指标预测 4. 1 注采参数敏感性分析
M 油藏经过 6 年多的大规模提液开采, 生产井 的排液能力也基本确定, 即平均单井排液 95. 4m 3 d。 需要通过研究确定出与之相符合的注汽速度, 即 确定蒸汽驱的最优采注比。 取单井排液速度为 95. 4m 3 d、注汽干度 0. 6、注汽温度 275℃, 分别计算原 计划及不同采注比下蒸汽驱的开发指标, 预测时间 为 10 年。
Ξ 收稿日期: 2008- 07- 24 作者简介: 杜云星 (1983—) , 男, 助理工程师, 2008 年毕业于中国石油大学油气田开发专业, 硕士, 现从事油气田开发研 究工作。
2008 年第 21 期 杜云星等 M 稠油油藏注采参数优化数值模拟研究
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313 剩余油分布相对分散 通过分析注蒸汽和注热水后油井的见水时间,
通过对比国内同类油田开发指标, 认为M 稠油 油藏目前存在的突出问题是: 综合含水高、采出程度 低、开发效果差。为此, 本文采取数值模拟方法, 对蒸 汽驱注采工艺参数、汽驱方式、井网类型进行优选, 预测和分析各种方案下蒸汽驱的开发指标, 从中发 现规律性认识。 1 油藏数值模型建立
采用Pet rel 软件对M 油藏典型井组进行地质建 模, 粗化后网格数为23×26×11, 即6578 个。共有11 个模拟层, 包括纵向5 个模拟油层和4 个根据实际油 藏条件所设置的模拟隔层, 将 E 层细分为 3 个小层, 见图 1。
表 1 E 层累产油量、累产水量拟合对比表
拟合对比
累产油量 104m 3 累产水量 104m 3
相对误差 实际数据 模型计算值
(% )
67. 27
65. 13 - 3. 19
430. 73 432. 87
0. 5
3 剩余油分布规律研究 根据数值模拟结果, 认为目前M 油藏剩余油分
布主要有如下几个特点: 311 受热效果差的二线油井附近区域存在大量剩 余油
由结果可以看出, 当采注比为 2. 0 时, 油汽比为 0. 186, 净产油量指标达到最优, 因此最佳采注比取 2. 0。
同理, 对注汽干度、注汽温度做了优选, 结果分 别为: 0. 6 和 275℃。
表 2 不同采注比蒸汽驱开发指标预测表
wk.baidu.com累计
阶段 净产
阶段
采收率
含水率
阶段
采注比 产油量
产油量 油量
图 1 M 油藏典型井组三维构造模型
2 典型井组历史拟合 2. 1 储量拟合
根 据现场资料, 原标定地质储量为 380. 20 × 104 t。 数值模拟计算的地质储量为 392. 82×104 t, 相 对上升幅度为 3. 32%。根据历史拟合质量评价结果 分析, 储量拟合满足精度要求。 2. 2 单井历史拟合
摘 要: 针对哈萨克斯坦M 稠油油藏的开发现状, 利用测井、地质资料, 建立了能够反映当前勘探 开发特征的三维地质模型, 以此为基础利用数值模拟方法进行了剩余油分布规律研究; 分析了注汽速 度、注汽温度、注汽干度、汽驱方式、注采井网等因素对开发效果的影响, 并优选出最佳注采参数, 为M 油田中区的高效开发提供一定的理论参考和借鉴。
分别按照各种井网方式下的最优单井排液量进 行配产, 预测了不同方案下的蒸汽驱开发指标。从预 测结果可以看出, 在各井网方式下, 当采注比为 2. 0 时, 蒸汽驱开发的经济指标- 净产油量和油汽比均 达到最佳, 为此, 将采注比为 2. 0 时的各井网蒸汽驱 开发指标进行对比。对比认为, 反七点井网下等时间 歇汽驱和连续汽驱 (图 3) 的累产油量、净产油量、油 汽比等指标均优于行列式井网。 而若采用菱形反九 点和正四点, 开发指标则劣于行列式井网。
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内蒙古石油化工 2008 年第 21 期
图 3 采注比 2. 0 下各井网连续汽驱开发指标对比图 反七点井网下, 对比不同间歇时间注汽方案下
的采收率和净产油量两项指标, 同样认为采注比 2. 0, 等时间歇 5 月汽驱的方案最优, 见表 4。 且相对于 行列式井网, 反七点井网下净产油量增产 2. 57 × 104m 3, 增幅为 4. 46%。
采注比 1. 2 34. 63 79. 28 345. 7 54. 58 0. 229
注汽量
%
%
油汽比
104m 3
104m 3 104m 3
104 t
原计划 116. 47 27. 93 51. 35 37. 52 98. 26 193. 50 0. 265
1. 2 153. 46 36. 80 88. 34 38. 62 96. 85 696. 05 0. 127
1. 5 146. 97 35. 25 81. 85 41. 91 97. 07 559. 22 0. 146
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内蒙古石油化工 2008 年第 21 期
M 稠油油藏注采参数优化数值模拟研究Ξ
杜云星1, 何顺利2, 顾岱鸿2, 田树宝2, 尚希涛2
(1. 中国石化集团国际石油勘探开发有限公司, 北京 100083; 2. 中国石油大学 (北京) 石油天然气工程学院, 北京 102249)
2. 5 135. 61 32. 52 70. 48 46. 51 97. 67 335. 57 0. 210
3 125. 77 30. 16 60. 65 40. 68 97. 80 279. 64 0. 217
4. 2 蒸汽注入方式的优化
前人研究结果表明, 间歇汽驱起到了延长蒸汽 驱时间, 有效提高采出程度的作用[1], 在一定条件下 转间歇蒸汽驱开采的净收入优于连续蒸汽驱开采和 蒸汽吞吐[2 ]。
表 3 不同注汽方式下蒸汽驱开发指标预测表
阶段 阶段 净产
采收率
含水率 阶段
方案
产油量 注汽量 油量
%
% 油汽比
104m 3 104t 104m 3
等时间歇 1 月 32. 41 70. 02 208. 34 55. 14 97. 91 0. 336
等时间歇 2 月 32. 42 70. 06 211. 44 54. 96 97. 86 0. 331
关键词: 稠油油藏; 蒸汽驱; 参数优化; 数值模拟
M 稠油油藏位于哈萨克斯坦M 油田中区中部, 含油面积1. 5 km 2, 地质储量为380. 20×104 t, 埋藏深 度 350～ 450m , 平均孔隙度为 30. 7% , 平均渗透率为 0. 8Λm 2。 地下原油粘度为 240m Pa. s, 属普通稠油。
从 2006 年 12 月的含油饱和度图 (图 2) 统计得 出: 一线油井的平均含油饱和度 59. 67% , 二线油井 平均含油饱和度 64. 8% , 高出一线油井 5. 13%。 312 纵向来看, E 层下部剩余油储量丰度比上部大
E 层包括7, 8, 9 三个小层。对比第7 层和第9 层 的温度场, 发现油层上部的蒸汽扩展面积比下部油 层明显大, 这种现象主要是由蒸汽的超覆作用导致 的。 受其影响, 油层下部受热效果较差, 蒸汽驱替面 积较小, 采出程度相对低。
M 油藏为一套多层砂泥互层含油体系, 构造稳 定, 断层不发育。各小层顶底部位均存在较厚泥岩隔 层, 将各小层分开并形成独立的油水系统。目前主力 开发层位为E 层, 平均油层厚度为12m。E 层典型井 组于 1989 年投入蒸汽驱开发, 注入方式为两排注入 井夹三排采油井的行列切割方式, 开发井网为三角 形, 井距为 150m。 截止 2006 年 12 月, 采出程度 15. 6% , 综合含水 95. 0% , 累计油汽比 0. 179, 累计采注 比 1. 36, 采油速度 0. 9%。生产井开井数 21 口, 平均 单井日产油 3. 6t。
汽驱 3 年转 等时间歇 5 月 33. 68 75. 31 265. 67 56. 33 97. 74 0. 283
4. 3 注采井网优选 通过前面的生产动态分析和数值模拟研究, 认
为原行列式井网方式严重影响了开发效果, 需要根 据生产动态, 及时调整井网。 由于原井网为三角形, 可以考虑转换的井网包括反七点井网、正四点井网 以及菱形反九点井网。
等时间歇 3 月 32. 51 70. 44 210. 28 55. 42 97. 84 0. 335
等时间歇 4 月 32. 87 71. 96 210. 05 56. 95 97. 85 0. 343
等时间歇 5 月 33. 04 72. 65 210. 14 57. 64 97. 62 0. 346
等时间歇 6 月 32. 95 72. 26 211. 42 57. 16 97. 8 0. 342
等时间歇 8 月 32. 48 70. 33 195. 94 55. 27 97. 77 0. 333
等时间歇 9 月 32. 35 69. 76 199. 58 54. 72 97. 94 0. 331