某边水气藏开发数值模拟研究

某边水气藏开发数值模拟研究

张合倩1,陈　智2

(1.河南油田井控培训中心,河南南阳　473132;2.中国石油西南油气田公司采气工程研究院,四川广汉　618300) 摘　要:为了提高气藏采收率,应用油气藏数值模拟技术,以动态资料及动态分析为依据,紧密结合气藏精细描述和气藏工程结果,研究了针对该气藏合理的开发措施。在历史拟合验证地质模型的基础上,制定并对比了相应的调整方案。研究结果表明,确定合理开采规模及排液速度、保持合理地层压力是避免边水入侵,提高采收率的有效措施。

关键词:气藏;数值模拟;开发;采收率

中图分类号:T E 319+.1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)15—0005—021　气藏开发简况

某气藏于1977年11月发现,属于有限补偿的、以边水为主的低含凝析油气藏。现有生产井24口,其中,气水同产井11口,工艺排水井3口。气藏于1978年8月投产,1983年开始产地层水,截止2011年7月底,日产气71×104m 3,日产水260m 3,日回收凝析油7.5t,累计产气74.33×108m 3,累计产凝析油19.77×104t ,累计产水178×104m 3,天然气采出程度74.33%,采速2.6%,目前地层压力12MP a 左右,总压降14.8MPa 。2　数值模拟研究2.1　网格划分

根据该气藏地层特征和流体特征,本次模拟采用CMG 软件中的GEM 模块标准双孔隙度模型进行研究。该气藏裂缝系统主要是流动通道,而岩块系统是主要的储气空间,因此使用双孔单渗模型。

根据研究的工区范围,确立数值模拟的网格类型。模型采用矩形网格,将该气藏平面上划分为170×50个均匀的矩形网格,网格步长100m ×100m (图1),纵向上网格划分为4层,采用变深度网格系统总网格数34000

。

图1　数值模拟平面网格划分图

2.2　初始化计算及历史拟合

模拟初始化的结果能否反映该气藏的客观实际,衡量标志之一就是储量的符合程度,建立的地质模型越接近实际气藏,以后的模拟结果就越有说服力。气藏储量计算的结果主要受有效厚度、孔隙度、含气饱和度的影响,这三个参数均以输入的相应等值线图为基础,由网格模型自动插值求出各网格的值。拟合时,利用网格模型对参数进行了相应的合理调整。地质研究核实储量128×108m 3,模拟计算储量126×108m 3。此次原始地质储量按该气藏流动单元

Synt hesi s and Pr oper ties of Amphi philic P olyurethane

Abstr act:Amphiphilic polyuret hane was synt hesized by mixing water -based polyet her XJ -4800

with oily-based polyet her N210,and t hen act ing wit h t oluene diisocyanat e.After react ion,t he str uct ure of AP U was st udied by IR,and t he effect of different mass ratio bet ween t he wat er-based polyet her XJ-4800and oily-based polyet her N210on propert ies of APU of curing time under wat er ,propert ies of wat er

and oil in APU and st rengt h of t he gel were furt her discussed ,micro -morphology aft er package of wat er and oil was also observed by microscope .T he result shows t hat :wit h t he decr easing of mass rat io of wat er -based polyet her XJ -4800and oily -based polyet her N 210,t he curing t ime is prolonged ,and t he wat er amount in APU is reduced .T he AP U synt hesized by t his exper iment have a perfect capacit y t o cl ad t he mixture of wat er and oil,and t hen the amphiphilic polyuret hane gel with cert ain st rength is obt ained.

Key wor ds:Amphiphilic Polyurethane;Wat er-based Polyether;Oil-based Polyet her

5

　2012年第15期 内蒙古石油化工

*收稿日期55

作者简介张合倩(65),男,大学本科,工程师,现为河南石油勘探局钻井职工培训中心教师,从事钻井工程、油气

田井控等专业的教学与研究工作。

:2012-0-2:19-

进行分别拟合。在气藏初始化和储量拟合的基础上,进行气藏开采动态历史拟合,目的就是以该块气藏的开发动态数据为参照,通过不断与气藏开发实际相匹配,即再现气藏开发历史,使地质模型最真实地代表气藏地下实际,从而准确地预测目前地下剩余气分布,分析目前开采存在的问题,提出合理的开采对策。

在储量拟合的基础上,本次数值模拟拟合指标主要包括全气藏和单井的日产气量、日产凝析油量、日产水量、地层压力和流压。根据生产历史,对须二

气藏单井开发指标进行了反复拟合。结果显示,拟合符合程度高,拟合率超过95%,由此所模拟计算气藏动态特征能反映气藏开发的实际情况。从气藏日产气量拟合对比曲线(图2)和气藏平均地层压力拟合对比曲线(图3)趋势上看,计算值和实测值趋势相一致,

拟合较好。

3　方案设计与对比

在历史拟合后,根据评价气藏目前开发合理性及为开发调整提供依据的需要,共设计了6套基础方案进行预测,预测期15年。

方案0:现状,井口压力保持1.5～3.5MPa 。方案1:布三口直井,井口压力保持1.5～3.5M ,配产～×3

。

方案布两口水平井,井口压力保持5～35M ,配产5×3。

方案3现有方案基础上,井口压力保持5～35M ,生产规模降为6×3。

方案4:在生产规模降60×104m 3/d 基础上,在中22井附近增加一口排水井,排水规模80m 3/d 。

方案5:在生产规模降60×104m 3/d 基础上,在中22井附近增加一口排水井,排水规模200m 3/d 。

方案6:提升生产规模降至75×104m 3/d,考虑中44、65、51、63、34井进行排水,排水规模提高到500m 3/d,各排50m 3/d 。井口压力保持 1.5～3.5MP a 。

表1

论证方案指标

方案主要指标

生产规模

(104m 3/d )

稳产年限

稳产期末

计算期末

累产气量

(104m 3/d )地层压力

(M Pa)采出程度

(%)累产气量

(104m 3/d )地层压力

(M Pa)采出程度

(%)方案070276.9910.5060.15

93.96

7.2073.41方案170584.819.0066.26101.91 5.8579.62方案275585.398.8866.71102.13 5.5379.79方案360787.878.3968.65101.18 5.7379.05方案460787.878.3768.65101.09 5.7178.98方案563790.619.1170.79104.06 6.5781.30方案6

75

1

77.13

9.5560.26

94.25

6.5373.64

对比分析六套动态预测方案,在该气藏新布3口直井或者新布两口水平井方案稳产年限均可增加3年,可以实现气藏持续稳产;将目前70×104m 3/d 开采规模降为60×104m 3/d,稳产年限可增加5年;考虑在中22井附近增加排水井,排水规模超过200m 3/d 对开采效果有较大影响;提升75×104m 3/d,考虑中44、65、51、63、34井进行排水,排水规模提高到500m 3/d,比基础方案同期采出程度高出0.23个百分点。4　认识和结论

(1)气藏开发要重视排水、阻水,否则会导致水

侵量大幅上升,采出程度降低。

(2)确定合理的采气速度和排水规模、保持合理地层压力是避免水淹、水窜、含水上升过快的有效措施。

(3)利用数值模拟方法制定并优选合理开发方案,建议新布直井或水平井,将开采规模降为60×104m 3/d ,并控制排水规模。

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