喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文

时间:2021-10-01 10:34:02 论文范文 我要投稿

关于喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文

  论文摘要:喇嘛甸油田萨一组油层注水开发后,套损严重,水井停注层多,油层动用程度低。为有效改善萨一组油层的开发效果,同时避免套损状况的加剧,探索注气开发萨一组的可行性,本文通过优选研究区块,运用数值模拟技术,对注气开发的方式、井网、井距以及合理的注采强度进行了研究,对不同注入方式、不同的井网井距进行了筛选,得出最佳的注入强度,并确定212m五点法面积井网开发效果较好。

关于喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文

  论文关键词:数值模拟;注入强度;注入方式;套损

  1问题的提出

  喇嘛甸油田萨一组油层总储量3108×104t,为防止和控制套损,接近50%的注水井点采取停注和控注措施,导致采出程度低,目前萨一组油层采出程度只有26.7%。为有效改善萨一组油层的开发效果,同时避免套损状况的加剧,计划开展萨一组注气开发可行性技术研究。充分利用喇嘛甸油田丰富的天然气资源,探索萨一组油层注气防套损及挖潜内部剩余油的有效方法。并且根据国内外231项注气驱油的经验,注气作为比较可行的提高原油采收率的方法,提高采收率可达到5%。通过注入气与地下原油的混合形成混相,利用分子扩散、微观对流弥散和宏观对流弥散、重力分离等作用扩大波及体积和驱油效率,最终达到提高采收率的目的。因此,对于喇嘛甸油田而言,充分利用天然气资源,有效开发剩余地质储量具有重要意义。

  2萨一组油层地质特点

  2.1储层沉积特征

  萨一组属于三角洲前缘相沉积,整体上以席状砂体沉积为主。萨一组油层韵律明显,主要属于多段薄互层的单砂层沉积,从电测曲线的特征上从上至下总体表现为很薄的单砂层、小型互层的厚砂体、正韵律、小型箱状四种特点。

  萨Ⅰ1:砂体不发育,主要以尖灭及表外储层为主,河道砂与席状砂零星分布,连通性比较差。

  萨Ⅰ2:主要发育表外储层及非主体席状砂,河道砂零星发育连通性较差。

  萨Ⅰ3:主要发育非主体席状砂、主体席状砂及表外储层,河道砂局部发育,连通性较好。

  萨Ⅰ4、5:主要发育主体席状砂,同时还发育一定规模的水河道砂,主要以一、二类连通为主,连通性比较好。

  总的来说,北北块萨Ⅰ1~2沉积单元大部分以席状砂沉积为主,水下河道砂不发育,砂体之间的连通性比较差;而萨Ⅰ3、4+5沉积单元在发育席状砂同时,还发育一定规模的水下河道砂,因而砂体连通状况相对要好于萨Ⅰ1~2沉积单元,砂体发育规模、孔、渗等参数也要好于萨Ⅰ1~2单元。

  2.2储层连通特征

  通过对典型区块萨一组储层连通特性统计表明,萨一组各沉积单元连通率在20.0%~93.8%之间。其中萨Ⅰ3、萨Ⅰ4、萨Ⅰ5沉积单元连通性较好,连通率分别为81.3%、82.5%、93.8%,而其它沉积单元连通性较差。

  3研究区模型的建立

  3.1地质模型的建立

  根据该区块精细地质研究成果,充分考虑地层平面非均质性,利用Petrel软件进行了相控插值,建立数值模拟精细地质模型,网格节点划分为47×41×30=57810,网格属性(孔隙度、渗透率、有效厚度)进行相控插值,真实地反映地层的变化趋势。试验区实际区块在纵向上有30个小层,模型中充分考虑了层间矛盾,将30个层独立成层,划为30个模拟层。

  采用角点网格,通过调整网格块之间的距离,尽量使油水井处于网格中心位置,提高计算精度和速度,建立初始化静态模型。

  收集、整理了模拟区块168口井的生产动态资料(包括油水井射孔、补孔、压裂、酸化、堵水等措施),分析该试验区的.动态特征,整理成Eclipse接受的数据格式,形成动态数据流,针对产油、产水等参数对地质模型进行修正。并且利用同位素资料、环空找水资料,结合萨一组实际计算结果调整单井的层间矛盾,对于单井、单层进行更加细致的模拟,建立符合油田开发实际要求的动态模型,为历史拟合奠定基础。

  3.2历史拟合结果

  该区块历史拟合阶段采用Eclipse黑油模拟器E100,角点网格,全隐式求解。整个模拟过程所涉及的相态为:油、水、气和溶解气。初始状态只有油(含溶解气)、水两相。通过对该试验区的计算模型的可调参数的反复修改、计算,使计算模型尽量趋近实际地质模型,更能代表油田实际的地质模型,为预测最终采收率,预测未来油田产量、含水、压力的变化趋势,同时进行各种开发方案的计算和优化。

  通过对各种参数以及产油、含水等关键性指标的调整,全区拟合符合率达到95%以上,单井符合率在70%以上。截至目前,模拟区实际地质储量1179×104t,模型计算为1193.26×104t,高出实际储量的1.2%;按照实际液量设计的要求,拟合末期实际采出程度达到30%左右,模型计算达到了29.13%,低于实际0.8个百分点;拟合末期实际综合含水率为94.9%,模型计算为94.8%,低于实际含水0.1个百分点。

  3.3剩余油分布状况

  通过对喇嘛甸油田模拟区的动态模拟结果进行分析,从平面上剩余油主要分布在注采不完善部位:一是断层两侧,由于井网不完善存在剩余油;二是河道砂末端及河间砂边部,由于相带突变造成几个方向或某一方向有注无采(有采无注)存在剩余油;三是两种相带相交过渡部位,由于沉积成分和层内结构复杂,使其成为两个相带各自动力单元的边缘地带,受注水波及程度差,存在剩余油;四是物性较差的薄差油层,由于受平面非均质和层间干扰等影响存在剩余油。   从纵向上剩余油分布看,北北块一区萨一组剩余油主要分布在以大型曲流河道沉积的SⅠ2层段。

  4合理注入方式的选择

  4.1合理井网的选择

  分别模拟300米井距下九点法井网、七点法井网、五点法井网、四点法井距等不同井网状况,选择合理的注入量,对比实际模型中的模拟结果,确定合理的井网。根据以上的研究结果,并且充分考虑到开采时间、采收效率,在实际当中应采用五点法或九点法井网进行注气开发。

  4.2合理井距的选择

  分别对212m、150m、106m井距情况下,五点法井网和九点法井网的模拟结果,确定适合该研究区块的井距。综合分析,注气并不是井距越近越好,井距越近,采出井的气油比上升越快,关井越早,采出程度并不高,存在一个合理的井距,对于五点法来说,212m井距采收率最高。

  4.3注气方案设计优选

  在原有井网生产状况下,新井投入生产,作为基础方案,在模型中进行数值模拟研究,计算含水达到98%为止,萨一组最终采收率为37.69%。分别设计300m九点法面积井网、212m五点法面积井网、150m五点法面积井网、106m五点法面积井网时,方案计算含水达到98%为止,预测其变化规律。对比各种方案的预测结果,最终确定采用五点法212m井距,气水段塞交替注入,其它层关闭,注气强度为1960.78m3/d?m,气水段塞大小0.05PV,对萨一组进行有效开发,采出程度预测可达到51.43%。

  5几点认识

  5.1注气开发过程中,交替注入是控制天然气流度,防止气体过早突破的常用方法,交替注入的一个重要参数是段塞大小和气水比,通过建立理想的三维地质模型,利用数值模拟研究技术,设计多套模拟方案进行计算,分别对比不同井网、不同井距、不同注入强度下的开发效果,获得在进行水气交替驱时的合适段塞大小和气水比及其它合理参数。

  5.2综合分析数值模拟结果,萨Ⅰ组水驱后剩余油的分布,从纵向看在低中渗透层,从平面看在液流两翼部位,这是今后采取进一步提高采收率措施时的重点目的层。

  参考文献

  [1]王宏伟,李景禄,黄伏生,等.喇嘛甸油田特高含水期油田开发理论与实践[C].北京:石油工业出版社,2003.15~18.

  [2]方凌云,高翔.大庆油田天然气开发利用的现状及展望[J].大庆石油地质与开发,2002,19:17~18.

  [3]郭平,罗玉琼.注水开的油田进行注气开发的可行性研究[J].西南石油学院学报,2003,25:37~40.

【喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文】相关文章:

喇嘛甸油田气层厚度解释物性标准08-27

油层注采类型调整时机论文10-05

气氧/甲烷同轴剪切喷注器燃烧特性数值模拟07-31

喇嘛甸油田污水注采量预测及调整方法分析12-14

CCG注浆过程的数值模拟研究论文04-09

气膜冷却流场的实验研究和数值模拟的分析07-15

涡轮叶片气膜冷却的数值模拟07-15

花土沟油田低电阻率油层成因分析及解释方法研究10-02

涡轮叶片表面气膜出流的数值模拟07-05