透油层 [喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究]

透油层 喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究 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。为有效改进萨一组油层的开发效果，同时避免套损情况的加剧，探索注气开发萨一组的可行性，本文经过优选研究区块，利用数值模拟技术，对注气开发的方法、井网、井距和合理的注采强度进行了研究，对不一样注入方法、不一样的井网井距进行了筛选，得出最好的注入强度，并确定212m五点法面积井网开发效果很好。关键词:数值模拟;注入强度;注入方法;套损1 问题的提出喇嘛甸油田萨一组油层总储量3108104t，为预防和控制套损，靠近50的注水井点采取停注和控注方法，造成采出程度低，现在萨一组油层采出程度只有。为有效改进萨一组油层的开发效果，同时避免套损情况的加剧，计划开展萨一组注气开发可行性技术研究。充足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下油的有效方法。而且依据我国外231项注气驱油的经验，注气作为比较可行的提升原油采收率的方法，提升采收率可达成5。经过注入气和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，最终达成提升采收率的目标。所以，对于喇嘛甸油田而言，充足利用天然气资源，有效开发剩下地质储量含有主要意义。2萨一组油层地质特点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。萨一组油层韵律显著，关键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1：砂体不发育，关键以尖灭及表外储层为主，河道砂和席状砂零星分布，连通性比较差。萨2：关键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3：关键发育非主体席状砂、主体席状砂及表外储层，河道砂局部发育，连通性很好。萨4、5：关键发育主体席状砂，同时还发育一定规模的水河道砂，关键以一、二类连通为主，连通性比很好。总的来说，北北块萨12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3、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，因此砂体连通情况相对要好于萨12沉积单元，砂体发育规模、孔、渗等参数也要好于萨12单元。储层连通特征经过对经典区块萨一组储层连通特征统计表明，萨一组各沉积单元连通率在%之间。其中萨3、萨4、萨5沉积单元连通性很好，连通率分别为%、%、%，而其它沉积单元连通性较差。3研究区模型的建立地质模型的建立依据该区块精细地质研究结果，充足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474130=57810，网格属性进行相控插值，真实地反应地层的改变趋势。试验区实际区块在纵向上有30个小层，模型中充足考虑了层间矛盾，将30个层独立成层，划为30个模拟层。采取角点网格，经过调整网格块之间的距离，尽可能使油水井处于网格中心位置，提升计算精度和速度，建立初始化静态模型。搜集、整理了模拟区块168口井的生产动态资料，分析该试验区的动态特征，整理成Eclipse接收的数据格式，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。而且利用同位素资料、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、单层进行愈加细致的模拟，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。历史拟合结果该区块历史拟合阶段采取Eclipse黑油模拟器E100，角点网格，全隐式求解。整个模拟过程所包括的相态为：油、水、气和溶解气。初始状态只有油、水两相。经过对该试验区的计算模型的可调参数的重复修改、计算，使计算模型尽可能趋近实际地质模型，更能代表油田实际的地质模型，为预计最终采收率，预计未来油田产量、含水、压力的改变趋势，同时进行多种开发方案的计算和优化。经过对多种参数和产油、含水等关键性指标的调整，全区拟合符合率达成95%以上，单井符合率在70%以上。截至现在，模拟区实际地质储量1179104t，模型计算为104t，高出实际储量的；根据实际液量设计的要求，拟合末期实际采出程度达成30左右，模型计算达成了，低于实际个百分点；拟合末期实际综合含水率为，模型计算为，低于实际含水个百分点。剩下油分布情况经过对喇嘛甸油田模拟区的动态模拟结果进行分析，从平面上剩下油关键分布在注采不完善部位：一是断层两侧，因为井网不完善存在剩下油；二是河道砂末端及河间砂边部，因为相带突变造成多个方向或某一方向有注无采存在剩下油；三是两种相带相交过渡部位，因为沉积成份和层内结构复杂，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，存在剩下油；四是物性较差的薄差油层，因为受平面非均质和层间干扰等影响存在剩下油。从纵向上剩下油分布看，北北块一区萨一组剩下油关键分布在以大型曲流河道沉积的S2层段。4 合理注入方法的选择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、四点法井距等不一样井网情况，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。依据以上的研究结果，而且充足考虑到开采时间、采收效率，在实际当中应采取五点法或九点法井网进行注气开发。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。注气方案设计优选在原有井网生产情况下，新井投入生产，作为基础方案，在模型中进行数值模拟研究，计算含水达成98%为止，萨一组最终采收率为%。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，方案计算含水达成98%为止，预计其改变规律。对比多种方案的预计结果，最终确定采取五点法212m井距，气水段塞交替注入，其它层关闭，注气强度为/d?m，气水段塞大小，对萨一组进行有效开发，采出程度预计可达成%。5 几点认识注气开发过程中，交替注入是控制天然气流度，预防气体过早突破的常见方法，交替注入的一个主要参数是段塞大小和气水比，经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，分别对比不一样井网、不一样井距、不一样注入强度下的开发效果，取得在进行水气交替驱时的适宜段塞大小和气水比及其它合理参数。综合分析数值模拟结果，萨组水驱后剩下油的分布，从纵向看在低中渗透层，从平面看在液流两翼部位，这是以后采取深入提升采收率方法时的关键目标层。