井组注气提高采收率数值模拟研究

1、文72-467井组注气提高采收率数值模拟研究 摘要：文南油田已动用的地质储量中，渗透率小于20×10-3m2的低渗透储层的地质储量有1747×104t，占全油田储量的27.24%。这部分储层注水困难、井况较差、且油井产量低。针对低渗透油藏，“注气开发”是国内外最为行之有效的开采方法；本文针对文南油田文72-467注气井组的地质特征，利用多组分模型软件，完成了三维地质模型的建立，生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注天然气开采，能大幅度地提高该区块的原油采收率。关键词：注气；提高采收率；数值模拟；低渗透；组分模型中图分类号：TE*.* 文献标识码：A1油田地质概况文南油田位于

2、东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高压、低渗、高饱和的复杂断块油气藏。主要含油层位为下第三系沙河街组沙二下、沙三上和沙三中亚段，共分28个砂层组。油藏埋藏深度2210-3800m之间。自1983年以来，陆续投入开发了8个断块区共26个开发单元，动用含油面积46.2km2，动用石油地质储量6413×104t，标定可采储量1694×104t，标定采收率26.42%。文南油田已动用的地质储量中，渗透率大于100×10-3m2的地质储量有1005×104t占全油田储量的15.67%；大于50×10-3m2的地质储量有1423×

3、;104t，占全油田储量的21.5%。渗透率在20-50×10-3m2的地质储量有2238×104t，占全油田储量的34.9%。渗透率小于20×10-3m2的地质储量有1747×104t，占全油田储量的27.24%。这部分储量注水难，见效难，井况差，油井产量低，同时这部分的潜力大。怎样开发这部分储量是个重大的科研课题。通过反复论证，最终确定以文72-467井组作为作为其中一个先导试验井组。数值模拟研究的区块向东北方向延伸到文72-453井，西南方向延伸到接近文72-494井处，如图1所示。确定注气井为文72-467井，注气层位沙三中7-9砂组，注气井段：

4、3534.2-3684.6米，注气井段射开油层24层，厚度35.8米。图1 文72-467井组数值模拟研究的范围文72-467井组位于文72块沙三中油藏的中部，井组主要开发层位为沙三中7-9砂组，其次为沙三中2、5、6、10砂组，原始地层压力为4766MPa，压力系数为1.381.89之间，目前沙三中7-9砂组地层压力为44.35MPa，井组包括一线井有文72-461、文72-463、文72-471、文72-483、文72-453井，二线井包括文72-491、文72-473、文72-495等井。2地层流体相态参数拟合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恒组分膨胀、多次接触脱

5、气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1。这些参数是组分模型中油、气性质计算的基础，用于组分模拟研究27。本次研究利用多组分模型的相态模拟分析软件对文72-467井组的高压PVT实验数据进行拟合计算。其井流物组份组成见表1，单次闪蒸实验拟合数据见表2。恒组成膨胀实验和拟合数据对比见表3、图2和图3。可以看出降压过程中体系和液相的相对体积变化拟合程度良好。表1 文72-467井原始井流物组份组成表组分名称摩尔组成组分名称摩尔组成N20.0011iC40.0092CO20.0024nC50.0127C10.6580iC50.0124C20.0693C60.0147C30

6、.0371C7+0.1641nC40.0190表2 文72-467井单次闪蒸实验拟合数据参 数实验拟合误差气油比(m3/m3)451.8451.6940.00235%地层原油密度(g/cm3)0.54370.553771.85212%地面脱气油密度(g/cm3)0.80730.805212.58887%饱和压力(MPa)43.9343.9290.00023%图1 恒组成膨胀实验体系相对体积拟合表3 恒组成膨胀实验和拟合数据对比表压力（MPa）体系相对体积液相相对体积实验值拟合值实验值拟合值65.350.93370.9425100.00100.0062.760.93940.9480100.001

7、00.0060.800.94400.9523100.00100.0058.840.94890.9569100.00100.0056.880.95470.9616100.00100.0054.920.96010.9666100.00100.0052.960.96640.9719100.00100.0050.990.97270.9774100.00100.0048.030.97940.9863100.00100.0047.070.98690.9894100.00100.0045.110.99480.9959100.00100.0043.931.00001.0000100.00100.0043.88

8、1.00031.000399.0499.7143.841.00101.000597.9199.4743.311.00451.003794.7596.5642.191.01301.010890.0091.4240.251.02961.024382.2384.5836.501.07191.056372.7675.0434.381.09831.078868.5770.6831.551.14131.115563.4365.3628.631.19741.164258.2860.1425.611.27191.231254.2054.7222.621.36881.322349.1049.1320.961.4

9、4001.388449.5545.88图2 恒组成膨胀实验液相相对体积拟合图3 等容衰竭实验气相压缩因子拟合等容衰竭实验和拟合数据对比见表4、图4和图5。可以看出衰竭过程中气相的压缩因子和液相的相对体积变化拟合程度良好。多次接触脱气实验和拟合数据对比见表5、图6和图7。可以看出脱气过程中体系的气油比和原油体积系数拟合程度良好。图4 等容衰竭实验液相相对体积拟合图5 多次接触脱气实验气油比拟合图6 多次接触脱气实验原油体积系数拟合表4 等容衰竭实验和拟合数据对比表压力（MPa）气相压缩因子液相相对体积实验值拟合值实验值拟合值43.93-1.0020100.00100.00038.251.0296

10、0.912380.6582.28532.380.96120.847273.3373.51326.520.91550.803567.6867.43620.590.89030.783363.2862.35314.710.88670.794459.6457.7419.810.90030.832256.4653.9865.910.92240.880854.1350.9492.940.94640.928452.5148.4431.440.96130.956451.3046.962表5 多次接触脱气实验和拟合数据对比表压力（MPa）气油比（m3/m3）原油体积系数实验值拟合值实验值拟合值43.93460.

11、7480.512.4362.35734.25314.1272.271.9651.79332.38235.4246.331.7861.72426.52192.9181.631.6491.55520.59131.8130.501.5411.42214.7191.388.241.4531.3129.8158.357.181.3751.2305.9135.234.171.3191.1682.9415.916.511.2791.1193油藏模型及储量拟合根据地质研究成果，本次模拟研究的主要对象是砂三中7号层、砂三中8号层和砂三中9号层三个主力层位，其中：砂三中7号层分为两个小层，砂三中8号层分为两个小层

12、，砂三中9号层分为三个小层。为此，在数值模拟网格划分中，纵向上划分为七个网格，并形成一套变深度的网格系统。平面上网格方向基本与构造长轴保持一致，网格数目总计为68×46×7=21896。网格参数场是根据地质研究成果提供的地质模型参数经插值得到，其中有效渗透率参数场通过数值模拟历史拟合研究工作而被修正。模型中初始化形成的参数场是否能代表实际油气藏情况，储量是重要标志之一。多组分模型综合地质、测井和油藏工程分析资料，对某些不确定参数进行修正，计算的储量与原始地质储量等各项参数都有比较好的吻合，见表6。表6 文72-467井组数值模拟区域储量拟合参数层位原油地质储量拟合储量（10

13、4×m3）（104×t）（104×m3）砂三中716.039719.868319.86827砂三中88.296810.277210.27719砂三中940.793550.530850.53080合计65.130080.676380.676264油田开发动态预测在完成油气藏地质模型的建立，流体PVT相态计算，油、气、水三相相对渗透率和毛细管压力的确定，储量拟合和历史拟合以后，就可以展开针对不同的开发方式，开发速度，开发井网和开发层系进行动态预测模拟工作。从数值模拟研究的任务出发，针对文南油田文72-467注气井组，设计了20个注富化天然气驱开采方案；开始注气时间为2

14、002年1月1日，动态预测至2015年12月31日。文72-467注气井的日注气水平分别为：2、3、4和5万方，注富化天然气的组成见表7。预测方案编号分别为F01F20，具体参数见表6，其模拟计算结果见表8。表7 富化天然气的组成拟组分名称拟组分组成加入液化气摩尔百分数开封气液化气02468N2 toC190.53500.430090.535088.732986.930885.128783.3266CO2toC28.332019.11008.33208.54768.76318.97879.1942C3 toNC41.072073.77001.07202.52603.97995.43396.88

15、78FC5toFC60.05406.69000.05400.18670.31940.45220.5849C07toC170.00700.00000.00700.00690.00670.00660.0064C18+0.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000对各方案的模拟计算结果进行综合分析之后，建议以方案F016的开发设计参数对文南油田文72-467注气井组进行开发；在方案F016中，日注气量为5万方，注入气源为“开封气”。表8 文72-467井组数值模拟开发动态指标方案编号累积产油（104×m3）采出程度（%）增加富化度增产油量（104

16、15;m3）增加注气量增产油量（104×m3）F00121.2782426.37483-F00221.3744826.494130.09624-F00321.4697226.612180.19148-F00421.5564426.719670.27820-F00521.6164326.794030.33819-F00624.0404929.79870-2.76225F00724.1058229.879680.065332.73134F00824.1886029.982290.148112.71888F00924.2850730.101870.244582.72863F01024.39

17、75830.241320.357092.78115F01126.3152932.61837-5.03705F01226.4533032.789430.138015.07882F01326.6045132.976860.289225.13479F01426.6809933.071660.365705.12455F01526.8217733.246150.506485.20534F01627.7405934.38506-6.46235F01728.0995234.829950.358936.72504F01828.2704635.041840.529876.80074F01928.4316335.

18、241610.691046.87519F02028.5998735.450160.859286.983445数值模拟研究结论l 针对低渗透（和特低渗透）油藏，“注气开发”是国内外最为行之有效的开采方法；文南油田文72-467注气井组油藏注富化天然气驱开采，能大幅度地提高该区块的原油采收率；l 数值模拟研究结论表明：随着注气强度（或注气量）的增加，累积产油量和原油的采出程度均会有较大幅度的增加，即注气强度（或注气量）是最为敏感的控制参数；l 数值模拟研究结论还表明：随着注入天然气富化度的增加，累积产油量和原油的采出程度只有较小幅度的增加，即注入天然气富化度不是敏感的控制参数。参考文献：1 张茂林

19、，俞高明. 油气体系拟组分相平衡及物性参数计算J. 天然气工业，1988, 8（4）：26322 张茂林，吴清松等. 毛细管压力影响油气体系相平衡的理论研究与应用J. 天然气工业，2000，20（5）：53563 张茂林，俞高明等.凝析油气藏拟组分数值模拟方法J.西南石油学院学报，1991，13（2）：38474 梅海燕，孔祥言等. 油气烃类体系气液固三相相平衡计算J. 天然气工业，2000，20（3）：75785 梅海燕，孔祥言等. 预测石蜡沉积的热力学模型J. 石油勘探与开发，2000，27（1）：84866 张茂林，孙良田等.凝析油气藏K值多组分模型数值模拟方法J.石油学报，1991，1

20、2（1）：60667 张茂林，孙良田等.分数步长算法在K值多组分模型中的应用J.天然气工业，1991，11（4）：5156（编辑 *）文72-467井组注气提高采收率数值模拟研究*摘要：文南油田已动用的地质储量中，渗透率小于20×10-3m2的低渗透储层的地质储量有1747×104t，占全油田储量的27.24%。这部分储层注水困难、井况较差、且油井产量低。针对低渗透油藏，“注气开发”是国内外最为行之有效的开采方法；本文针对文南油田文72-467注气井组的地质特征，利用多组分模型软件，完成了三维地质模型的建立，生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注天然气开采，能大幅度地提高该区块的原油采收率。关键词：注气；提高采收率；数值模拟；低渗透；组分模型The Numerical Simulation Research of Enhancing Oil Recovery by Gas Injectionon Wen 72-467 Well GroupAbstract The low permeable stratum, in which the permeability is lower than 20×10-3m2, contains 1747×104t OOIP, about 27.24 percent of the Wennan