基于pr三参数平衡状态方程拟合的凝析气藏渗流模型研究

基于pr三参数平衡状态方程拟合的凝析气藏渗流模型研究

0井底压力两相渗流,以油气藏特性分析高温高压预算储气管层，预算储气管层含量高，地震差小，大多数属于封闭封闭储气管层。与常规凝析气藏开发特点相比,饱和凝析气藏在开发过程中,气井一投产,近井地层压力就会降到露点压力以下,地层会出现反凝析现象,各相组成及物理化学特性也会随之改变。这种相间传质现象是带油环或饱和型凝析气藏开发的重要特征。井底压力一开始就低于露点压力,井底附近反凝析油饱和度就不断增加,从而产生并增加油气两相渗流阻力,使单井产能下降。为了对这种复杂油气渗流特征作出评价,探索提高凝析气井产能和采收率的方法,达到合理开发凝析气藏的目的,该文以一个实际单井控制近饱和凝析气藏为例,采用多组分单井模型来模拟和分析单井动态,确定气井的合理开发方案。1组分摩尔数守正分析由于凝析气藏特殊的相态变化特征,储层流体往往为油、气、水三相流动,凝析气由多种组分组成,各组分随压力的变化以气相或液相存在和运动,并在不同相间发生质量交换。因此,使用多组分模型来数值模拟凝析气藏的开发。模型假设条件如下:油相和气相组成一个体系,N个烃组分可以在油相和气相间转换;均质圆形等厚地层,径向流动,符合达西渗流定律,油气体系始终处于相平衡状态,等温渗流过程,忽略分子扩散作用。根据组分摩尔数守恒,建立水相和各烃组分的摩尔守恒渗流方程如下,即水组分摩尔数守恒渗流方程:∂∂r(KKrwμwρw∂pw∂r)+qw=∂∂t(ϕρwsw)(1)式中:r——流体渗流半径,m;K——绝对渗透率,μm2;Krw——相对渗透率;μ——粘度,mPa·s;ρ——密度,kg/m3;p——渗流压力,MPa;q——流量,m3/s;Sw——含水饱和度,%;ϕ——孔隙度,f;下标w——水相。任一烃组分i摩尔数守恒渗流方程:∂∂r[Xi(KKroρoμo)∂po∂r]+∂∂r[Yi(KKrgρgμg)∂pg∂r]+Xiqo+Yiqg=∂∂t[ϕ(XiρoSo)+YiρgSg]i=1,2,⋯Nc(2)任一烃组分i相平衡方程:YiXi=Ki(p,T,X1,Y1,X2,Y2,⋯,XNC,YNC)(3)式中:Xi,Yi——油相、气相中i组分的摩尔分数;So,Sg——含油、含气饱和度,%;Ki——i组分的平衡常数,无量纲;下标o,g——油相、气相。约束方程:Sg+So+Sw=1(4)初始条件:p(re,0)=pi(5)边界条件:q(re,0)=C(6)2单井动态模拟1k22.1膨胀和定容衰实验相态实验拟合主要包括地层流体重组分的特征化、劈分和组分归并、露点压力拟合、地层温度下等组成膨胀实验拟合、地层温度下定容衰竭实验拟合等。应用E300PVTi相态模拟软件,使模拟计算数据与实验测量数据拟合误差在5%以内,最后得到能反映地层流体实际性质变化的流体参数场,供下一步数值模拟开发指标预测实时调用。2.1.1重组分的判断根据现场PVT分析报告,DLK2井的凝析气组分数为15,C11+是一个复杂的混合物,首先将重组分C11+劈分成两个拟组分:FRC1、FRC2,劈分的标准在于劈分后相图与原始相图基本吻合。考虑到计算的精度和速度,根据各单组分的性质相似性和分子量相近性原则,将组分进行组合归并,重组后共有8个拟组分,结果见表1。2.1.2采阶段凝析油产出量露点压力预测结果和拟合结果直接影响反凝析过程发生,影响着不同开采阶段凝析油析出量。因此,相态拟合过程中首先要做的就是露点压力的精确拟合DLK2井井温为135.1℃,拟合结果:露点压力实验47.73MPa,拟合47.78MPa,误差0.00109。2.1.3凝析油气体系的确定等组分膨胀实验是为了测取凝析油气体系在地层条件下体积膨胀能力的大小和露点压力而设计的实验,目的是获得凝析油气体系PVT关系和露点压力等流体相态特征参数,拟合结果见图1。2.1.4等体积疲劳试验等容衰竭就是保持PVT筒中储层流体的容积不变,通过排气降压过程模拟实际凝析气田的生产过程,拟合结果见图2。2.2井震模型模拟DLK2井所属凝析气藏属高凝析油含量近饱和深层高温高压凝析气藏,凝析油含量754g/m3,储层深度4970m,储层温度137℃。原始地层压力53.62MPa,露点压力47.73MPa,地露压差为5.89MPa。储层平均孔隙度为16%,平均渗透率为35mD。根据该井压恢试井解释成果,有效泄流半径为616m,建模各参数为:储层顶深4962m,井段4962～4980m,有效厚度17m,孔隙度16%,渗透率35mD,射孔井段4962～4970m,泄气半径616m,原始含水饱和度0.34,原始地层压力56.4MPa,储层温度137℃。模拟时采用单井径向非均匀网格系统,近井地带网格加密,网格划分为22×10×1,径向即I方向网格尺寸大小为0.25m、0.5m、1m、2m、3m、5m、8m、10m、15m、20m、25m、30m、50m、100m。模拟时,采用油气两相相渗曲线和油水两相相渗曲线,利用室内驱替实验测得油气相渗和油水相渗,其曲线如图3所示。2.3产油、地层拟合结果DLK2井自2006年7月投产,截止2009年2月,井底压力为42MPa,累积产气6415×104m3、产油6.4×104m3。目前,日产气6×104m3,日产油50m3左右。模拟时定气量生产,主要拟合指标为井底流压、气井日产油和气油比。拟合结果见图4。综合对比历史拟合结果说明,建立的地质模型比较符合DLK2井控制范围内储层的静态特征和生产井动态特性,总体上较好再现了气井生产历史。2.4保水材料的井底流压自2006年7月至2009年2月,DLK2井不同生产时间段近井地带压力随径向距离的分布和凝析油饱和度的分布如图5所示。由图5可知,对于地露压差小的高凝析油含量凝析气藏,生产井流压一旦低于露点压力,近井地带立刻发生反凝析,且反凝析液饱和度在短时间内即达到较大值,说明反凝析过程是快速变化的,该井达到的最大反凝析液饱和度为25%,与PVT室内定容衰竭实验测试数据相一致(见图6)。凝析油易堵塞近井渗流小孔隙,增大渗流阻力,当生产井井底流压保持在露点压力以上时,压力的递减率为0.4MPa/mon;当井底流压降至露点压力以下时,近井储层发生反凝析后,压力的递减率为0.8MPa/mon(见图7)。对于该类凝析气藏的开发,为了避免更多的凝析油损失,建议早中期实施保压开发。2.5凝析气井低碳排放,影响采气速度在已建立的地质模型基础上,根据气水界面以及束缚水饱和度,得到单井控制天然气地质储量为6.06×108m3。在该地质储量的基础上,设计凝析气井衰竭式开发的动态预测方案,气井的采气速度对该井的稳产年限、不同生产时间的采出程度有很大的影响。因此,优化并确定气井合理采气速度是关系气井有效衰竭开发的关键所在。2.5.1采出程度及经济效益方案设计与优化主要考虑不同采气速度下衰竭开发20年的油气采出程度为主要优化指标。模拟过程定产气量生产,当井底流压低于13MPa时转为定压生产,经济极限产量为2000m3/d。方案设计如表2所示。2.5.2采气速度对开发效益影响不同采气速度下20年油气采出程度见图8。由图8可见,凝析气藏衰竭式开发过程中气井的合理配产对凝析油气的采收率有显著的影响。一方面,采气速度很低的情况下,会延长气藏的开发周期,开发效益变差。而过高的采气速度造成压力降低太快,反凝析现象突出,影响气井产能,进而影响油气采出程度。如果储层具有边底水,更容易导致边水过早突破,造成气井的早期停产。综合考虑以上指标,结合数值模拟结果,3%的采气速度既可以获得较高的油气采出程度,同时具有显著的开发效益。因此,建议采取3%的采气速度。3近井带气藏采气速度对气藏水的影响(1)对于凝析油含量高、地露压差小的凝析气藏,井底流压一旦低于露点压力,近井地带发生反凝析,凝析油