關(guān)于喇嘛甸油田薩一組油層注氣開發(fā)數(shù)值模擬研究論文
論文摘要:喇嘛甸油田薩一組油層注水開發(fā)后，套損嚴重，水井停注層多，油層動用程度低。為有效改善薩一組油層的開發(fā)效果，同時避免套損狀況的加劇，探索注氣開發(fā)薩一組的可行性，本文通過優(yōu)選研究區(qū)塊，運用數(shù)值模擬技術(shù)，對注氣開發(fā)的方式、井網(wǎng)、井距以及合理的注采強度進行了研究，對不同注入方式、不同的井網(wǎng)井距進行了篩選，得出最佳的注入強度，并確定212m五點法面積井網(wǎng)開發(fā)效果較好。
論文關(guān)鍵詞:數(shù)值模擬;注入強度;注入方式;套損
1問題的提出
喇嘛甸油田薩一組油層總儲量3108×104t，為防止和控制套損，接近50％的注水井點采取停注和控注措施，導(dǎo)致采出程度低，目前薩一組油層采出程度只有26.7％。為有效改善薩一組油層的開發(fā)效果，同時避免套損狀況的加劇，計劃開展薩一組注氣開發(fā)可行性技術(shù)研究。充分利用喇嘛甸油田豐富的天然氣資源，探索薩一組油層注氣防套損及挖潛內(nèi)部剩余油的有效方法。并且根據(jù)國內(nèi)外231項注氣驅(qū)油的經(jīng)驗，注氣作為比較可行的提高原油采收率的方法，提高采收率可達到5％。通過注入氣與地下原油的混合形成混相，利用分子擴散、微觀對流彌散和宏觀對流彌散、重力分離等作用擴大波及體積和驅(qū)油效率，最終達到提高采收率的目的。因此，對于喇嘛甸油田而言，充分利用天然氣資源，有效開發(fā)剩余地質(zhì)儲量具有重要意義。
2薩一組油層地質(zhì)特點
2.1儲層沉積特征
薩一組屬于三角洲前緣相沉積，整體上以席狀砂體沉積為主。薩一組油層韻律明顯，主要屬于多段薄互層的單砂層沉積，從電測曲線的特征上從上至下總體表現(xiàn)為很薄的單砂層、小型互層的厚砂體、正韻律、小型箱狀四種特點。
薩Ⅰ1：砂體不發(fā)育，主要以尖滅及表外儲層為主，河道砂與席狀砂零星分布，連通性比較差。
薩Ⅰ2：主要發(fā)育表外儲層及非主體席狀砂，河道砂零星發(fā)育連通性較差。
薩Ⅰ3：主要發(fā)育非主體席狀砂、主體席狀砂及表外儲層，河道砂局部發(fā)育，連通性較好。
薩Ⅰ4、5：主要發(fā)育主體席狀砂，同時還發(fā)育一定規(guī)模的水河道砂，主要以一、二類連通為主，連通性比較好。
總的來說，北北塊薩Ⅰ1～2沉積單元大部分以席狀砂沉積為主，水下河道砂不發(fā)育，砂體之間的連通性比較差；而薩Ⅰ3、4+5沉積單元在發(fā)育席狀砂同時，還發(fā)育一定規(guī)模的水下河道砂，因而砂體連通狀況相對要好于薩Ⅰ1～2沉積單元，砂體發(fā)育規(guī)模、孔、滲等參數(shù)也要好于薩Ⅰ1～2單元。
2.2儲層連通特征
通過對典型區(qū)塊薩一組儲層連通特性統(tǒng)計表明，薩一組各沉積單元連通率在20.0%～93.8%之間。其中薩Ⅰ3、薩Ⅰ4、薩Ⅰ5沉積單元連通性較好，連通率分別為81.3%、82.5%、93.8%，而其它沉積單元連通性較差。
3研究區(qū)模型的建立
3.1地質(zhì)模型的建立
根據(jù)該區(qū)塊精細地質(zhì)研究成果，充分考慮地層平面非均質(zhì)性，利用Petrel軟件進行了相控插值，建立數(shù)值模擬精細地質(zhì)模型，網(wǎng)格節(jié)點劃分為47×41×30=57810，網(wǎng)格屬性（孔隙度、滲透率、有效厚度）進行相控插值，真實地反映地層的變化趨勢。試驗區(qū)實際區(qū)塊在縱向上有30個小層，模型中充分考慮了層間矛盾，將30個層獨立成層，劃為30個模擬層。
采用角點網(wǎng)格，通過調(diào)整網(wǎng)格塊之間的距離，盡量使油水井處于網(wǎng)格中心位置，提高計算精度和速度，建立初始化靜態(tài)模型。
收集、整理了模擬區(qū)塊168口井的生產(chǎn)動態(tài)資料（包括油水井射孔、補孔、壓裂、酸化、堵水等措施），分析該試驗區(qū)的.動態(tài)特征，整理成Eclipse接受的數(shù)據(jù)格式，形成動態(tài)數(shù)據(jù)流，針對產(chǎn)油、產(chǎn)水等參數(shù)對地質(zhì)模型進行修正。并且利用同位素資料、環(huán)空找水資料，結(jié)合薩一組實際計算結(jié)果調(diào)整單井的層間矛盾，對于單井、單層進行更加細致的模擬，建立符合油田開發(fā)實際要求的動態(tài)模型，為歷史擬合奠定基礎(chǔ)。
3.2歷史擬合結(jié)果
該區(qū)塊歷史擬合階段采用Eclipse黑油模擬器E100，角點網(wǎng)格，全隱式求解。整個模擬過程所涉及的相態(tài)為：油、水、氣和溶解氣。初始狀態(tài)只有油（含溶解氣）、水兩相。通過對該試驗區(qū)的計算模型的可調(diào)參數(shù)的反復(fù)修改、計算，使計算模型盡量趨近實際地質(zhì)模型，更能代表油田實際的地質(zhì)模型，為預(yù)測最終采收率，預(yù)測未來油田產(chǎn)量、含水、壓力的變化趨勢，同時進行各種開發(fā)方案的計算和優(yōu)化。
通過對各種參數(shù)以及產(chǎn)油、含水等關(guān)鍵性指標的調(diào)整，全區(qū)擬合符合率達到95%以上，單井符合率在70%以上。截至目前，模擬區(qū)實際地質(zhì)儲量1179×104t，模型計算為1193.26×104t，高出實際儲量的1.2％；按照實際液量設(shè)計的要求，擬合末期實際采出程度達到30％左右，模型計算達到了29.13％，低于實際0.8個百分點；擬合末期實際綜合含水率為94.9％，模型計算為94.8％，低于實際含水0.1個百分點。
3.3剩余油分布狀況
通過對喇嘛甸油田模擬區(qū)的動態(tài)模擬結(jié)果進行分析，從平面上剩余油主要分布在注采不完善部位：一是斷層兩側(cè)，由于井網(wǎng)不完善存在剩余油；二是河道砂末端及河間砂邊部，由于相帶突變造成幾個方向或某一方向有注無采（有采無注）存在剩余油；三是兩種相帶相交過渡部位，由于沉積成分和層內(nèi)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，使其成為兩個相帶各自動力單元的邊緣地帶，受注水波及程度差，存在剩余油；四是物性較差的薄差油層，由于受平面非均質(zhì)和層間干擾等影響存在剩余油。 從縱向上剩余油分布看，北北塊一區(qū)薩一組剩余油主要分布在以大型曲流河道沉積的SⅠ2層段。
4合理注入方式的選擇
4.1合理井網(wǎng)的選擇
分別模擬300米井距下九點法井網(wǎng)、七點法井網(wǎng)、五點法井網(wǎng)、四點法井距等不同井網(wǎng)狀況，選擇合理的注入量，對比實際模型中的模擬結(jié)果，確定合理的井網(wǎng)。根據(jù)以上的研究結(jié)果，并且充分考慮到開采時間、采收效率，在實際當中應(yīng)采用五點法或九點法井網(wǎng)進行注氣開發(fā)。
4.2合理井距的選擇
分別對212m、150m、106m井距情況下，五點法井網(wǎng)和九點法井網(wǎng)的模擬結(jié)果，確定適合該研究區(qū)塊的井距。綜合分析，注氣并不是井距越近越好，井距越近，采出井的氣油比上升越快，關(guān)井越早，采出程度并不高，存在一個合理的井距，對于五點法來說，212m井距采收率最高。
4.3注氣方案設(shè)計優(yōu)選
在原有井網(wǎng)生產(chǎn)狀況下，新井投入生產(chǎn)，作為基礎(chǔ)方案，在模型中進行數(shù)值模擬研究，計算含水達到98%為止，薩一組最終采收率為37.69%。分別設(shè)計300m九點法面積井網(wǎng)、212m五點法面積井網(wǎng)、150m五點法面積井網(wǎng)、106m五點法面積井網(wǎng)時，方案計算含水達到98%為止，預(yù)測其變化規(guī)律。對比各種方案的預(yù)測結(jié)果，最終確定采用五點法212m井距，氣水段塞交替注入，其它層關(guān)閉，注氣強度為1960.78m3/d?m，氣水段塞大小0.05PV，對薩一組進行有效開發(fā)，采出程度預(yù)測可達到51.43%。
5幾點認識
5.1注氣開發(fā)過程中，交替注入是控制天然氣流度，防止氣體過早突破的常用方法，交替注入的一個重要參數(shù)是段塞大小和氣水比，通過建立理想的三維地質(zhì)模型，利用數(shù)值模擬研究技術(shù)，設(shè)計多套模擬方案進行計算，分別對比不同井網(wǎng)、不同井距、不同注入強度下的開發(fā)效果，獲得在進行水氣交替驅(qū)時的合適段塞大小和氣水比及其它合理參數(shù)。
5.2綜合分析數(shù)值模擬結(jié)果，薩Ⅰ組水驅(qū)后剩余油的分布，從縱向看在低中滲透層，從平面看在液流兩翼部位，這是今后采取進一步提高采收率措施時的重點目的層。
參考文獻
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