火山巖氣藏雙重介質(zhì)數(shù)值模擬技術(shù)及應(yīng)用

郭世超

（吉林油田公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000）

長嶺氣田營城組氣藏地質(zhì)條件十分復(fù)雜。為了能夠反映構(gòu)造、巖體、裂縫對流體流動(dòng)的影響，建立裂縫雙重介質(zhì)模型，通過雙重介質(zhì)數(shù)值模擬，更真實(shí)的模擬氣藏實(shí)際，指導(dǎo)下一步氣藏開發(fā)對策。

1 平面網(wǎng)格及模擬層的劃分

本次數(shù)值模擬平面網(wǎng)格的劃分遵循以下原則：網(wǎng)格系統(tǒng)采用國際上目前比較流行的Eclipse軟件通用的角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)；網(wǎng)格方向與斷層及裂縫方向一致，即X方向?yàn)楸睎|向，Y方向?yàn)楸蔽飨?；盡量適應(yīng)井的位置，保證兩口井之間至少有三個(gè)空網(wǎng)格。因此，根據(jù)以上原則，長嶺氣田平面上劃分為168×111網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格步長Δx=100m，Δy=100m。

本次數(shù)值模擬主要研究長嶺氣田營城組火山巖儲(chǔ)層，營城組火山巖縱向上模擬小層的劃分考慮了以下因素：模擬小層的劃分既要滿足研究問題的需要，又要反映氣藏實(shí)際情況；模擬層的劃分要反映出火山巖體的巖性、巖相變化，又要反映內(nèi)部結(jié)構(gòu)和接觸關(guān)系；適應(yīng)分層壓裂、分層測試、合層開采的要求。

縱向上，根據(jù)氣藏沉積韻律發(fā)育特點(diǎn)、開發(fā)層系劃分以及計(jì)算機(jī)內(nèi)存和模擬時(shí)間的限制，將長嶺氣田營城組氣藏縱向儲(chǔ)層劃分為25個(gè)模擬層，各層采用不等距網(wǎng)格，部分井井周進(jìn)行局部網(wǎng)格加密處理。由于采用雙重孔隙介質(zhì)模型，故總網(wǎng)格數(shù)為168×111×50=932400個(gè)。

2 地質(zhì)模型的建立

2.1 構(gòu)造模型

三維構(gòu)造模型是地質(zhì)體的離散化，用于定量表征構(gòu)造和分層特征。一般用各網(wǎng)格塊的頂深和地層厚度數(shù)據(jù)體來體現(xiàn)，它表征頂面構(gòu)造幾何形態(tài)的高低起伏及各網(wǎng)格塊間的空間相對關(guān)系。

2.2 儲(chǔ)層骨架模型

儲(chǔ)層骨架模型是以數(shù)據(jù)體的形式來表征地質(zhì)體中的儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)，即儲(chǔ)層的幾何形態(tài)、連續(xù)程度和配置關(guān)系。儲(chǔ)層骨架模型主要由儲(chǔ)層厚度和有效厚度兩類數(shù)據(jù)體組成。儲(chǔ)層厚度表征各網(wǎng)格塊中滲透層的大??；而有效厚度則表征各網(wǎng)格塊中含氣層的大小，為氣藏?cái)?shù)值模擬提供儲(chǔ)層對氣水的約束骨架。

2.3 物性參數(shù)模型

物性參數(shù)模型是地質(zhì)模型中的重點(diǎn)。在裂縫性氣藏中，基質(zhì)和裂縫均存在孔隙度和滲透率場。在物性參數(shù)中，孔隙度的非均質(zhì)性比滲透率要弱，其變化不大；而滲透率的變化幅度大，非均質(zhì)性強(qiáng)。由于天然裂縫的存在，使?jié)B透率在平面上的變化更具明顯的方向性。物性參數(shù)模型中既包括基質(zhì)孔隙度和滲透率模型，又包括裂縫孔隙度和滲透率模型。

2.4 氣水分布模型

氣水分布模型是以數(shù)據(jù)體的形式定量表征地質(zhì)體中氣水的空間分布，具體來說，就是要給出每個(gè)網(wǎng)格塊的含氣、水飽和度。氣水分布模型中既包括基質(zhì)的氣水分布模型，又包括裂縫的氣水分布模型。

3 巖石及流體的物性參數(shù)

3.1 氣水相滲曲線

長嶺火山巖相滲資料來自實(shí)驗(yàn)資料，相滲曲線見圖1。對于裂縫氣水相對滲透率，由于沒有實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，模型中采用兩條斜交叉直線，見圖2。

圖1 火山巖基質(zhì)水驅(qū)氣相滲曲線圖

圖2 裂縫水驅(qū)氣相滲曲線圖

3.2 氣體PVT參數(shù)

在Eclipse軟件中需要的氣體PVT參數(shù)包括：天然氣體積系數(shù)和天然氣粘度。由于缺少實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，天然氣體積系數(shù)和天然氣粘度均采用經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算，計(jì)算使用的天然氣比重為0.8367，地層溫度139℃，CO2摩爾含量25.91%，N2摩爾含量5.66%。

3.3 地層水物性參數(shù)

根據(jù)長嶺氣田地層水資料，地層水礦化度為21531.8ppm。采用經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算地層水物性參數(shù)，水的壓縮系數(shù)為5.5746×10-4MPa-1，水的體積系數(shù)1.070032，水的粘度0.297903mPa.s。

4 歷史擬合研究

本研究在氣藏模型的基礎(chǔ)上，對長嶺氣田的試采動(dòng)態(tài)進(jìn)行了歷史擬合。

4.1 水體體積

長嶺氣田火山巖儲(chǔ)層在西、南、北部邊界附近存在一定的邊底水。模型計(jì)算的地下條件下的水體倍數(shù)約為14.95倍。

4.2 登婁庫組的影響考慮

根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析成果，上覆層的登婁庫組跟本次研究的營城組之間存在明顯的流體交換，經(jīng)產(chǎn)出氣CO2含量分析，登婁庫組氣藏有15口井與營城組關(guān)聯(lián)；關(guān)聯(lián)井以長深平1、長深平2、長深平4和長深平5等4口井為主；為定量的分析登婁庫組氣井對于營城組氣藏的動(dòng)態(tài)影響，在營城組氣藏設(shè)置相應(yīng)的虛擬氣井，以定量的模擬不同區(qū)域的干擾和影響。在模型中分別設(shè)置CSDP1、CSDP3等15口虛擬氣井，氣井的產(chǎn)量設(shè)置按照動(dòng)態(tài)分析成果。

4.3 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的擬合

本次研究對于那些經(jīng)實(shí)踐檢驗(yàn)、精度較高的參數(shù)和數(shù)據(jù)直接引用；對構(gòu)造形態(tài)參數(shù)不做修改；對井間儲(chǔ)量參數(shù)在擬合初期僅局部小幅調(diào)整，井點(diǎn)數(shù)據(jù)不修改；由于儲(chǔ)層平面和縱向上的非均質(zhì)性，允許對相對滲透率曲線形態(tài)做適度調(diào)整，在整個(gè)歷史擬合過程中，主要通過調(diào)整儲(chǔ)層滲透率和井間的傳導(dǎo)率以擬合整個(gè)氣藏及單井的產(chǎn)水量，以達(dá)到歷史擬合的目的。

圖3 氣藏日產(chǎn)氣擬合曲線圖

擬合過程中采取的工作制度為定氣量生產(chǎn)。氣藏?cái)M合結(jié)果見圖3和圖4。從擬合曲線圖可見，模型計(jì)算的地層壓力、井底流壓和實(shí)測的地層壓力、井底流壓非常接近，擬合結(jié)果好。

圖4 氣藏日產(chǎn)水?dāng)M合曲線圖

5 氣藏控水穩(wěn)產(chǎn)方案

5.1 采氣速度優(yōu)化

針對所有氣井進(jìn)行優(yōu)化配產(chǎn)，其中7口井產(chǎn)量維持優(yōu)化后配產(chǎn)與目前產(chǎn)量差別較小，維持現(xiàn)狀生產(chǎn)；11口井降產(chǎn)開采，控制水侵速度，主要位于構(gòu)造高部位及臨礦區(qū)線附近；15口登婁庫組虛擬井維持歷史擬合最后一個(gè)時(shí)步劈分產(chǎn)自營城組的產(chǎn)量。

5.2 排水采氣

對低產(chǎn)量的出水井進(jìn)行主動(dòng)排水后，產(chǎn)氣量反而有所增加，證實(shí)排水和采氣是兩個(gè)不矛盾的過程，可同時(shí)進(jìn)行。考慮將目前水侵影響較大、產(chǎn)量較低、位于構(gòu)造低部位的CS1-1、CS103井進(jìn)行排水采氣，根據(jù)目前氣井產(chǎn)水量，參考威遠(yuǎn)排水采氣經(jīng)驗(yàn)，排水量設(shè)計(jì)為目前氣井出水量的1.0～2.0倍，分別日排水80m3、50m3。CSP7井出水量較大，保持目前生產(chǎn)制度，等效為排水。在數(shù)值模擬軟件中將氣井定產(chǎn)氣量的配產(chǎn)改為定產(chǎn)水量的配產(chǎn)，在ECLIPSE中是將GRAT改為WRAT。

5.3 堵水

對于構(gòu)造中、低部位CSP8、CSP11、CSP14、CSP1和CSP4等氣井，通過在水侵通道上注水泥橋塞或高分子堵水劑，從而降低水相滲透率達(dá)到堵水效果。從數(shù)值模擬各單井的產(chǎn)水產(chǎn)氣剖面，水平段下端出水量大、產(chǎn)氣量小，選擇此類層段進(jìn)行封堵。數(shù)值模擬軟件中在歷史擬合的模型基礎(chǔ)上，將單井出水最多的網(wǎng)格（底水氣藏一般都是最下面、距離底水最近的網(wǎng)格）封掉，即將射孔層OPEN改為SHUT；在實(shí)際工作中一般是先安排生產(chǎn)測井，測水平段的流體剖面，然后下連續(xù)油管等工具將流體剖面上產(chǎn)水最多的層段進(jìn)行封堵。

5.4 增壓

對氣井進(jìn)行井口增壓，降低氣井的輸壓，達(dá)到延長穩(wěn)產(chǎn)期的目的，本次設(shè)計(jì)增壓后的井口輸壓為2.0MPa。單井的井口增壓后，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間明顯延長，增壓效果顯著。

5.5 方案組合優(yōu)選

根據(jù)長嶺氣田的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及地質(zhì)再認(rèn)識，在歷史擬合的基礎(chǔ)上，結(jié)合合理配產(chǎn)研究結(jié)果，對氣井的產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量等指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測。優(yōu)化配產(chǎn)后，能有效延長穩(wěn)產(chǎn)期3年以上；降低井口輸壓和排水采氣、堵水對于控水穩(wěn)氣和提高最終采收率的效果都較為顯著；從氣藏累產(chǎn)氣和經(jīng)濟(jì)效益等角度出發(fā)，推薦調(diào)產(chǎn)+排水+堵水+增壓方案作為實(shí)施方案，最終采收率65.3%。相比基礎(chǔ)方案采收率提高了6.7%。

6 結(jié)論

（1）在地質(zhì)模型建立過程中，創(chuàng)新建立了裂縫模型，同時(shí)加入基質(zhì)系統(tǒng)，通過粗化及屬性運(yùn)算，生成最終的裂縫雙孔雙滲模型；

（2）結(jié)合氣藏的產(chǎn)水特征和生產(chǎn)狀況，有針對性的提出了降產(chǎn)、堵水、排水采氣和井口增壓降低輸壓等控水穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策；

（3）完成氣藏?cái)?shù)值模擬研究，取得了較好的歷史擬合效果，并根據(jù)已提出的控水穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策，對氣藏下一步的生產(chǎn)提出了設(shè)計(jì)方案，分別完成方案的預(yù)測工作，從預(yù)測結(jié)果來看，本次研究提出的控水穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策都具有一定的增產(chǎn)效果。

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