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关于喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究
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内容提示：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。为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，探索注气开发萨一组的可行性，本文通过优选研究区块，运用数值模拟技术，对注气开发的方式、井网、井距以及合理的注采强度进行了研究，对不同注入方式、不同的井网井距进行了筛选，得出最佳的注入强度，并确定212m五点法面积井网开发效果较好。
论文关键词:数值模拟;注入强度;注入方式;套
论文摘要: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。为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，探索注气开发萨一组的可行性，本文通过优选研究区块，运用数值模拟技术，对注气开发的方式、井网、井距以及合理的注采强度进行了研究，对不同注入方式、不同的井网井距进行了筛选，得出最佳的注入强度，并确定212m五点法面积井网开发效果较好。
损
1 问题的提出
喇嘛甸油田萨一组油层总储量3108×104t，为防止和控制套损，接近50%的注水井点采取停注和控注措施，导致采出程度低，目前萨一组油层采出程度只有26.7%。为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，计划开展萨一组注气开发可行性技术研究。充分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余油的有效方法。并且根据国内外231项注气驱油的经验，注气作为比较可行的提高原油采收率的方法，提高采收率可达到5%。通过注入气与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，最终达到提高采收率的目的。因此，对于喇嘛甸油田而言，充分利用天然气资源，有效开发剩余地质储量具有重要意义。
2萨一组油层地质特点
2.1 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。萨一组油层韵律明显，主要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Ⅰ1：砂体不发育，主要以尖灭及表外储层为主，河道砂与席状砂零星分布，连通性比较差。
萨Ⅰ2：主要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Ⅰ3：主要发育非主体席状砂、主体席状砂及表外储层，河道砂局部发育，连通性较好。
萨Ⅰ4、5：主要发育主体席状砂，同时还发育一定规模的水河道砂，主要以一、二类连通为主，连通性比较好。
总的来说，北北块萨Ⅰ1～2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Ⅰ3、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，因而砂体连通状况相对要好于萨Ⅰ1～2沉积单元，砂体发育规模、孔、渗等参数也要好于萨Ⅰ1～2单元。
2.2 储层连通特征
通过对典型区块萨一组储层连通特性统计表明，萨一组各沉积单元连通率在20.0%～93.8%之间。其中萨Ⅰ3、萨Ⅰ4、萨Ⅰ5沉积单元连通性较好，连通率分别为81.3%、82.5%、93.8%，而其它沉积单元连通性较差。
3研究区模型的建立
3.1 地质模型的建立
根据该区块精细地质研究成果，充分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47×41×30=57810，网格属性（孔隙度、渗透率、有效厚度）进行相控插值，真实地反映地层的变化趋势。试验区实际区块在纵向上有30个小层，模型中充分考虑了层间矛盾，将30个层独立成层，划为30个模拟层。
采用角点网格，通过调整网格块之间的距离，尽量使油水井处于网格中心位置，提高计算精度和速度，建立初始化静态模型。
收集、整理了模拟区块168口井的生产动态资料（包括油水井射孔、补孔、压裂、酸化、堵水等措施），分析该试验区的动态特征，整理成Eclipse接受的数据格式，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。并且利用同位素资料、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、单层进行更加细致的模拟，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。
3.2历史拟合结果
该区块历史拟合阶段采用Eclipse黑油模拟器E100，角点网格，全隐式求解。整个模拟过程所涉及的相态为：油、水、气和溶解气。初始状态只有油（含溶解气）、水两相。通过对该试验区的计算模型的可调参数的反复修改、计算，使计算模型尽量趋近实际地质模型，更能代表油田实际的地质模型，为预测最终采收率，预测未来油田产量、含水、压力的变化趋势，同时进行各种开发方案的计算和优化。
通过对各种参数以及产油、含水等关键性指标的调整，全区拟合符合率达到95%以上，单井符合率在70%以上。截至目前，模拟区实际地质储量1179×104t，模型计算为1193.26×104t，高出实际储量的1.2%；按照实际液量设计的要求，拟合末期实际采出程度达到30%左右，模型计算达到了29.13%，低于实际0.8个百分点；拟合末期实际综合含水率为94.9%，模型计算为94.8%，低于实际含水0.1个百分点。
3.3剩余油分布状况
通过对喇嘛甸油田模拟区的动态模拟结果进行分析，从平面上剩余油主要分布在注采不完善部位：一是断层两侧，由于井网不完善存在剩余油；二是河道砂末端及河间砂边部，由于相带突变造成几个方向或某一方向有注无采（有采无注）存在剩余油；三是两种相带相交过渡部位，由于沉积成分和层内结构复杂，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，存在剩余油；四是物性较差的薄差油层，由于受平面非均质和层间干扰等影响存在剩余油。 从纵向上剩余油分布看，北北块一区萨一组剩余油主要分布在以大型曲流河道沉积的SⅠ2层段。
4 合理注入方式的选择
4.1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、四点法井距等不同井网状况，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。根据以上的研究结果，并且充分考虑到开采时间、采收效率，在实际当中应采用五点法或九点法井网进行注气开发。
4.2 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。
4.3注气方案设计优选
在原有井网生产状况下，新井投入生产，作为基础方案，在模型中进行数值模拟研究，计算含水达到98%为止，萨一组最终采收率为37.69%。
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，方案计算含水达到98%为止，预测其变化规律。
对比各种方案的预测结果，最终确定采用五点法212m井距，气水段塞交替注入，其它层关闭，注气强度为1960.78m3/d?m，气水段塞大小0.05PV，对萨一组进行有效开发，采出程度预测可达到51.43%。
5 几点认识
5.1 注气开发过程中，交替注入是控制天然气流度，防止气体过早突破的常用方法，交替注入的一个重要参数是段塞大小和气水比，通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，分别对比不同井网、不同井距、不同注入强度下的开发效果，获得在进行水气交替驱时的合适段塞大小和气水比及其它合理参数。
5.2 综合分析数值模拟结果，萨Ⅰ组水驱后剩余油的分布，从纵向看在低中渗透层，从平面看在液流两翼部位，这是今后采取进一步提高采收率措施时的重点目的层。
参考文献
[1]王宏伟，李景禄，黄伏生，等.喇嘛甸油田特高含水期油田开发理论与实践[C].北京：石油工业出版社，2003.15～18.
[2] 方凌云，高翔.大庆油田天然气开发利用的现状及展望[J].大庆石油地质与开发，2002,19：17～18.
[3] 郭平，罗玉琼.注水开的油田进行注气开发的可行性研究[J].西南石油学院学报，2003,25：37～40. 来源: 《建筑中文网》.
论文摘要: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。为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，探索注气开发萨一组的可行性，本文通过优选研究区块，运用数值模拟技术，对注气开发的方式、井网、井距以及合理的注采强度进行了研究，对不同注入方式、不同的井网井距进行了筛选，得出最佳的注入强度，并确定212m五点法面积井网开发效果较好。
损
1 问题的提出
喇嘛甸油田萨一组油层总储量3108×104t，为防止和控制套损，接近50%的注水井点采取停注和控注措施，导致采出程度低，目前萨一组油层采出程度只有26.7%。为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，计划开展萨一组注气开发可行性技术研究。充分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余油的有效方法。并且根据国内外231项注气驱油的经验，注气作为比较可行的提高原油采收率的方法，提高采收率可达到5%。通过注入气与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，最终达到提高采收率的目的。因此，对于喇嘛甸油田而言，充分利用天然气资源，有效开发剩余地质储量具有重要意义。
2萨一组油层地质特点
2.1 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。萨一组油层韵律明显，主要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Ⅰ1：砂体不发育，主要以尖灭及表外储层为主，河道砂与席状砂零星分布，连通性比较差。
萨Ⅰ2：主要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Ⅰ3：主要发育非主体席状砂、主体席状砂及表外储层，河道砂局部发育，连通性较好。
萨Ⅰ4、5：主要发育主体席状砂，同时还发育一定规模的水河道砂，主要以一、二类连通为主，连通性比较好。
总的来说，北北块萨Ⅰ1～2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Ⅰ3、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，因而砂体连通状况相对要好于萨Ⅰ1～2沉积单元，砂体发育规模、孔、渗等参数也要好于萨Ⅰ1～2单元。
2.2 储层连通特征
通过对典型区块萨一组储层连通特性统计表明，萨一组各沉积单元连通率在20.0%～93.8%之间。其中萨Ⅰ3、萨Ⅰ4、萨Ⅰ5沉积单元连通性较好，连通率分别为81.3%、82.5%、93.8%，而其它沉积单元连通性较差。
3研究区模型的建立
3.1 地质模型的建立
根据该区块精细地质研究成果，充分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47×41×30=57810，网格属性（孔隙度、渗透率、有效厚度）进行相控插值，真实地反映地层的变化趋势。试验区实际区块在纵向上有30个小层，模型中充分考虑了层间矛盾，将30个层独立成层，划为30个模拟层。
采用角点网格，通过调整网格块之间的距离，尽量使油水井处于网格中心位置，提高计算精度和速度，建立初始化静态模型。
收集、整理了模拟区块168口井的生产动态资料（包括油水井射孔、补孔、压裂、酸化、堵水等措施），分析该试验区的动态特征，整理成Eclipse接受的数据格式，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。并且利用同位素资料、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、单层进行更加细致的模拟，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。
3.2历史拟合结果
该区块历史拟合阶段采用Eclipse黑油模拟器E100，角点网格，全隐式求解。整个模拟过程所涉及的相态为：油、水、气和溶解气。初始状态只有油（含溶解气）、水两相。通过对该试验区的计算模型的可调参数的反复修改、计算，使计算模型尽量趋近实际地质模型，更能代表油田实际的地质模型，为预测最终采收率，预测未来油田产量、含水、压力的变化趋势，同时进行各种开发方案的计算和优化。
通过对各种参数以及产油、含水等关键性指标的调整，全区拟合符合率达到95%以上，单井符合率在70%以上。截至目前，模拟区实际地质储量1179×104t，模型计算为1193.26×104t，高出实际储量的1.2%；按照实际液量设计的要求，拟合末期实际采出程度达到30%左右，模型计算达到了29.13%，低于实际0.8个百分点；拟合末期实际综合含水率为94.9%，模型计算为94.8%，低于实际含水0.1个百分点。
3.3剩余油分布状况
通过对喇嘛甸油田模拟区的动态模拟结果进行分析，从平面上剩余油主要分布在注采不完善部位：一是断层两侧，由于井网不完善存在剩余油；二是河道砂末端及河间砂边部，由于相带突变造成几个方向或某一方向有注无采（有采无注）存在剩余油；三是两种相带相交过渡部位，由于沉积成分和层内结构复杂，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，存在剩余油；四是物性较差的薄差油层，由于受平面非均质和层间干扰等影响存在剩余油。 从纵向上剩余油分布看，北北块一区萨一组剩余油主要分布在以大型曲流河道沉积的SⅠ2层段。
4 合理注入方式的选择
4.1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、四点法井距等不同井网状况，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。根据以上的研究结果，并且充分考虑到开采时间、采收效率，在实际当中应采用五点法或九点法井网进行注气开发。
4.2 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。
4.3注气方案设计优选
在原有井网生产状况下，新井投入生产，作为基础方案，在模型中进行数值模拟研究，计算含水达到98%为止，萨一组最终采收率为37.69%。
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，方案计算含水达到98%为止，预测其变化规律。
对比各种方案的预测结果，最终确定采用五点法212m井距，气水段塞交替注入，其它层关闭，注气强度为1960.78m3/d?m，气水段塞大小0.05PV，对萨一组进行有效开发，采出程度预测可达到51.43%。
5 几点认识
5.1 注气开发过程中，交替注入是控制天然气流度，防止气体过早突破的常用方法，交替注入的一个重要参数是段塞大小和气水比，通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，分别对比不同井网、不同井距、不同注入强度下的开发效果，获得在进行水气交替驱时的合适段塞大小和气水比及其它合理参数。
5.2 综合分析数值模拟结果，萨Ⅰ组水驱后剩余油的分布，从纵向看在低中渗透层，从平面看在液流两翼部位，这是今后采取进一步提高采收率措施时的重点目的层。
参考文献
[1]王宏伟，李景禄，黄伏生，等.喇嘛甸油田特高含水期油田开发理论与实践[C].北京：石油工业出版社，2003.15～18.
[2] 方凌云，高翔.大庆油田天然气开发利用的现状及展望[J].大庆石油地质与开发，2002,19：17～18.
[3] 郭平，罗玉琼.注水开的油田进行注气开发的可行性研究[J].西南石油学院学报，2003,25：37～40. 来源: 《建筑中文网》.
原文网址：http://www.pipcn.com/research/200902/12679.htm
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