油藏数值模拟在海上稠油油藏开发中的应用

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2018年06

月技术与信息油藏数值模拟在海上稠油油藏开发中的应用李续儒(中国石油辽河油田公司,辽宁盘锦124010)摘要:数值模拟技术是油藏开发中的一种常规技术,但是其使用时需要针对不同的油藏特点,优选不同的软件,来达到更符合油藏实际情况的要求。海上稠油与陆上稠油的热采数值模拟技术的差别在于,海上采用平台集中钻井,相比于同样埋深的陆上油藏,其井眼轨迹更长,井筒热损失更多,导致井底干度较低,甚至为零。所以本次采用CMG井筒热损失模型对不同井型、不同轨迹长度的热损失情况进行预测,取得了较好的效果。关键词:海上;水淹规律;普通稠油;数值模拟;热损失1月东油田基本情况月东油田构造形态相对比较单一,油藏中深-1378m,自上而下发育7套储层,其中NGII油层组是主力开发层系,为中厚块状、中孔高渗、底水油藏,原油性质为普通稠油,需要采用蒸汽吞吐方式开发。但是月东油田由于是海上油田,为节省投资,采用平台集中钻井,所以井口到目的层段多为大斜度段,井筒热损失大,井底干度需要采用数值模拟进行精确的计算,避免对油藏热采开发以及跟踪调整带来不良的影响。2数值软件的选择本次研究选用CMG数值模拟软件进行预测,CMG软件中STARS模块SAM半解析模型综合运用了流体热力学、传热学及等多专业学科,考虑了蒸汽沿井筒流动的压力、温度、干度和热损与压降之间的相互作用,更符合油田开发实际状况。3油藏模型的建立地质建模过程中采用petrel地质建模软件,对研究区内定向井的井位坐标、补心海拔、地质分层数据、顶面构造数据、井斜数据及测井解释成果数据等进行加载和整合。考虑影响油藏纵向夹层分布特征及油水关系,进行细化分层,保证水平井轨迹与油水关系与实际油藏相符。以顶面构造数据为约束,采用克里金插值的方法,建立油藏的构造模型。根据油藏内不同井点的测井解释的孔隙度和渗透率数据,采用随机建模方法,建立储层孔隙度和渗透率模型。将精细三维地质模型粗化为数值模拟可用的数值模型。网格步长20×5(米),纵向划分21层,总网格数11.3×104个。岩石孔隙压缩系数和油压缩系数的选用月东603井NgⅡ的的试验数据。岩石孔隙压缩系数为0.81×10-2MPa-1;油的压缩系数为9.36×10-4MPa-1。相对渗透率曲线,根据月东603井NgⅡ取心样品做出的相对渗透率曲线,但根据原始含油饱和度,对曲线进行了平移。模型粘温以实测脱气粘温曲线为基础,溶解气油比为16。其它主要参数包括:井筒深度、油管、套管的内外径参数,水泥环空参数,井眼大小、套管、油管、水泥、环空、地层的热传导系数、热辐射用于计算套管、油管、环空、地层的热辐射等进采用现场实际录取资料,现场为录取过的采取软件默认值。4井筒热损失计算结果模型分别对不同注汽速度、注干度、不同井型进行了优化对比。注汽速度的快慢,直接影响蒸汽在井筒的热损失程度,同样注汽量下,注汽速度越大,蒸汽井筒热损失越小,注汽速度小,热损失越大,井底干度低[1]。水平井段采用裸眼筛管完井,其热损失速度也比定向井套管完井更快。模拟条件:注汽速度350t/d~450t/d;定向井目的层井深1500~1900m,水平井井深1700~2300m,井口注汽干度65%~75%。从研究结果来看,表现为以下三个方面:(1)注汽速度越高井底干度越高,井口注汽速度430t/d,干度75%情况下,1500~1900m深度干度范围为38%~28%;(2)井口干度越高,井底干度越高。注汽中尽量采用氢气隔热管、真空隔热管等,最大幅度减小井筒热损失。(3)水平井目的层深度1700~2300m,井底干度达不到理想状况。尤其是是在1700m水平井A点位置开始,蒸汽干度开始迅速下降,在1950m之后基本为零,所以笼统注汽会导致油藏动用不均较为严重。建议采用水平井双管注汽技术或者水平井多点注汽技术[2]。水平井双管注汽技术水平井多点注汽技术5结语:通过数值模拟方法对月东油田NGII油层开展的不同井型、不同注汽速度、不同注汽干度下的井筒热损失计算可以看出,长井段情况下蒸汽热损失大,蒸汽干度难以达到油藏热采开发的需要,需要在注工艺方面开展深入的要求,借以实现油藏的高效开发的目的。参考文献:[1]凌建军.注汽速度对蒸汽驱全系统热损失的影响。江汉石油学院院报,1995.6.60-62.[2]范英才,稠油水平井多点注汽技术。中外能源,2010.15,57-59.作者简介:李续儒(1981-),男,2004年长江大学石油工程专业本科毕业,学士学位,现在从事油气田开发技术工作。101