相態(tài)擬合參考cmg

3油藏注氣動態(tài)研究一跟蹤模擬研究數(shù)值模擬是分析油藏動態(tài)的重要工具之一，為了能弄清油藏目前和未來的開采動態(tài)，為動態(tài)監(jiān)測和油田開發(fā)提供依據(jù)，針對葡北油田的生產(chǎn)實際進(jìn)行了下列研究工作：相態(tài)擬合細(xì)管試驗擬合長巖心實驗擬合三維地質(zhì)參數(shù)場建立儲量擬合歷史擬合目前生產(chǎn)動態(tài)動態(tài)預(yù)測通過歷史擬合等研究工作得到了目前的氣水前沿位置及剩余油飽和度分布情況，并獲到了用于動態(tài)預(yù)測的地質(zhì)、流體參數(shù)場。在動態(tài)預(yù)測中考慮了按目前現(xiàn)有井網(wǎng)和注采方式及明年另加兩口新井(一采一注)進(jìn)行開發(fā)的2個方案；另外還考慮了按目前現(xiàn)有井網(wǎng)在2001年1月將所有的注氣井轉(zhuǎn)為注水井，及明年另加兩口新井(一采一注)進(jìn)行開發(fā)的2個方案，方案總數(shù)共四個。最后給出了油藏整體開發(fā)動態(tài)及部份典型井開采至2020年的生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)。3.1相態(tài)參數(shù)的擬合本次研究選用加拿大CMG數(shù)值模擬軟件集團(tuán)的相態(tài)模擬分析軟件Winprop對葡北油田相態(tài)參數(shù)進(jìn)行擬合計算。Winprop是與油氣藏模擬一體化的相態(tài)分析軟件，模擬相態(tài)特征和油氣藏流體性質(zhì)，確定油氣藏特征和流體組分變化，形成完整的PVT擬合數(shù)據(jù)，包括流體重懈分特征化'組分歸并'實驗室數(shù)據(jù)回歸擬合、相圖計算等。對于分析和擬合分離器油和氣的合并'壓縮系數(shù)確定、等組分膨脹'等容衰竭'分離器測試等過程，是一個有力的相態(tài)分析工具，既能分析復(fù)雜油氣藏油氣系統(tǒng)的相態(tài)，又能產(chǎn)生組分模擬器GEM所需的PVT擬合參數(shù)場。3.1.1相態(tài)特征研究利用井所產(chǎn)流體的實驗室分析參數(shù)，結(jié)合油氣藏的開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)資料是判別地層流體性質(zhì)特征的有效方法和主要手段。葡北20井取得高壓物性'地層水飽和蒸汽壓等豐富的實驗數(shù)據(jù)，并已累計生產(chǎn)了大量的天然氣和原油，為地層流體性質(zhì)的綜合研究和確定油氣藏類型奠定了堅實的基礎(chǔ)。3.1.2地層流體組成本次研究中，葡北20井流體資料來自吐哈石油勘探開發(fā)研究院1996年的實驗報告。其井流物組份組成見表3-1o3.1.3擬組分劃分PVT擬合PVT擬合的目的是用狀態(tài)方程型相態(tài)分析軟件對實驗室所做的等組分膨脹、等容衰竭實驗等數(shù)據(jù)進(jìn)行計算擬合，得到可代表真實儲層流體特性的狀態(tài)方程參數(shù)。這些參數(shù)是組分模型中凝析油、氣性質(zhì)計算的基礎(chǔ)，用于組分模擬研究。應(yīng)用組分模擬器GEM前處理相態(tài)軟件Winprop對葡北20井相態(tài)資料進(jìn)行了擬合計算，為數(shù)值模擬提供相匹配的流體相態(tài)參數(shù)場。擬組份劃分由于受計算機內(nèi)存，速度等條件的限制，在數(shù)值模擬中沒有必要使用原有所有組份參與模擬計算，通常經(jīng)劈分和合并重新進(jìn)行擬組分處理，以此減少所求解方程組數(shù)目，提高計算效率。本次模擬C,劈分為6個組分，再經(jīng)合并最終擬組分劃分為6個。擬6組份：G+N：,G+CO：,C3+IC.,+NC.”IC5+NC5+NC6,G?G”Cn\PVT數(shù)據(jù)擬合應(yīng)用Winprop相態(tài)分析軟件對葡北20井的相態(tài)資料進(jìn)行反復(fù)擬合計算，得到PVT參數(shù)見表3-2和表3-3。通過反復(fù)擬合計算，其對比結(jié)果見圖3-1?圖3-7。3.1細(xì)管實驗擬合混相驅(qū)是提高油氣采收率的重要方法之一，確定混相壓力是混相驅(qū)的一項重要工作。目前，確定混相壓力的方法很多，歸納起來，主要有簡單的計算方法、實驗室測定以及模擬方法。本次研究應(yīng)用數(shù)值模擬方法進(jìn)行細(xì)管模擬，確定了新疆吐哈葡北油田揮發(fā)性油藏注氣驅(qū)替的最小混相壓力（MMP），并用擬三元相圖對MMP進(jìn)行了分析和解釋，模擬結(jié)果與實驗室細(xì)管實驗所確定的MMP基本一致，從而驗證了模擬方法確定混相條件的可靠性。3.2.1細(xì)管實驗?zāi)M葡北油田注氣混相條件主要采用細(xì)管模擬和細(xì)管實驗方法來確定。在細(xì)管模擬中設(shè)計的細(xì)管模型長34m,橫截面為矩形，邊長為0.004m和0.008m。平均孔隙度為0.367,滲透率為250X10_3um2o網(wǎng)格劃分為X方向34個，Y方向和Z方向各1個,網(wǎng)格步長DX=1m,DY=0.004m,DZ=0.008嗎在初始端和末端各有一口井，一口為生產(chǎn)井，另一口為注入井。地層原油來自葡北20井地層流體PVT模擬研究結(jié)果。整個驅(qū)替是在恒定溫度92.6°C（地層溫度）的條件下進(jìn)行，模擬仍然采用6個擬組份，注入溶劑為混相篩選注入氣組成，擬組分摩爾含量C1+N2為0.7867>C2+CO2為0.1629、C3+IC4+NC4為0.0455、IC5+NC5+NC6為0.0038、C7?Cl1為0.0011、C11+為0。先用地層原油飽和細(xì)管模型，然后在實驗壓力下注入篩選注入氣進(jìn)行驅(qū)替，記錄注入1.27PV孔隙體積時，不同壓力下的原油采收率，繪制成采收率與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線圖。由圖3-7可知，當(dāng)壓力大于22Mpa時原油米收率為63.995%,以后米收率逐步提高，在30Mpa左右存在一個波動，波動的原因一個方面是一維模擬器存在數(shù)值彌散問題，另一個原因是混相狀態(tài)本身存在的波動。然后大約在33Mpa時出現(xiàn)轉(zhuǎn)折。當(dāng)注入壓力大于33Mpa以后，采收率沒有多大變化。以此認(rèn)為篩選注入氣和地層原油此時達(dá)到混相，其原油采收率為90.1095%,其中的MMP為33Mpao3.2*3井弛后選的甘MMP約層壓力3.2,43.2*3井弛后選的甘MMP約層壓力3.2,4100%C!23圖3-8地層溫度下注入氣與地層原油的擬二角相囹（氏3.2.2混相特征分析不同類型烷炷氣的混相驅(qū)和非混相驅(qū)通?？梢杂脭M三角相圖來表示。大量的研究認(rèn)為，混相條件與擬三角相圖（或三角相圖）中注入流體、油藏原油、臨界切線的相對位置有關(guān)。如果注入流體點與油藏原油點位于臨界切線的左邊，過程為非混相；如果注入流體點與油藏原油點位于臨界切線的兩邊，過程為一次接觸混相或多次接觸混相。圖3-8為33Mpa和92.6°C（地層溫度）篩選注入氣與地層原油的擬三角相圖，油藏原油點正好位于臨界切線上，屬于上述第二種情形。當(dāng)壓力低于33Mpa時，注入流體點與油藏原油點均位于臨界切線的左邊，不可能達(dá)到混相。當(dāng)壓力高于46.75Mpa時，可以達(dá)到一次接觸混相。所以認(rèn)為篩選注入氣和地層原油在地層溫度下達(dá)到多次接觸混相的最小混相壓力為33Mpao在其它條件不變的情況下，單方面增加注入氣C1+N2的組成，擬三角相圖的兩相區(qū)縮小，MMP增大；單方面增加地層溫度，MMP也隨之增加。由此可見，注入氣組成和地層溫度是影響MMP的兩彳僉和模型油洗等兒個步才的地層原油與葡北20il/mino實驗發(fā)現(xiàn)，篩妾觸混相，由此確定的玉力37.3Mpa,目前地4）葡北油田篩選注100%可靠性；C 入氣與地層原油達(dá)到混相所需要的最小混相壓力約33Mpa是合理的；5） 注入氣組成和地層溫度是影響MMP的兩個重要因素。6） 通過細(xì)管試驗擬合，說明篩選注入氣能與原油達(dá)到混相。3.3長巖心實驗的擬合葡北油田揮發(fā)性油藏長巖心驅(qū)替試驗的目的在于對比和確定注水、注氣、氣水交替以及水氣交替等驅(qū)替方式的驅(qū)油效率和驅(qū)油效果。數(shù)值模擬擬合的目的是為三維模擬研究提供符合實際的相對滲透率曲線、毛管壓力以及達(dá)到混相條件對參數(shù)進(jìn)行的修正。長巖心驅(qū)替模擬流體數(shù)據(jù)取自葡北20井地層原油擬合后的結(jié)果，地層數(shù)據(jù)和模擬條件均來自長巖心驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)。氣驅(qū)、氣水交替以及水氣交替驅(qū)替注入氣的組成見表3-4。3.3.1長巖心水驅(qū)實驗的擬合f敏-4氣驅(qū)、氣水交替以及水氣交替注入氣址舲一端為注水井，注入速度3.6X10廿/天，另一端為一壓開開始突塞式組分摩爾百分?jǐn)?shù)(mole%)CO20.68f敏-4氣驅(qū)、氣水交替以及水氣交替注入氣址舲一端為注水井，注入速度3.6X10廿/天，另一端為一壓開開始突塞式組分摩爾百分?jǐn)?shù)(mole%)CO20.68N22.66C178.06■OOOO姿60O一味最國■208力 模姒計算f Y一水驅(qū)實驗/oo4L__2.00 2.50 3.00nonFin11.50注入孔隙體積(PV》口生產(chǎn)井，保持38Mpa定采。在注入0.658PV時水破，突破后驅(qū)替近視于活100驅(qū)動，很快不再產(chǎn)油，最終采收率為64.668%。模擬計算結(jié)果與實驗結(jié)果對比見圖3-4o3.3.1長巖心氣驅(qū)實驗的擬合3.50模擬網(wǎng)格一端氣井，注入速度3.6組成—□10廿/夭，其注入氣見表3-4；另一端為生產(chǎn)井，保持38Mpa在注入0.771PV時氣開始突破，突破后產(chǎn)油量兒乎接近于零，采收率變化不圖3-9長巖心水驅(qū)實驗與模擬對比定壓開采。大，突破時采收率約為87.6%。模擬計算結(jié)果與實驗結(jié)果對比見圖3-10。3.3.2長巖心氣驅(qū)實驗的擬合模擬網(wǎng)格一端為注氣井，注入速度3.6X10-m7天，其注入氣組成見表3-4；另一端為一口生產(chǎn)井，保持38Mpa定壓開采。在注入0.771PV時氣開始突破，突破后產(chǎn)油量兒乎接近于零，采收率變化不大，突破時采收率約為87.6%。模擬計算結(jié)果與實驗結(jié)果對比見圖3-10o3.3.3長巖心氣驅(qū)實驗的擬合模擬網(wǎng)格一端為注氣井，注入速度3.6X10V/天，其注入氣組成見表3-4；另一端為一口生產(chǎn)井，保持38Mpa定壓開采。在注入0.771PV時氣開始突破，突破后產(chǎn)油量兒乎接近于零，采收率變化不大，突破時采收率約為87.6%。模擬計算結(jié)果與實驗結(jié)果對比見圖3-10o3.3.4長巖心直接氣水交替驅(qū)替實驗的擬合模擬網(wǎng)格一端為氣水交替注入井，注入速度3.6X10W天，氣水比1:2,其注入氣組成見表3-4；另一端為一口生產(chǎn)井，保持38Mpa定壓開采。氣在0.7PV時突破，水在0.777PV開始突破，突破后采收率增加緩慢，水突破時采收率約為86.6%,氣突破時采收率約為81.796%。模擬計算結(jié)果與實驗結(jié)果對比見圖3-llc3.3.5長巖心直接水氣交替驅(qū)替實驗的擬合模擬網(wǎng)格一端為水氣交替注入井，注入速度3.6X10'sm7天，氣水比2:1,其注入氣組成見表3-4；另一端為一口生產(chǎn)井，保持38Mpa定壓開采。氣在0.624PV時突破，水在0.629PV開始突破，突破后采收率增加緩慢，水突破時采收率約