宝浪油田宝中凝析气藏开发方案优选

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1、第l2卷第3期重庆科技学院学报(自然科学版)2010年6月宝浪油田宝中凝析气藏开发方案优选杨建陈小凡邓生辉。于希南(1．西南石油大学油气藏地质与开发国家重点实验室，成都610500；2．吐哈油田工程技术研究院采油所，鄯善838202)摘要：凝析气藏是介于油藏和纯气藏之间复杂类型的特殊油气藏，具有相态、流态复杂的特点。特别是陆相沉积储层具有储层低孔、低渗、非均质性强、地层易发生反凝析、易液锁等现象，开采难度大。以宝浪油田宝中区块凝析气藏的开发方案为实例，采用数值模拟方法并结合气藏工程方法对该区块的井型进行了筛选；同时对不同开发方式(衰竭、循环注气)进行指标预测，得到了最优的开发方案，并提出开发

2、建议。关键词：低渗凝析气藏：开发方式；指标预测；方案设计中图分类号：TE372文献标识码：A文章编号：1673—1980(2010)03一O030—041区块地质特征式中：p厂_原始地层压力，MPa；一油层中部深度，m。由上式可以看出油气层平均压力系数为0．98，宝中区块总体构造形态是一长条状背斜。背斜属正常压力系统。长轴走向呈北西一南东向，两翼由北西走向的大断3O27．1MPap,-~：8．16MPa105层控制，背斜内部次级小断层发育，两端倾伏分别以25＼鞍部与其他构造圈闭分开。背斜构造高点在焉参120日井附近．构造圈闭面积6．1～6．2km．闭合高度170～4190m，长轴长6．0～6

3、．4km，短轴长0．9—1．5km；地层倾要1501O角南西翼较缓为11～12o，北东翼较陡为21～24。；北西倾没端较缓．地层倾角2～3。，南东倾没端较陡，地5层倾角8-9。。油气水分布主要受背斜控制，形成背O一200—100010o2003oo斜圈闭油气藏。储层岩石以砾状砂岩为主。温度，℃图1宝中区块井流物典型相态特征2油藏类型及温压系统2．1油藏类型从原油物性可知宝中区块原油具有低密度、低粘度、低含硫或不含硫、低胶质沥青质含量、中含蜡、中凝固点的特点，具有典型的凝析油的特征。其相态特征如图1所示。2．2压力系统压力／MPa根据该区7口试油井资料绘制不同井段测试地图2压力与油藏深度关系曲

4、线层压力及井深关系曲线(见图2)，得出宝中区块压2．3温度系统力与深度的关系式为：对宝中区块试油过程中温度资料进行处理，得pi=0．0098H+2．2454出油气层的温度与深度的关系曲线见图3。其关系其相关系数为：式为：R2=0．71840．036】日+】3．821收稿日期：2o09—10—06作者简介：杨建(1983一)，男，四川简阳人，硕士研究生，研究方向为油气藏工程及数值模拟。·3O·杨建，陈小凡，邓生辉，于希南：宝浪油田宝中凝析气藏开发方案优选相关系数为-施改造后投产。Rz=0．8086(3)开发井类型。考虑利用直井和水平井开发。式中：卜原始地层温度，℃。3．2．1衰竭式开发指标预测

5、从式中可以看出，宝中区块的地温梯度为衰竭式整体开发方案共考虑以下3种方案：3．61~C／hm，属正常的温度系统。(1)直井自然投产衰竭式开发方案D1。以气藏工程方案设计的推荐方案(见图5)为基础，共13口生产井，其中利用老井5口，新布开发井8口，衰竭吕式开发。(2)直井措施改造后投产衰竭式开发方案D2。以气藏工程方案设计的推荐方案(见图5)为基础，共13口生产井，其中利用老井5口，新布开发井8口，温度／℃所有井进行措施改造后投产，衰竭式开发。图3温度与油藏深度关系曲线(3)水平井衰竭式开发方案D3。以气藏工程方3开发方案研究案设计的方案5(见图6)为基础，共1l口生产井，其3．1地质模型的建

6、立中利用老井5口，新布水平井6口，衰竭式开发。根据宝中区块凝析油气藏地质研究成果，建立符合宝中凝析气藏地质特征及开发动态规律的地质模型。模拟层位为III油组、IV油组。使用斯伦贝谢公司的Eclipse软件网格模型采用角点网格系统，平面网格划分为90~26，网格步长为50m~50m。由于Ⅲ油组、Ⅳ油组具有不同的油气、油水界面表现出流体顺层流动特征，因此纵向上以小层作为网格划分的基础．网格系统在垂向上划分为9层，三维网格系统如图4所示。图5气藏工程方案设计推荐方案图4宝中区块凝析气藏数值模拟三维网格系统3．2整体开发方案指标预测利用所建立的凝析气藏数值模拟模型，结合气藏工程方案设计研究结果，对宝

7、中区块整体开发方案的动态指标进行预测计算。在整体开发方案动态指标预测中，重点对以下开发政策进行了论证：(1)开发方式。考虑衰竭式开发和循环注气图6气藏工程方案设计方案5开发。(2)增产措施。考虑气井自然投产、气井经过措由方案D1、D2、D3的开发指标预测结果可以看·31·杨建，陈小凡，邓生辉，于希南：宝浪油田宝中凝析气藏开发方案优选口，所有井进行措施改造后投产，循环注气开发，其中注气井3口(3)水平井循环注气