井组注气提高采收率数值模拟研究

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1、6文72-467井组注气提高采收率数值模拟研究摘要：文南油田已动用的地质储量中，渗透率小于20×10-3μm2的低渗透储层的地质储量有1747×104t，占全油田储量的27.24%。这部分储层注水困难、井况较差、且油井产量低。针对低渗透油藏，“注气开发”是国内外最为行之有效的开采方法；本文针对文南油田文72-467注气井组的地质特征，利用多组分模型软件，完成了三维地质模型的建立，生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注天然气开采，能大幅度地提高该区块的原油采收率。关键词：注气；提高采收率；数值模拟；低渗透；组分模型中图分类号：TE***.*文

2、献标识码：A文72-467井组注气提高采收率数值模拟研究5─────────────────────────────────────────────────1油田地质概况文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高压、低渗、高饱和的复杂断块油气藏。主要含油层位为下第三系沙河街组沙二下、沙三上和沙三中亚段，共分28个砂层组。油藏埋藏深度2210-3800m之间。自1983年以来，陆续投入开发了8个断块区共26个开发单元，动用含油面积46.2km2，动用石油地质储量6413×104t，标定可采储量1694×104t，标定采

3、收率26.42%。文南油田已动用的地质储量中，渗透率大于100×10-3μm2的地质储量有1005×104t占全油田储量的15.67%；大于50×10-3μm2的地质储量有1423×104t，占全油田储量的21.5%。渗透率在20-50×10-3μm2的地质储量有2238×104t，占全油田储量的34.9%。渗透率小于20×10-3μm2的地质储量有1747×104t，占全油田储量的27.24%。这部分储量注水难，见效难，井况差，油井产量低，同时这部分的潜力大。怎样开发这部分储量是个重大的科研课题。通过反复论证，最终确定以文72-467井组

4、作为作为其中一个先导试验井组。数值模拟研究的区块向东北方向延伸到文72-453井，西南方向延伸到接近文72-494井处，如图1所示。确定注气井为文72-467井，注气层位沙三中7-9砂组，注气井段：3534.2-3684.6米，注气井段射开油层24层，厚度35.8米。图1文72-467井组数值模拟研究的范围文72-467井组位于文72块沙三中油藏的中部，井组主要开发层位为沙三中7-9砂组，其次为沙三中2、5、6、10砂组，原始地层压力为47~66MPa，压力系数为1.38~1.89之间，目前沙三中7-9砂组地层压力为44.35MPa，井组包

5、括一线井有文72-461、文72-463、文72-471、文72-483、文72-453井，二线井包括文72-491、文72-473、文72-495等井。2地层流体相态参数拟合PVT拟合的目的是用状态方程型相态分析软件对实验室所做的恒组分膨胀、多次接触脱气实验等数据进行计算拟合，得到可代表真实储层流体特性的状态方程参数[1]。这些参数是组分模型中油、气性质计算的基础，用于组分模拟研究[2~7]。文72-467井组注气提高采收率数值模拟研究5─────────────────────────────────────────────────本次

6、研究利用多组分模型的相态模拟分析软件对文72-467井组的高压PVT实验数据进行拟合计算。其井流物组份组成见表1，单次闪蒸实验拟合数据见表2。恒组成膨胀实验和拟合数据对比见表3、图2和图3。可以看出降压过程中体系和液相的相对体积变化拟合程度良好。表1文72-467井原始井流物组份组成表组分名称摩尔组成组分名称摩尔组成N20.0011iC40.0092CO20.0024nC50.0127C10.6580iC50.0124C20.0693C60.0147C30.0371C7+0.1641nC40.0190表2文72-467井单次闪蒸实验拟合数据

7、参数实验拟合误差气油比(m3/m3)451.8451.6940.00235%地层原油密度(g/cm3)0.54370.553771.85212%地面脱气油密度(g/cm3)0.80730.805212.58887%饱和压力(MPa)43.9343.9290.00023%图1恒组成膨胀实验体系相对体积拟合表3恒组成膨胀实验和拟合数据对比表压力（MPa）体系相对体积液相相对体积实验值拟合值实验值拟合值65.350.93370.9425100.00100.0062.760.93940.9480100.00100.0060.800.94400.95

8、23100.00100.0058.840.94890.9569100.00100.0056.880.95470.9616100.00100.0054.920.96010.9666