CN108959767B - 一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法 - Google Patents

一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法，该方法包括：对气井流物进行拟组分划分并进行相态拟合，获取气藏组分模型所需的流体PVT数据；根据实际窄河道型气藏储层特征及边界条件建立数值模拟地质模型；通过定义无量纲裂缝导流能力及网格尺寸级数加密的方式模拟压裂缝，利用数值模拟软件导入流体PVT数据；通过模拟得到的不同开发井型析出凝析油饱和度分布场图，得到窄河道型气藏不同开发井型凝析油析出规律；通过建立黑油模型对比气井累计产气量降低幅度定量表征不同井型凝析油伤害。本发明能够精细模拟水力压裂裂缝，能够定性、定量的评价窄河道型气藏不同开发井型凝析油析出对气井产能的影响。

Description

一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法
技术领域
本发明涉及气田开采领域，具体涉及一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法。
背景技术
凝析气藏在一定的压力和温度范围内具有反凝析的特点。在开发过程中，当压力降至露点压力以下时，受流体相态变化的影响会出现反凝析现象。凝析气井生产时近井地带的压降大，近井地层压力很容易低于露点，因此在井筒附近更易产生严重的反凝析伤害，从而导致气体相对渗透率急剧下降，气井产能降低。凝析气井近井地层反凝析是凝析气藏开发遇到的一个非常重要的问题，因此准确评估凝析气井析出凝析油对气井产能的影响具有重要的意义。
对于凝析气藏，在近井地带，凝析油饱和度高于临界值，凝析油相对渗透率高，油气两相流动；在远井地带，由于凝析油饱和度较低及毛管力作用，凝析油不流动，气体单相流。研究发现，储层中部到近井筒地带渗流过程中，压力不断降低，凝析油逐渐析出，形成气油渗流区，孔道表面形成一定厚度液膜，降低气相相对渗透率；部分可流动油滴堵塞孔吼，严重降低储层渗透率。利用稳态驱替方法在高温高压条件下测试不同反凝析油饱和度下的气体有效渗透率和凝析油临界流动饱和度，测试结果表明存在不可动凝析油时，气相有效渗透率会降低。通过高温高压装置利用稳态法考虑界面张力和岩心非均质性的凝析油气相对渗透率实验研究结果显示短岩心的凝析油气的相对渗透率显著减少。析出凝析油对气井产能影响较大。国内外大量研究表明水平井及水力压裂能有效改善析出凝析油对气井产能的影响。水平井可以延缓储层反凝析，水平井井筒与储层接触面积较大，从而提高凝析油和凝析气的采收率。但是，对于凝析气藏开发，压裂井和不压裂井的生产指数都将下降，压裂井的降幅较小。研究表明压裂井能够有效提高凝析气井产能且存在最佳的裂缝半长及裂缝导流能力使气井产能达到最大值。增加裂缝长度比增加裂缝导流能力有效，但同时由于裂缝表面凝析油析出，导致裂缝的渗透率下降，从而使得气井产能指数降低。
综上所述，当地层压力降至露点压力以下时，地层会析出凝析油，降低气相相对渗透率。凝析油析出对气井产能影响较大。河道型气藏分布比较广泛，且大多具有河道窄、低孔低渗的特点，开发此类气藏多使用压裂直井与水平井。目前针对窄河道型气藏不同开发井型的凝析油析出对气井产能影响的大小评估还没有形成系统的方法，气藏开发缺少科学的数值模拟方法指导。面对此问题，急需形成一种合适窄河道型凝析气藏不同井型析出凝析油对气井产能伤害评价的数值模拟方法，为窄河道型凝析气藏合理开发提供理论依据。
发明内容
鉴于上述技术问题，本发明的目的是提供一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法。
为解决上述技术问题，本发明提供的窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法包括以下步骤：
步骤S1：按照流体组分性质、平衡常数等相近的原则对气井流物组成进行拟组分划分，对气藏流体进行相态拟合，获取凝析气藏组分模型所需的流体PVT数据；
步骤S2：根据实际窄河道型气藏储层特征及边界条件建立数值模拟地质模型；
步骤S3：利用数值模拟软件导入流体PVT数据，通过定义无量纲裂缝导流能力及网格尺寸级数加密的方式模拟压裂缝；
步骤S4：在地质模型上定义不同生产井型，包括未压裂直井、压裂直井、未压裂水平井及多段压裂水平井，输出不同类型气井开发相同时间析出凝析油饱和度场图，得到窄河道型气藏不同开发井型凝析油析出规律；
步骤S5：建立相同储层特征不同流体PVT性质的黑油对比模型，通过对比组分模型与黑油模型累计产气量变化定量表征不同井型析出凝析油伤害程度。
所述步骤S1中所述获取凝析气藏组分模型所需的流体PVT数据的方法为：
①将流体性质、平衡常数、分子质量相近的组分划分为一个拟组分；②结合Eclipse-PVTi软件，输入等组分膨胀、等容衰竭、分离器测试实验数据；③利用三参数PR状态方程，进行参数拟合，拟合的参数包括：饱和压力、凝析油密度、气油比、气体压缩因子、相对体积和凝析液饱和度，得到组分模拟器需要的流体PVT数据。
所述PR状态方程为：
Figure GDA0002397670350000021
Figure GDA0002397670350000022
Figure GDA0002397670350000023
m＝0.379642+1.48503ω-0.164423ω2-0.016666ω3
Figure GDA0002397670350000024
其中：a(T)、b为PR状态方程参数；P为体系压力，Pa；R为理想气体常数，J/(mol·K)；V为气体摩尔体积，m3/mol；m为中间量，无因次；Tr为对比温度，K；Tc为临界温度，K；T为体系温度，K；Pc为临界压力，Pa；ω为气体偏心因子，无因次。
所述步骤S2中，所述建立数值模拟地质模型的方法包括：
①依据窄河道型气藏实际情况及气藏描述成果，确定气藏几何边界范围及气藏储层特征，形成气藏模型信息描述文件；
②对气藏模型进行网格剖分，考虑到模拟精度及模型运算速度，模拟网格数应适当；对于网格尺寸的设置，考虑到气藏几何边界及压裂井裂缝的模拟，在进行网格尺寸设置时，需进行网格加密处理，越接近裂缝位置的网格，尺寸越小；河道宽窄变化通过设置死网格实现；
③将气藏储层特征赋值到剖分的网格中，同时对于裂缝处理，定义裂缝无量纲导流能力为：
Figure GDA0002397670350000031
其中，CfD为裂缝无量纲导流能力；Kf为裂缝渗透率，mD；Wf为裂缝宽度，m；K为实际气藏储层渗透率，mD；Xf为裂缝半长，m；
④将计算得到裂缝渗透率Kf，输入到相应网格中，对裂缝进行等效处理；
⑤将所述的流体PVT数据导入模型中，并导入相渗曲线。
所述的相渗曲线通过油气水三相岩芯驱替实验获得。
所述步骤S5包括：
①统计黑油模型不同开发井型相同时间点下的累计产气量；
②统计组分模型不同开发井型相同时间点下的累计产气量；
③计算不同井型气井累计产气量降低幅度，公式为：
Figure GDA0002397670350000032
其中，G降低表示组分模型相对黑油模型累计产气量降低百分数，％；G黑油表示黑油模型累计产气量，104m3；G组分表示组分模型累计产气量，104m3；
④通过累计产气量降低百分数的大小，定量表征窄河道型气藏不同开发井型析出凝析油伤害大小。
本发明提供的窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法是一套专门评价窄河道型气藏不同开发井型的凝析油析出对气井产能影响的系统方法，该方法具有简便、快速和可操作性强的特点，可为窄河道型凝析气藏合理开发提供理论依据，提高窄河道型凝析气藏的开发效率，避免因生产井型布置的不合理而导致开发成本过高。
附图说明
图1窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法流程示意图
图2窄河道型气藏地质模型示意图
图3(a)窄河道型气藏析出凝析油分布场图(未压裂直井)
图3(b)窄河道型气藏析出凝析油分布场图(压裂直井)
图3(c)窄河道型气藏析出凝析油分布场图(未压裂水平井)
图3(d)窄河道型气藏析出凝析油分布场图(多段压裂水平井)
具体实施方式
下面结合某窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法对本发明作进一步详细描述，但本发明的实施方式不仅限于此。
图1示出了根据本发明的窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法的流程。
如图1所示，本发明提供的一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法，包括以下步骤：
步骤S1：按照流体组分性质、平衡常数等相近的原则对气井流物组成进行拟组分划分，对气藏流体进行相态拟合，获取凝析气藏组分模型所需的流体PVT数据；
步骤S2：根据实际窄河道型气藏储层特征及边界条件建立数值模拟地质模型；
步骤S3：利用数值模拟软件导入流体PVT数据，通过定义无量纲裂缝导流能力及网格尺寸级数加密的方式模拟压裂缝；
步骤S4：在地质模型上定义不同生产井型，包括未压裂直井、压裂直井、未压裂水平井及多段压裂水平井，输出不同类型气井开发相同时间析出凝析油饱和度场图，得到窄河道型气藏不同开发井型凝析油析出规律；
步骤S5：建立相同储层特征不同流体PVT性质的黑油对比模型，通过对比组分模型与黑油模型累计产气量变化定量表征不同井型析出凝析油伤害程度。
步骤S1中窄河道型气藏井流物流体相态拟合：井下取样，进行井下样品流体检验试验，利用实验仪器得到气藏井流物组分组成，某窄河道型气藏气井流物组分组成如表1所示：
流体组成 摩尔分数(％) 流体组成 摩尔分数(％)
CO2 1.454 iC5 0.063
N2 1.019 nC5 0.048
C1 89.911 C6 0.021
C2 5.512 C7 0.012
C3 1.197 C8 0.012
iC4 0.22 C9 0.015
nC4 0.239 C10+ 0.277
根据表1的井流物流体组成，若流体性质、平衡常数及分子质量相近，则将其划分为一个拟组分，同时将重质组分C10+劈分为2个拟组分FC10、FC14，最终将井物流组分劈分重组为7个拟组分，如表2所示：
Figure GDA0002397670350000051
步骤S1中流体相态拟合：获取窄河道型气藏井流物流体检测试验数据，主要包括不同温度下地层流体露点测定及计算数据、油藏流体P-V关系测定数据，定容衰竭实验数据。在拟组分划分基础上，利用Eclipse-PVTi模块对实验数据进行拟合。通过Eclipse-PVTi模块，输入露点压力实验(DEW)、等组分膨胀实验(CCE)及等容衰竭实验(CVD)数据，利用PR状态方程，拟合得到饱和压力、凝析油密度、气油比、气体压缩因子、相对体积、凝析液饱和度参数值。流体饱和压力、凝析油密度、气油比拟合结果如表3所示：
拟合参数 实验值 计算值 误差(％)
饱和压力(MPa) 26.2 26.259 0.22439
凝析液密度(kg/m<sup>3</sup>) 783.8 774.33 1.2083
气油比(rm<sup>3</sup>/sm<sup>3</sup>) 27183 28642 5.3691
依据窄河道型气藏实际情况及气藏描述成果，确定气藏几何边界范围及气藏储层特征，形成气藏模型信息描述文件；步骤S2中地质模型建立与网格加密设置：根据窄河道型气藏河道宽度窄、储层孔渗低的特点，建立相对应的地质模型。本实例设置模拟网格数为201×60×1，气藏储层埋深2770m，原始地层压力52.7MPa，储层平均孔隙度10％，渗透率为0.1mD，河道型储层宽度600m，储层有效厚度20m，原始含水饱和度39.2％，储层温度82.06℃，原始气储量2×108m3。对于裂缝的处理，采用X方向网格尺寸级数加密的方式对裂缝处网格加密，网格最小尺寸为0.5m，即为裂缝宽度。根据实际气藏开发过程中压裂级数及裂缝参数，设置裂缝半长为80m，水平井等间距压裂10段，裂缝导流能力设置为100，根据公式：
Figure GDA0002397670350000061
其中，CfD为裂缝无量纲导流能力；Kf为裂缝渗透率；Wf为裂缝宽度；K为实际气藏储层渗透率；Xf为裂缝半长；
根据上述公式，求得：
Figure GDA0002397670350000062
并将该数值赋值给相应网格。
根据步骤S2中所描述方法建立窄河道型气藏地质模型如图2所示，河道中心一口多段压裂水平井。
将步骤S1中PVTi拟合得到的流体PVT数据及相渗数据导入到Eclipse-E300的PVT及SCAL模块，相渗数据由前期气藏实际岩心实验室测定得到。
通过Eclipse-Schedule模块定义不同生产井，包括未压裂直井、压裂直井、水平井、压裂水平井，对于裂缝的处理方法如步骤S2中所描述。
图3为窄河道型气藏不同开发井型采用Eclipse软件模拟生产10年后的凝析油饱和度分布场图，通过分析场图即可得到窄河道型气藏气井析出凝析油分布规律及裂缝对析出凝析油的影响。
基于上述步骤建立的凝析气藏组分模型，采用同一套网格系统，选择黑油(BlackOil)模拟器，PVT模块输入干气PVT属性，不考虑凝析油析出，建立窄河道型气藏黑油模型。通过Eclipse软件计算10年后组分模型与黑油模型输出的累计产气量降低幅度，即可定量表征窄河道型气藏不同开发气井析出凝析油对气井产能的影响。
不同井型气井累计产气量降低幅度计算公式为：
Figure GDA0002397670350000063
其中，G降低表示组分模型相对黑油模型累计产气量降低百分数，％；G黑油表示黑油模型累计产气量，104m3；G组分表示组分模型累计产气量，104m3；
统计黑油模型、组分模型不同开发井型相同时间点下的累计产气量及计算不同井型气井累计产气量降低幅度对比结果如表4所示：
Figure GDA0002397670350000071
由上述对比结果可以看出，采用压裂水平井开发累产降低百分数最低，也就是说，凝析油的析出对压裂水平井开发方式的影响最小，针对窄河道型气藏的开发的技术问题，应当优选采用压裂水平井开发方式。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例并非对本发明对任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术、方法实质上以上实施例所作的任何简单修改、等同变化，均落入本发明的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1：按照流体组分性质、平衡常数相近的原则对气井流物组成进行拟组分划分，对气藏流体进行相态拟合，获取凝析气藏组分模型所需的流体PVT数据；所述步骤S1中，所述获取凝析气藏组分模型所需的流体PVT数据的方法为：
①将流体性质、平衡常数、分子质量相近的组分划分为一个拟组分；
②结合Eclipse-PVTi软件，输入等组分膨胀、等容衰竭、分离器测试实验数据；
③利用PR状态方程，进行参数拟合，得到组分模拟器需要的流体PVT数据；
所述的PR状态方程为：
Figure FDA0002397670340000011
Figure FDA0002397670340000012
Figure FDA0002397670340000013
m＝0.379642+1.48503ω-0.164423ω2-0.016666ω3
Figure FDA0002397670340000014
其中：a(T)、b为PR状态方程参数，无因次；P为体系压力，Pa；R为理想气体常数，J/(mol·K)；V为气体摩尔体积，m3/mol；m为中间量，无因次；Tr为对比温度，K；Tc为临界温度，K；T为体系温度，K；Pc为临界压力，Pa；ω为气体偏心因子，无因次；
所述参数拟合中的参数包括：饱和压力、凝析油密度、气油比、气体压缩因子、相对体积和凝析液饱和度；
步骤S2：根据实际窄河道型气藏储层特征及边界条件建立数值模拟地质模型；所述步骤S2中，所述建立数值模拟地质模型的方法包括：
①依据窄河道型气藏实际情况及气藏描述成果，确定气藏几何边界范围及气藏储层特征，形成气藏模型信息描述文件；
②对气藏模型进行网格剖分，考虑到模拟精度及模型运算速度，模拟网格数应适当；对于网格尺寸的设置，考虑到气藏几何边界及压裂井裂缝的模拟，在进行网格尺寸设置时，需进行网格加密处理，越接近裂缝位置的网格，尺寸越小；河道宽窄变化通过设置死网格实现；
③将气藏储层特征赋值到剖分的网格中，同时对于裂缝处理，定义裂缝无量纲导流能力为：
Figure FDA0002397670340000015
其中，CfD为裂缝无量纲导流能力；Kf为裂缝渗透率，mD；Wf为裂缝宽度，m；K为实际气藏储层渗透率，mD；Xf为裂缝半长，m；
④将计算得到裂缝渗透率Kf，输入到相应网格中，对裂缝进行等效处理；
⑤将所述的流体PVT数据和相渗曲线导入模型中；
步骤S3：利用数值模拟软件导入流体PVT数据，通过定义无量纲裂缝导流能力及网格尺寸级数加密的方式模拟压裂缝；
步骤S4：在地质模型上定义不同生产井型，包括未压裂直井、压裂直井、未压裂水平井及多段压裂水平井，输出不同类型气井开发相同时间析出凝析油饱和度场图，得到窄河道型气藏不同开发井型凝析油析出规律；
步骤S5：建立相同储层特征不同流体PVT性质的黑油对比模型，通过对比组分模型与黑油模型累计产气量变化定量表征不同井型析出凝析油伤害程度。
2.根据权利要求1所述的窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法，其特征在于：所述的气藏储层特征包括：孔隙度、渗透率、河道宽度、河道厚度、生产井型、储层顶深、裂缝参数。
3.根据权利要求2所述的窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法，其特征在于：所述的相渗曲线通过油气水三相岩芯驱替实验获得。
4.根据权利要求3所述的一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法，其特征在于：所述步骤S5包括：
①统计黑油模型不同开发井型相同时间点下的累计产气量；
②统计组分模型不同开发井型相同时间点下的累计产气量；
③计算不同井型气井累计产气量降低幅度；
④通过累计产气量降低百分数的大小，定量表征窄河道型气藏不同开发井型析出凝析油伤害大小。
5.根据权利要求4所述的一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法，其特征在于：所述不同井型气井累计产气量降低幅度计算公式为：
Figure FDA0002397670340000021
其中，G降低表示组分模型相对黑油模型累计产气量降低百分数，％；G黑油表示黑油模型累计产气量，104m3；G组分表示组分模型累计产气量，104m3。
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