CN114810012A - 井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种井筒‑地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法。该方法结合地质模型、属性模型、流体及岩石高压物性参数、产量及压力等生产动态监测资料，开展压力、饱和度场初始化及生产动态历史拟合，以此建立地层模型。结合井筒油、套管等井身结构参数、井产能方程、流体参数等，依据Pipesim软件建立井筒管流模型生成VFP表，将VFP表加载到地层模型中进行井筒‑地层一体化排采措施仿真模拟。依据模拟结果，对比分析电潜泵对预测时间内最终排液量、增产气量等的影响，为矿场排采措施实施提供理论支撑。
Description
技术领域
本发明涉及气藏排水采气措施仿真模拟领域，具体涉及一种井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法。
背景技术
我国致密气藏分布范围广，地质资源量大，例如我国勘探开发效果最好的致密气田为位于鄂尔多斯盆地的苏里格气田，该气田探明储量达到3.32×1012m3。但其物性差，与常规气藏相比，自然生产产能低，产量压力递减快，稳产期短，因此提高单井产能及油藏采收率是贯穿致密气藏开发全生命周期的主题。
水力压裂能提高储层动用程度，然而受压裂液与地层水的影响，随着井控范围内天然气开采，井筒附近地层能量下降，井筒内天然气流速也会随之降低，当气流速度低于临界携液流速时，地层返排的压裂液与生产的地层水不能完全被天然气携带出井筒，将导致井筒积液，天然气产量逐渐降低为零。这种情况下则需开展排液采气措施。
矿场常用的排液采气措施主要有人工气举、泡排、射流泵、电潜泵等。排液采气措施受制于储层中液量多少，当气藏本身无地层水，井筒积液只是压裂液或者少量凝析水时，一次气举或者泡排就能彻底解决问题了；当气藏本身存在地层水时，就需要结合地质认识及生产动态两方面来辨别井控范围内的地层水是局部封存地层水，还是边、底水。如果是局部封存地层水，仅需多次气举或泡排即可排完该地层水。但如果储层存在边底水时，多次气举或泡排后，井筒积液仍旧不能彻底解决，而且不排液就不出气，产液量也在随着开采上升，就需要考虑下入射流泵、电潜泵等开展排液采气措施了。
然而现有的排液采气措施方案几乎都是基于生产动态数据，结合对应的井筒管流模型设计的，排液后该井增产量也是依据积液前的产气量与积液后的产气量直接相减得到，这样就忽略了排采过程储层压力实时变化以及流体在储层中的分布、渗流等对排采效果的影响。由此可见，现有排采措施设计方法在排采效果预测算法和精度等方面，仍存在较大局限性。而排采效果预测精度，直接事关排采措施选择、效益计算以及对应投资预算。气藏数值模拟技术可三维精细刻画储层非均质性、气水分布以及快速多方案可视化定量预测及对比各排采措施的效果，井筒数值模拟技术可以精细刻画不同井身结构、流体类型条件下的管流模型。因此，研制一套井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，对指导致密气藏排液采气，快速高效恢复积液井产气能力具有重要意义。
发明内容
针对上述技术中存在的不足之处，本发明提供一种井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，该方法通过储层渗流-井筒管流一体化仿真模拟，解决了由于未考虑排采过程储层气水分布、渗流及储层压力实时变化等影响，造成致密气藏各排采措施效果预测误差大的问题。
本发明的另一个目的在于提供一种井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，该方法解决仅采用井筒管流模型预测排采措施效果精度低，造成排采措施选择不当，导致效益计算、对应投资预算误差大的问题，基于地层渗流-井筒管流一体化模型，深入分析电潜泵对积液井排采效果的影响，为矿场排采措施实施提供理论指导。
为实现上述目的，本发明是这样实现的：
一种井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，包括如下步骤：
步骤一，建立三维数值模拟模型。结合三维构造地质模型、属性模型、流体高压物性参数以及相渗、毛管力等岩石高压物性参数，建立三维数值模拟模型。
步骤二，模型饱和度场及压力场初始化。三维数值模拟模型初始化主要包括压力场初始化及饱和度场初始化。
初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用。计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及气水界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线来计算。饱和度分布计算中，将气水界面以下的含水饱和度设为在气水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将气水界面以上的含气饱和度设为气水相渗曲线中提供的最大含气饱和度，过渡带含气、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。
气藏初始压力分布主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及气水界面深度，结合气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块气水相压力。
步骤三，初始化天然气储量拟合。储量是一个气藏最重要的属性之一，与后期数值模拟历史拟合中物质平衡及压力拟合有着及其密切联系，拟合储量如果较矿场真实储量偏大，则稳产时间偏长，压力迟迟降不下去；如果拟合储量较小，就需要调大渗透率等参数去拟合压力，将造成储层渗流模拟失真，后期排采措施效果预测误差大。因此要通过现场核实的分层储量及总储量，开展地质储量拟合。
步骤三后，还可以进一步包括有初始化质量检查。模型在初始状态应该是不发生流动的，如果模型中流体初始条件发生流动，那就意味着初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及天然气地质储量是否随时间变化。特别是非平衡初始化，可能存在没有措施的情况下，静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要考虑采用毛管力标定方法对模型进行处理。
步骤四，气藏衰竭开发阶段气、水产量及压力等监测数据历史拟合。建模阶段孔渗等属性模型资料来源于单井测井数据，一方面测井数据比较粗糙，另一方面井间网格物性参数都是通过地质统计学数据分析、插值生成的，特别是井间物性存在极强的不确定性。因此，需要结合衰竭开发阶段气水产量、静压、流压、油压等一系列生产动态资料来反演井间物性参数，使模型计算结果与气藏开发历史一致。首先应对储层属性、流体高压物性、矿场测试结果等不确定性参数进行敏感性分析，然后结合实验室岩心测试、工程测试及解释(系统试井、不稳定试井、探边测试、干扰测试和产吸剖面测试等)等资料确定历史拟合调参思路，最后依据调参思路逐步进行历史拟合。依据矿场区块及单井的产气、产水，单井的地层静压、井底流压、井口油压等监测数据，对初始化好的地层渗流模型开展衰竭开发阶段历史拟合。
历史拟合调参过程应按照优先调节不确定性更大参数的原则。渗透率为不确定性参数，渗透率测试主要来源于测井、不稳定试井解释、现代产量递减分析、岩心分析，其中通过不稳定试井及岩心分析获取的渗透率是比较精确的，但并非所有井都有这两项分析数据，井周围储层渗透率不确定性非常强，井间储层渗透率误差就更大了，因此渗透率修改范围较大，可上下修改范围为±3倍，甚至更多。相渗曲线为不确定性参数，相对渗透率测试源自室内岩心驱替实验，但由于岩心及室内实验的局限性，并不能完全仿真储层渗流，且储层普遍存在一定非均性，因此相渗曲线也是历史拟合重点调参对象。净毛比为确定性参数，通常不调整，但测井数据中并非所有井都提供有效厚度，且测井资料与取心资料对比可能存在误差，因此这类资料仍然存在一定不确定性，在储量拟合时可适当调整，可调范围为±30％左右。
步骤五，用Pipesim软件建立井筒管流模型，通过温压剖面模块(P/Tprofile模块)计算携液比率LLVR，判断井筒是否积液。结合测深、井斜角、方位角建立井轨迹模型；结合油、套管下深、尺寸建立模型井身结构；结合矿场测试储层中深及对应压力、温度以及井口温度压力，建立井筒沿程压力、温度剖面；结合流体高压物性参数，建立流体模型；结合稳定产能试井资料，拟合天然气产能，建立储层到井筒的流入动态曲线，基于此建立的井筒管流模型，通过温压剖面模块计算携液比率(LLVR)，当LLVR大于1时，表明气体流速小于临界携液流速，井筒积液。
步骤六，开展排采工艺模拟。排采工艺较多，此处采用Pipesim软件开展井筒管流模型建模、Eclipse软件开展地层渗流模型建模，以电潜泵为例对井筒-地层一体化排采技术进行论述，其它工艺可参考此论述步骤进行。电潜泵举升排采工艺措施：首先结合电潜泵外径、适应井径、转速、电潜泵最小及最大流量等优选电潜泵型号，然后结合建立的井筒管流模型，输出电潜泵方案井筒管流VFP表。
步骤七，将步骤七中生成的排采措施的VFP表代入地层渗流模型中，按照矿场气井井口产量、油压等进行仿真限制模拟，依据模拟结果，分析电潜泵对预测时间内最终排液量、增产气量等的影响，为矿场排采措施实施提供理论支撑。
本发明的有益效果是：
本发明结合井筒-地层一体化排采措施仿真模拟，以电潜泵为例，深入分析排采措施对积液井排采效果的影响，从理论方面为矿场排采措施制定实施提供依据，解决仅采用井筒管流模型预测排采措施效果精度低，造成排采措施选择不当，导致效益计算、对应投资预算误差大的问题。
附图说明
图1为本发明的气水相渗曲线图。
图2为本发明的毛管压力曲线图。
图3为本发明的初始化压力场示意图。
图4为本发明的初始化饱和度场示意图。
图5为本发明的模型空跑20年静压变化示意图。
图6为本发明的模型空跑20年天然气地质储量变化示意图。
图7为本发明的区块累产、瞬时产气历史拟合曲线图。
图8为本发明的区块累产、瞬时产水历史拟合曲线图。
图9为本发明的典型井累产、瞬时产气历史拟合曲线图。
图10为本发明的典型井累产、瞬时产水历史拟合曲线图。
图11为本发明的典型井地层静压拟合曲线图。
图12为本发明的典型井井底流压拟合曲线图。
图13为本发明的典型井井口油压拟合曲线图。
图14为本发明的Pipesim软件建立的井筒管流模型示意图。
图15为本发明的Pipesim软件预测的不同地层压力下典型井携液速率比(LLVR)图。
图16为本发明的井筒-地层一体化模型预测典型井排采措施对累产、瞬时产气影响示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明所实现的井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，包括如下步骤：
步骤1)建立三维数值模拟模型。
结合三维构造地质模型、属性模型、流体高压物性参数以及相渗(图1所示)、毛管力(图2所示)等岩石高压物性参数，建立三维数值模拟模型。本发明所使用的是角点网格，角点网格可以减少很多死节点。本次建立模型为双重介质模型，其中基质渗透率平均值为0.14mD，基质孔隙度平均值为0.019，裂缝渗透率平均值为32.68mD，裂缝孔隙度平均值为0.002，模型总网格数为74250(X：75、Y：99、Z：10)。平面上X方向平均步长为100m，Y方向平均步长为100m，纵向上Z方向平均步长为16.6m。
步骤2)模型初始化。
模型初始化就是建立模型在初始状态下压力、饱和度场分布。本工区模型主要基于平衡初始化，平衡初始化收敛性较好，初始状态流体分布稳定，在没有开井生产时，流体不会发生流动。气藏初始压力分布(图3所示)主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，参考深度为3325m，参考深度对应的压力为37MPa，气密度为0.5977kg/m3，油密度为860kg/m3，水密度为1000kg/m3；初始饱和度分布(图4所示)取决于地层孔隙结构、相渗曲线及毛管力等，从相渗曲线得到此工区束缚水饱和度为0.48，气水界面以上网格含气饱和度为0.52，含水饱和度为0.48，气水界面以下网格含水饱和度为1，含气饱和度为0，过渡带含气饱和度在0到0.52之间，含水饱和度在0.48到1之间，过渡带饱和度高度主要受相渗曲线端点值以及气水界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线来计算。
步骤3)初始化天然气储量拟合。
数模初始化天然气储量为86.5×108m3，与建模储量(87.7×108m3)相比，误差为1.37％，初始化储量拟合质量达标。
步骤4)初始化质量检查。
模型在初始状态发生流动，就意味着模型初始状态不平衡，模型不稳定。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查地层静压以及天然气地质储量是否随时间变化。如果静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要重新检查初始化方法。此次模型空跑20年储层静压(图5所示)、天然气储量(图6所示)是未改变的，流体是未发生流动的，模型稳定，初始化质量达标。
步骤5)气藏生产动态历史拟合。
依据上述调参思路与原则，针对本工区数值模型，逐步开展了气藏开发阶段历史拟合。首先对区块产气量(图7所示)、产水量(图8所示)进行拟合，从而保证区块物质平衡。根据气藏实际生产运行动态，截至2021年1月1日，区块实际累产气13.64×108m3，模型计算累产气13.63×108m3，误差为0.07％，吻合程度达95％以上，区块物质平衡拟合质量达标。
单井瞬时产量拟合目标是实现单井物质平衡检查，根据划定工区内三维精细地质模型的数值模拟计算结果(图中展示的为典型井)可以看出，数值模型中得到了较为准确的单井气、水累产量、瞬时产量拟合结果(图9所示、图10所示)，为单井压力历史拟合提供了精度保证。
依据上述调参思路依次开展单井地层静压(图11所示)、井底流压(图12所示)、井口油压(图13所示)历史拟合，针对单井的压力拟合需根据油田生产运行中测得的压力监测数据进行对比，通过模型计算结果对单井及地质认识进一步修正与完善。从压力拟合图可以看出拟合精度较高，实现了有效的质量控制。
步骤6)用Pipesim软件建立井筒管流模型，通过温压剖面模块(P/Tprofile模块)计算携液比率LLVR，判断井筒是否积液。
结合矿场井筒、流体、温压、井产能数据，建立了井筒管流模型(图14所示)，结合温压剖面模块(P/Tprofile模块)，计算井筒沿程携液比率(LLVR)值(图15所示)，从图中发现，原始地层压力(37.8MPa，即378Bara)条件下，油管部分LLVR值均远小于1，套管处由于直径变大，相同产量，流体流速变小，LLVR值略大于1，因此，油管部分是不会积液的。但是随着开采持续，地层压力降低，当地层压力低于22MPa(即220Bara)时，油管部分LLVR将大于1，井筒积液。基于此，预测出排采措施开展的大致时机为地层压力下降到22MPa左右时。
步骤7)开展排采措施的垂直管流仿真模拟。
针对地层压力下降，气体流速随之降低到临界携液流速之下(LLVR大于1)的积液井，排采工艺较多，此处采用Pipesim软件开展井筒管流模型建模、Eclipse软件开展地层渗流模型建模，以电潜泵为例对井筒-地层一体化排采技术进行论述。电潜泵最小举升流速123.69m3/d，最大流速为199.21m3/d，转速为366.52rad/s，泵级为100，运行频率为60HZ。加载该电潜泵后，结合井筒管流模型，输出垂直管流表(VFP表)。
步骤8)开展地层-井筒一体化排采措施仿真模拟。
将步骤7中生成的加载电潜泵的VFP表代入地层渗流模型中，将其转换为不同流速、气水比等条件下井底流压与井口油压的折算曲线，并按照矿场气井井口产量、油压等仿真限制，开展地层-井筒一体化模拟。依据模拟结果(图16所示)可以看出，历史拟合末期是2021年1月1日，历史拟合末期的地层静压为22.3MPa(图11所示)，依据步骤6预测，地层压力下降到22MPa之下时，井筒将慢慢积液，该地层压力(22.3MPa)下气体流速已经在临界携液流速边缘了。因此，不开展排液采气措施，井筒逐渐积液后产量较快降低到经济极限产量，导致气井停止生产，该方案预测阶段累产气454.35万方，累产液1962.37方；开展排采措施(下入电潜泵)，井筒积液排出后，该井可以多生产3年，预测阶段累产1276.65万方，累产液6902.46方，累产气量增加1.81倍，累计排液量增加2.52倍。
以上公开的仅为本发明的一个具体实施例，但是本发明并非局限于此，任何本领域的技术人员能思之的变化都应落入本发明的保护范围。
Claims (7)
1.一种井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于包括如下步骤：
步骤一，建立三维数值模拟模型；
步骤二，模型饱和度场及压力场初始化；
步骤三，初始化天然气储量拟合；
开展排采工艺模拟，采用Pipesim软件开展井筒管流模型建模、Eclipse软件开展地层渗流模型建模；
步骤四，气藏衰竭开发阶段气、水产量及压力等监测数据历史拟合；
步骤五，用Pipesim软件建立井筒管流模型；通过温压剖面模块计算携液比率，判断井筒是否积液；结合测深、井斜角、方位角建立井轨迹模型；结合油、套管下深、尺寸建立模型井身结构；结合矿场测试储层中深及对应压力、温度以及井口温度压力，建立井筒沿程压力、温度剖面；结合流体高压物性参数，建立流体模型；结合稳定产能试井资料，拟合天然气产能，建立储层到井筒的流入动态曲线；
步骤六，开展排采工艺模拟；采用Pipesim软件开展井筒管流模型建模、Eclipse软件开展地层渗流模型建模；
步骤七，将步骤三排采工艺模拟中生成的排采措施的VFP表加载到地层渗流模型中，按照矿场气井井口产量、油压等限制进行仿真模拟，依据模拟结果，分析电潜泵对预测时间内最终排液量、增产气量等的影响，为矿场排采措施实施提供理论支撑。
2.根据权利要求1所述的井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤一中，结合三维构造地质模型、属性模型、流体高压物性参数以及相渗、毛管力等岩石高压物性参数，建立三维数值模拟模型。
3.根据权利要求1所述的井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤二中，三维数值模拟模型初始化主要包括压力场初始化及饱和度场初始化；
饱和度分布计算中，将气水界面以下的含水饱和度设为在气水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将气水界面以上的含气饱和度设为气水相渗曲线中提供的最大含气饱和度，过渡带含气、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得；
气藏初始压力分布主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及气水界面深度，结合气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块气水相压力。
4.根据权利要求1所述的井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤三中，要通过现场核实的分层储量及总储量，开展地质储量拟合。
5.根据权利要求1所述的井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤四中，依据矿场区块及单井的产气、产水，单井的地层静压、井底流压、井口油压等监测数据，对初始化好的地层渗流模型开展衰竭开发阶段历史拟合。
6.根据权利要求1所述的井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤五中，基于建立的井筒管流模型，通过温压剖面模块计算携液比率LLVR，当LLVR大于1时，表明气体流速小于临界携液流速，井筒积液。
7.根据权利要求1所述的井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤三后，进一步包括有初始化质量检查；初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及天然气地质储量是否随时间变化。
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