火山巖氣藏雙重介質數值模擬技術及應用

郭世超

（吉林油田公司勘探開發研究院 吉林松原 138000）

長嶺氣田營城組氣藏地質條件十分復雜。為了能夠反映構造、巖體、裂縫對流體流動的影響，建立裂縫雙重介質模型，通過雙重介質數值模擬，更真實的模擬氣藏實際，指導下一步氣藏開發對策。

1 平面網格及模擬層的劃分

本次數值模擬平面網格的劃分遵循以下原則：網格系統采用國際上目前比較流行的Eclipse軟件通用的角點網格系統；網格方向與斷層及裂縫方向一致，即X方向為北東向，Y方向為北西向；盡量適應井的位置，保證兩口井之間至少有三個空網格。因此，根據以上原則，長嶺氣田平面上劃分為168×111網格系統，網格步長Δx=100m，Δy=100m。

本次數值模擬主要研究長嶺氣田營城組火山巖儲層，營城組火山巖縱向上模擬小層的劃分考慮了以下因素：模擬小層的劃分既要滿足研究問題的需要，又要反映氣藏實際情況；模擬層的劃分要反映出火山巖體的巖性、巖相變化，又要反映內部結構和接觸關系；適應分層壓裂、分層測試、合層開采的要求。

縱向上，根據氣藏沉積韻律發育特點、開發層系劃分以及計算機內存和模擬時間的限制，將長嶺氣田營城組氣藏縱向儲層劃分為25個模擬層，各層采用不等距網格，部分井井周進行局部網格加密處理。由于采用雙重孔隙介質模型，故總網格數為168×111×50=932400個。

2 地質模型的建立

2.1 構造模型

三維構造模型是地質體的離散化，用于定量表征構造和分層特征。一般用各網格塊的頂深和地層厚度數據體來體現，它表征頂面構造幾何形態的高低起伏及各網格塊間的空間相對關系。

2.2 儲層骨架模型

儲層骨架模型是以數據體的形式來表征地質體中的儲層結構，即儲層的幾何形態、連續程度和配置關系。儲層骨架模型主要由儲層厚度和有效厚度兩類數據體組成。儲層厚度表征各網格塊中滲透層的大?。欢行Ш穸葎t表征各網格塊中含氣層的大小，為氣藏數值模擬提供儲層對氣水的約束骨架。

2.3 物性參數模型

物性參數模型是地質模型中的重點。在裂縫性氣藏中，基質和裂縫均存在孔隙度和滲透率場。在物性參數中，孔隙度的非均質性比滲透率要弱，其變化不大；而滲透率的變化幅度大，非均質性強。由于天然裂縫的存在，使滲透率在平面上的變化更具明顯的方向性。物性參數模型中既包括基質孔隙度和滲透率模型，又包括裂縫孔隙度和滲透率模型。

2.4 氣水分布模型

氣水分布模型是以數據體的形式定量表征地質體中氣水的空間分布，具體來說，就是要給出每個網格塊的含氣、水飽和度。氣水分布模型中既包括基質的氣水分布模型，又包括裂縫的氣水分布模型。

3 巖石及流體的物性參數

3.1 氣水相滲曲線

長嶺火山巖相滲資料來自實驗資料，相滲曲線見圖1。對于裂縫氣水相對滲透率，由于沒有實驗數據，模型中采用兩條斜交叉直線，見圖2。

圖1 火山巖基質水驅氣相滲曲線圖

圖2 裂縫水驅氣相滲曲線圖

3.2 氣體PVT參數

在Eclipse軟件中需要的氣體PVT參數包括：天然氣體積系數和天然氣粘度。由于缺少實驗數據，天然氣體積系數和天然氣粘度均采用經驗公式計算，計算使用的天然氣比重為0.8367，地層溫度139℃，CO2摩爾含量25.91%，N2摩爾含量5.66%。

3.3 地層水物性參數

根據長嶺氣田地層水資料，地層水礦化度為21531.8ppm。采用經驗公式計算地層水物性參數，水的壓縮系數為5.5746×10-4MPa-1，水的體積系數1.070032，水的粘度0.297903mPa.s。

4 歷史擬合研究

本研究在氣藏模型的基礎上，對長嶺氣田的試采動態進行了歷史擬合。

4.1 水體體積

長嶺氣田火山巖儲層在西、南、北部邊界附近存在一定的邊底水。模型計算的地下條件下的水體倍數約為14.95倍。

4.2 登婁庫組的影響考慮

根據生產動態分析成果，上覆層的登婁庫組跟本次研究的營城組之間存在明顯的流體交換，經產出氣CO2含量分析，登婁庫組氣藏有15口井與營城組關聯；關聯井以長深平1、長深平2、長深平4和長深平5等4口井為主；為定量的分析登婁庫組氣井對于營城組氣藏的動態影響，在營城組氣藏設置相應的虛擬氣井，以定量的模擬不同區域的干擾和影響。在模型中分別設置CSDP1、CSDP3等15口虛擬氣井，氣井的產量設置按照動態分析成果。

4.3 生產動態的擬合

本次研究對于那些經實踐檢驗、精度較高的參數和數據直接引用；對構造形態參數不做修改；對井間儲量參數在擬合初期僅局部小幅調整，井點數據不修改；由于儲層平面和縱向上的非均質性，允許對相對滲透率曲線形態做適度調整，在整個歷史擬合過程中，主要通過調整儲層滲透率和井間的傳導率以擬合整個氣藏及單井的產水量，以達到歷史擬合的目的。

圖3 氣藏日產氣擬合曲線圖

擬合過程中采取的工作制度為定氣量生產。氣藏擬合結果見圖3和圖4。從擬合曲線圖可見，模型計算的地層壓力、井底流壓和實測的地層壓力、井底流壓非常接近，擬合結果好。

圖4 氣藏日產水擬合曲線圖

5 氣藏控水穩產方案

5.1 采氣速度優化

針對所有氣井進行優化配產，其中7口井產量維持優化后配產與目前產量差別較小，維持現狀生產；11口井降產開采，控制水侵速度，主要位于構造高部位及臨礦區線附近；15口登婁庫組虛擬井維持歷史擬合最后一個時步劈分產自營城組的產量。

5.2 排水采氣

對低產量的出水井進行主動排水后，產氣量反而有所增加，證實排水和采氣是兩個不矛盾的過程，可同時進行?？紤]將目前水侵影響較大、產量較低、位于構造低部位的CS1-1、CS103井進行排水采氣，根據目前氣井產水量，參考威遠排水采氣經驗，排水量設計為目前氣井出水量的1.0～2.0倍，分別日排水80m3、50m3。CSP7井出水量較大，保持目前生產制度，等效為排水。在數值模擬軟件中將氣井定產氣量的配產改為定產水量的配產，在ECLIPSE中是將GRAT改為WRAT。

5.3 堵水

對于構造中、低部位CSP8、CSP11、CSP14、CSP1和CSP4等氣井，通過在水侵通道上注水泥橋塞或高分子堵水劑，從而降低水相滲透率達到堵水效果。從數值模擬各單井的產水產氣剖面，水平段下端出水量大、產氣量小，選擇此類層段進行封堵。數值模擬軟件中在歷史擬合的模型基礎上，將單井出水最多的網格（底水氣藏一般都是最下面、距離底水最近的網格）封掉，即將射孔層OPEN改為SHUT；在實際工作中一般是先安排生產測井，測水平段的流體剖面，然后下連續油管等工具將流體剖面上產水最多的層段進行封堵。

5.4 增壓

對氣井進行井口增壓，降低氣井的輸壓，達到延長穩產期的目的，本次設計增壓后的井口輸壓為2.0MPa。單井的井口增壓后，穩產時間明顯延長，增壓效果顯著。

5.5 方案組合優選

根據長嶺氣田的生產動態特征及地質再認識，在歷史擬合的基礎上，結合合理配產研究結果，對氣井的產氣量、產水量等指標進行預測。優化配產后，能有效延長穩產期3年以上；降低井口輸壓和排水采氣、堵水對于控水穩氣和提高最終采收率的效果都較為顯著；從氣藏累產氣和經濟效益等角度出發，推薦調產+排水+堵水+增壓方案作為實施方案，最終采收率65.3%。相比基礎方案采收率提高了6.7%。

6 結論

（1）在地質模型建立過程中，創新建立了裂縫模型，同時加入基質系統，通過粗化及屬性運算，生成最終的裂縫雙孔雙滲模型；

（2）結合氣藏的產水特征和生產狀況，有針對性的提出了降產、堵水、排水采氣和井口增壓降低輸壓等控水穩產技術政策；

（3）完成氣藏數值模擬研究，取得了較好的歷史擬合效果，并根據已提出的控水穩產技術政策，對氣藏下一步的生產提出了設計方案，分別完成方案的預測工作，從預測結果來看，本次研究提出的控水穩產技術政策都具有一定的增產效果。

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