低渗透M气藏开发方案数值模拟研究

发布时间：2019-12-05 09:38

【摘要】：本文所研究的气藏属低孔、特低渗储集层,储层的层内平面非均质性强,层间非均质性中等,在开发方案的设计方面与常规气藏之间有一定的差异。因此,如何科学合理的开发这类气藏是目前亟需解决的课题。为此本文结合地质建模和气藏工程等相关研究成果使用Eclipse数值模拟软件,采用数值模拟法完成了低渗透M气藏开发方案的设计。 针对M气藏的特点,本文应用数值模拟相关理论与研究技术通过对井网井型的论证、开发技术政策的论证和一种混合井网的部署展开研究,主要完成的内容有：①完成了13口典型试采井单井数值模拟模型的建立和历史拟合工作；②根据单井历史拟合成果结合单井二次测井解释完成了气藏合理井网井型的论证；③利用Eclipse相态分析软件完成了气藏流体相态拟合,确定气藏的PVT参数；④通过对三百多个样品的非稳态气-水相渗实验结果的统计分析,完成了储层气-水相渗特征分析；⑤根据前期气藏三维地质建模相关研究成果,通过调整相关参数完成了气藏数值模拟模型的建立；⑥根据建立的气藏数值模拟模型完成开发技术政策的论证；⑦根据以上的系列论证完成了一种三角形混合井网模型的建立和部署,最终完成了最优开发方案的推荐和预测。通过本文的论证和研究得到一些认识和结论有：直井合采优于直井单采,其中当单独主力气层(H层和S2层)满足打水平井的条件时推荐打水平井,合采区建议采用直井开采；当最小井底流压为4.5MPa时,推荐合理开发井距为1000m-1200m之间,初期采气速度为2.1%/a左右,水平井水平段长度为1200m。 本文运用数值模拟法论证出的低渗透M气藏开发方案,有助于该气藏的高效合理开发,同时该方法和设计思路对同类型气藏的开发方案的设计有一定的借鉴和参考价值。
【图文】：

过对研宄区块主要层段顶面构造特征分析可知，各层段构造变化趋势与区为东高西低，东西差异明显，南北差异不大，，区域内局部存在微型鼻状隆度不大。储层特征区储层平均孔径和喉道宽度自下而上变小，B组储层平均孔径和喉道宽储层平均孔径和喉道宽度最小。储层孔隙度主要在2.0%?12.0%之间，lmD?lO.OOmD之间。大部分样品的孔隙度和渗透率值都在低值一侧分大多小于15.0%且渗透率大多小于5.0mD，属低孔、特低渗致密型储水。研究区储层的层内、平面非均质性强，层间非均质性中等。前期已建立的气藏储层孔隙度、渗透率、含气饱和度和有效厚度模型知主力层HI、H2和S23各砂层的孔隙度相对较高。平面上，孔隙度较高的分布零散，非均质性较强。上，主力层S23小层各单砂层的渗透率相对较高，而主力层HI、H2各单

图4-2直井单采H网格系统示意图表4-7直井单采H层配产参数井网方案 F01 F02 — F03 F04 F05 F06井距（m) ~ 600 _ 800 _ 1000 一1200 1400 1600控制面积（km^) ^ ^ ]M ]J6 2.56^ 面积部署井数（口） 277.7778 ~156.2500 "TOO.OOOO ~69.4444 51.0204 39.0625
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2015
【分类号】：TE37

【参考文献】

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本文编号：2569963