A区块边水凝析气藏开发数值模拟研究

发布时间：2020-03-27 03:59

【摘要】：凝析气藏如何高效开发是世界各大凝析气田面临的主要问题也是难点问题,由于其在开发过程中存在反凝析现象,流体相态变化复杂,准确描述凝析气藏开发过程中流体流动特征、剩余油气分布特征变得尤为困难,对高效合理可持续的开发凝析气藏的开发方案的选择和后续的动态调整造成了较大难度。本文以A区块凝析气藏开发为例,研究了凝析气藏高压物性实验中流体相态变化、反凝析现象、流体流动特征,以及在凝析气藏开发过程中,生产动态特征及开发方案的选择。首先以区块地质构造特征及认识、地震资料、钻井数据、测井解释成果等,建立了精细描述地层构造和储层属性(孔、渗、饱、NTG)空间分布的三维地质模型,模型孔隙度主要分布在0.08-0.14之间,渗透率主要分布在0.1-0.8mD;其次采用气藏工程法对生产动态数据进行了分析,包括:产量递减规律、油气采收率、地层压力变化,其中产油量目前递减率为14.8%,衰竭式开发天然气采收率约为68.52%,凝析油采收率在26.98%-33.62%之间,循环注气开发凝析油采收率为31.84%-54.18%,实现对未来压力、产量的预测;利用室内实验数据,判别出A区块凝析气藏的相图特点、流体相态变化特征、反凝析过程特点以及流体P-V之间的关系,得到凝析气藏露点压力为14.3MPa,地露压差为1.2MPa,凝析油含量124g/m~3,最大反凝析液量为21.41%,该凝析气藏为中凝析油含量的凝析气藏;以高压物性实验数据、三维地质模型和生产动态数据为依托,进行了PVTi拟合和历史拟合,天然气采出程度为12.84%,凝析油采出程度为7.58%,剩余油气主要富集在中部区域,剩余油气成因为井网控制不住;最后对A区块凝析气藏衰竭式开发和循环注气式开发进行了对比,优选出了适合A区块凝析气藏开发的最优方案为衰竭式开发。在此基础上,对井网系统,包括布井方式、井距进行了优化,得到A区块凝析气藏开发适宜面积井网,最优井距为1400m,最优采气速度为4.75%—5%,使A区块凝析气藏能够更加合理高效地被开发。通过对A区块凝析气藏开发特征及规律的研究,为开发同类凝析气藏提供了经验。
【图文】：

研究技术路线图

断层剖面特征
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2019
【分类号】：TE372

【参考文献】

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本文编号：2602428