火山岩气藏双重介质数值模拟技术及应用

郭世超

（吉林油田公司勘探开发研究院 吉林松原 138000）

长岭气田营城组气藏地质条件十分复杂。为了能够反映构造、岩体、裂缝对流体流动的影响，建立裂缝双重介质模型，通过双重介质数值模拟，更真实的模拟气藏实际，指导下一步气藏开发对策。

1 平面网格及模拟层的划分

本次数值模拟平面网格的划分遵循以下原则：网格系统采用国际上目前比较流行的Eclipse软件通用的角点网格系统；网格方向与断层及裂缝方向一致，即X方向为北东向，Y方向为北西向；尽量适应井的位置，保证两口井之间至少有三个空网格。因此，根据以上原则，长岭气田平面上划分为168×111网格系统，网格步长Δx=100m，Δy=100m。

本次数值模拟主要研究长岭气田营城组火山岩储层，营城组火山岩纵向上模拟小层的划分考虑了以下因素：模拟小层的划分既要满足研究问题的需要，又要反映气藏实际情况；模拟层的划分要反映出火山岩体的岩性、岩相变化，又要反映内部结构和接触关系；适应分层压裂、分层测试、合层开采的要求。

纵向上，根据气藏沉积韵律发育特点、开发层系划分以及计算机内存和模拟时间的限制，将长岭气田营城组气藏纵向储层划分为25个模拟层，各层采用不等距网格，部分井井周进行局部网格加密处理。由于采用双重孔隙介质模型，故总网格数为168×111×50=932400个。

2 地质模型的建立

2.1 构造模型

三维构造模型是地质体的离散化，用于定量表征构造和分层特征。一般用各网格块的顶深和地层厚度数据体来体现，它表征顶面构造几何形态的高低起伏及各网格块间的空间相对关系。

2.2 储层骨架模型

储层骨架模型是以数据体的形式来表征地质体中的储层结构，即储层的几何形态、连续程度和配置关系。储层骨架模型主要由储层厚度和有效厚度两类数据体组成。储层厚度表征各网格块中渗透层的大小；而有效厚度则表征各网格块中含气层的大小，为气藏数值模拟提供储层对气水的约束骨架。

2.3 物性参数模型

物性参数模型是地质模型中的重点。在裂缝性气藏中，基质和裂缝均存在孔隙度和渗透率场。在物性参数中，孔隙度的非均质性比渗透率要弱，其变化不大；而渗透率的变化幅度大，非均质性强。由于天然裂缝的存在，使渗透率在平面上的变化更具明显的方向性。物性参数模型中既包括基质孔隙度和渗透率模型，又包括裂缝孔隙度和渗透率模型。

2.4 气水分布模型

气水分布模型是以数据体的形式定量表征地质体中气水的空间分布，具体来说，就是要给出每个网格块的含气、水饱和度。气水分布模型中既包括基质的气水分布模型，又包括裂缝的气水分布模型。

3 岩石及流体的物性参数

3.1 气水相渗曲线

长岭火山岩相渗资料来自实验资料，相渗曲线见图1。对于裂缝气水相对渗透率，由于没有实验数据，模型中采用两条斜交叉直线，见图2。

图1 火山岩基质水驱气相渗曲线图

图2 裂缝水驱气相渗曲线图

3.2 气体PVT参数

在Eclipse软件中需要的气体PVT参数包括：天然气体积系数和天然气粘度。由于缺少实验数据，天然气体积系数和天然气粘度均采用经验公式计算，计算使用的天然气比重为0.8367，地层温度139℃，CO2摩尔含量25.91%，N2摩尔含量5.66%。

3.3 地层水物性参数

根据长岭气田地层水资料，地层水矿化度为21531.8ppm。采用经验公式计算地层水物性参数，水的压缩系数为5.5746×10-4MPa-1，水的体积系数1.070032，水的粘度0.297903mPa.s。

4 历史拟合研究

本研究在气藏模型的基础上，对长岭气田的试采动态进行了历史拟合。

4.1 水体体积

长岭气田火山岩储层在西、南、北部边界附近存在一定的边底水。模型计算的地下条件下的水体倍数约为14.95倍。

4.2 登娄库组的影响考虑

根据生产动态分析成果，上覆层的登娄库组跟本次研究的营城组之间存在明显的流体交换，经产出气CO2含量分析，登娄库组气藏有15口井与营城组关联；关联井以长深平1、长深平2、长深平4和长深平5等4口井为主；为定量的分析登娄库组气井对于营城组气藏的动态影响，在营城组气藏设置相应的虚拟气井，以定量的模拟不同区域的干扰和影响。在模型中分别设置CSDP1、CSDP3等15口虚拟气井，气井的产量设置按照动态分析成果。

4.3 生产动态的拟合

本次研究对于那些经实践检验、精度较高的参数和数据直接引用；对构造形态参数不做修改；对井间储量参数在拟合初期仅局部小幅调整，井点数据不修改；由于储层平面和纵向上的非均质性，允许对相对渗透率曲线形态做适度调整，在整个历史拟合过程中，主要通过调整储层渗透率和井间的传导率以拟合整个气藏及单井的产水量，以达到历史拟合的目的。

图3 气藏日产气拟合曲线图

拟合过程中采取的工作制度为定气量生产。气藏拟合结果见图3和图4。从拟合曲线图可见，模型计算的地层压力、井底流压和实测的地层压力、井底流压非常接近，拟合结果好。

图4 气藏日产水拟合曲线图

5 气藏控水稳产方案

5.1 采气速度优化

针对所有气井进行优化配产，其中7口井产量维持优化后配产与目前产量差别较小，维持现状生产；11口井降产开采，控制水侵速度，主要位于构造高部位及临矿区线附近；15口登娄库组虚拟井维持历史拟合最后一个时步劈分产自营城组的产量。

5.2 排水采气

对低产量的出水井进行主动排水后，产气量反而有所增加，证实排水和采气是两个不矛盾的过程，可同时进行。考虑将目前水侵影响较大、产量较低、位于构造低部位的CS1-1、CS103井进行排水采气，根据目前气井产水量，参考威远排水采气经验，排水量设计为目前气井出水量的1.0～2.0倍，分别日排水80m3、50m3。CSP7井出水量较大，保持目前生产制度，等效为排水。在数值模拟软件中将气井定产气量的配产改为定产水量的配产，在ECLIPSE中是将GRAT改为WRAT。

5.3 堵水

对于构造中、低部位CSP8、CSP11、CSP14、CSP1和CSP4等气井，通过在水侵通道上注水泥桥塞或高分子堵水剂，从而降低水相渗透率达到堵水效果。从数值模拟各单井的产水产气剖面，水平段下端出水量大、产气量小，选择此类层段进行封堵。数值模拟软件中在历史拟合的模型基础上，将单井出水最多的网格（底水气藏一般都是最下面、距离底水最近的网格）封掉，即将射孔层OPEN改为SHUT；在实际工作中一般是先安排生产测井，测水平段的流体剖面，然后下连续油管等工具将流体剖面上产水最多的层段进行封堵。

5.4 增压

对气井进行井口增压，降低气井的输压，达到延长稳产期的目的，本次设计增压后的井口输压为2.0MPa。单井的井口增压后，稳产时间明显延长，增压效果显著。

5.5 方案组合优选

根据长岭气田的生产动态特征及地质再认识，在历史拟合的基础上，结合合理配产研究结果，对气井的产气量、产水量等指标进行预测。优化配产后，能有效延长稳产期3年以上；降低井口输压和排水采气、堵水对于控水稳气和提高最终采收率的效果都较为显著；从气藏累产气和经济效益等角度出发，推荐调产+排水+堵水+增压方案作为实施方案，最终采收率65.3%。相比基础方案采收率提高了6.7%。

6 结论

（1）在地质模型建立过程中，创新建立了裂缝模型，同时加入基质系统，通过粗化及属性运算，生成最终的裂缝双孔双渗模型；

（2）结合气藏的产水特征和生产状况，有针对性的提出了降产、堵水、排水采气和井口增压降低输压等控水稳产技术政策；

（3）完成气藏数值模拟研究，取得了较好的历史拟合效果，并根据已提出的控水稳产技术政策，对气藏下一步的生产提出了设计方案，分别完成方案的预测工作，从预测结果来看，本次研究提出的控水稳产技术政策都具有一定的增产效果。

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