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1、特低渗透油藏注气数值模拟研究【摘要】特低渗透油藏因其储层物性差、非均质性严重，在开发过程中存在注水困难的问题。为了研究油藏注气可行性，利用数值模拟软件,在拟合室内实验的基础上展开了5种模拟方案，即不补充能量衰竭、注水驱、注气驱(C()2、N2及干气驱)。研究结果表明：油藏弹性能较低，依靠弹性能采岀程度只有4.1%；同时控制流线和等压线是稳定变化的，水驱前缘均匀推进，导致了注水模拟结果偏高；在注气补充能量屮，3种纯气驱的采出程度比纯水驱的采出程度高，其中在模拟结束时，注C02驱采出程度最高，为49.31%。【关键词】特低渗透
2、油藏；可行性；数值模拟；注气驱；采岀程度4■、八—1—1、刖吕与中高渗透油藏相比，低渗透油藏因其储层物性差、非均质性严重，导致注水开发难度大［1］,而国内外研究表明注气提高釆收率技术在提高低渗透油藏采收率方面具有非常好的应用前景［2］o近年來我国注气开发,取得了突飞猛进的发展，在吐哈衙北油田、温米油田温五区块、长庆靖安、江苏富民、及吉林新立等矿场试验的成功实施，都取得了显著效果，说明注气提高采收率技术在低渗透油藏有广泛应用。室内注气评价研究［3］主要是通过物理模拟和数值模拟手段进行，研究包括注气类型、注气方式、注气压力等方
3、面研究。本次研究选取油藏埋藏深度为1405〜1580m,储层物性差，低压、低孔、特低渗复合圈闭砂岩油藏，其渗透率低，地层流体粘度较高，•且地饱压差小，油藏天然水体很小，边水不活跃，油藏能量难以有效补充。针对所选特低渗透油藏的特点，使用ECLIPSE数值模拟软件建立特低渗油藏三维三相油藏数值模拟模型。结合三维二相油藏数值模拟模型，进行长岩心驱替实验和注气膨胀实验的拟合，然后分别进行自然衰竭、注纯水驱、纯N2驱、纯C02驱、婭类干气驱，并分析各种驱替方式的驱油效率、驱替过程中的动态特征，为油藏选择合理的开采方式提供依据。2、油
4、藏数值模拟2.1精细地质模型的建立根据所选特低渗油藏的特点，使用ECLIPSE数值模拟软件软件建立储层地质模型。根据所选特低渗油藏的静态参数，将研究区纵向上作为3个模拟层，网格数H为60X42X3二7560。模型的主要参数有：所选油藏中部埋深为1520m,原始地层压力为11.05MPa,油层厚度为6.2m,平均孔隙度为11.9%,平均渗透率为7.8X10-3um2，地层原油粘度为20mPa.s,原始含油饱和度为0.56[4]。2.2地层流体相态参数拟合利用Eclipse软件対油藏的原油高压物性进行组分拟合处理，将组分分为7
5、个拟组分（表1）,重点拟合原油物性影响大的参数（饱和压力、气油比、密度、粘度等参数）（表2）,还有拟合注入气体膨胀实验（图1-图3）o3、模拟结果与分析在整个模拟过程中，注采井均采用定井底流压控制（2.0MPa）生产,最大注入井井底流压35MPa（最大压力为模拟区块实际破裂压力），模拟时间为20年。在模拟中总共设计了5种模拟方案，即不补充能量衰竭、注水驱、注气驱（CO2、N2及干气驱）。3.1衰竭模拟结果在不补充能量情况下即不注气或不注水条件下，利用油藏本身降压膨胀的弹性能量进行衰竭方式开采。在模拟结果中，预测5年采出程度
6、为2.99%,在模拟时间10年后的采出程度为4.10%,采出程度增加幅度较小,从图4（模拟5年含油饱和度分布图）和图5（模拟10年后含油饱和度分布图）中可看出模拟时间5年到模拟时间10年的含油饱和度变化较小，且衰竭结束时模型中含油饱和度还比较高。山于储层渗透率低及原油地下粘度较高（原始地层条件下的原油粘度值为20mPa.s,原油脱气后粘度会增大），渗流阻力大，油不易流动，因此衰竭式开采产量很低，采岀程度较低。2.2各驱替方式模拟结果在模拟中设计了4种注入方案：水驱、C02驱、N2驱及干气驱。图6是各种驱替方式（水驱、CO2
7、驱、N2驱及干气驱）的模拟结果对比。从图6中可看出，注水模拟过程中，采出程度在注水初期上升较快，在中后期上升幅度变慢，预测10年后的采出程度为28.51%,模拟结束后的采出程度为36.74%,水驱模拟的采出程度偏高，可能与建立的理想地质模型有关,在模拟过程中，控制流线和等压线是稳定变化的，水驱前缘均匀推进。从图5中还可看出，在各个模拟时间点下，模拟结果显示出三种气驱的采出程度比水驱的米出程度咼，同时，三种气驱相比，C02驱米出程度最咼,其次为干气驱，采出程度最低是N2驱。在模拟结束时，C02驱的采出程度比水驱的采出程度高出
8、14.16%,N2驱采出程度比水驱采出程度高出5.72%,干气驱采出程度比水驱的采出程度高出11.23%,在模拟结束时，C02驱的采出程度比N2驱和干气驱的采出程度分别高出8.43%、2.87%0原因可能是三种气体中，C02与原油Z间的界面张力最小，在原油中溶解度最大，导致原油体积膨胀最大，增加了原油弹
