喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文【优质3篇】
喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文 篇一
石油工业是世界上最重要的能源产业之一，油田开发是石油工业的核心部分。喇嘛甸油田是中国重要的油田之一，萨一组油层是该油田的重要产层之一。为了提高油田开发的效率和收益，喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究成为必要的工作。
数值模拟是一种通过计算机模拟物理现象的方法，它可以帮助工程师和科学家预测和分析复杂的现象。在油田开发中，数值模拟可以用来模拟油田中的流体流动、岩石变形和油气采集等过程。通过数值模拟，我们可以评估不同开发方案的效果，优化生产操作，减少资源浪费。
在喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究中，我们首先需要建立一个合适的数学模型。该模型需要考虑油气的产出、注入气体的压力和体积等因素，并结合岩石的物理特性和地质结构来进行模拟。然后，我们可以使用数值计算方法来求解模型，得到各个参数的变化规律和油田开发的效果。
通过数值模拟研究，我们可以评估不同的注气开发方案对油田产能的影响。同时，我们还可以优化开发方案，选择最佳的注气压力和体积，以达到最大的产能和经济效益。此外，数值模拟还可以用来预测油田的生产周期和油气采集的效果，为油田的长期开发提供决策依据。
综上所述，喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究是提高油田开发效率和收益的重要工作。通过数值模拟，我们可以评估不同开发方案的效果，优化生产操作，减少资源浪费，为油田的可持续开发提供支持。
喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文 篇二
石油工业是世界上最重要的能源产业之一，油田开发是石油工业的核心部分。喇嘛甸油田是中国重要的油田之一，萨一组油层是该油田的重要产层之一。为了提高油田开发的效率和收益，喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究成为必要的工作。
数值模拟是一种通过计算机模拟物理现象的方法，它可以帮助工程师和科学家预测和分析复杂的现象。在油田开发中，数值模拟可以用来模拟油田中的流体流动、岩石变形和油气采集等过程。通过数值模拟，我们可以评估不同开发方案的效果，优化生产操作，减少资源浪费。
在喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究中，我们首先需要建立一个合适的数学模型。该模型需要考虑油气的产出、注入气体的压力和体积等因素，并结合岩石的物理特性和地质结构来进行模拟。然后，我们可以使用数值计算方法来求解模型，得到各个参数的变化规律和油田开发的效果。
通过数值模拟研究，我们可以评估不同的注气开发方案对油田产能的影响。同时，我们还可以优化开发方案，选择最佳的注气压力和体积，以达到最大的产能和经济效益。此外，数值模拟还可以用来预测油田的生产周期和油气采集的效果，为油田的长期开发提供决策依据。
综上所述，喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究是提高油田开发效率和收益的重要工作。通过数值模拟，我们可以评估不同开发方案的效果，优化生产操作，减少资源浪费，为油田的可持续开发提供支持。
喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文 篇三
关于喇嘛甸油田萨一组油层注气开发数值模拟研究论文
论文摘要:喇嘛甸油田萨一组油层注水开发后，套损严重，水井停注层多，油层动用程度低。为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，探索注气开发萨一组的可行性，本文通过优选研究区块，运用数值模拟技术，对注气开发的方式、井网、井距以及合理的注采强度进行了研究，对不同注入方式、不同的井网井距进行了筛选，得出最佳的注入强度，并确定212m五点法面积井网开发效果较好。
论文关键词:数值模拟;注入强度;注入方式;套损
1问题的提出
喇嘛甸油田萨一组油层总储量3108×104t，为防止和控制套损，接近50％的注水井点采取停注和控注措施，导致采出程度低，目前萨一组油层采出程度只有26.7％。为有效改善萨一组油层的开发效果，同时避免套损状况的加剧，计划开展萨一组注气开发可行性技术研究。充分利用喇嘛甸油田丰富的天然气资源，探索萨一组油层注气防套损及挖潜内部剩余油的有效方法。并且根据国内外231项注气驱油的经验，注气作为比较可行的提高原油采收率的方法，提高采收率可达到5％。通过注入气与地下原油的混合形成混相，利用分子扩散、微观对流弥散和宏观对流弥散、重力分离等作用扩大波及体积和驱油效率，最终达到提高采收率的目的。因此，对于喇嘛甸油田而言，充分利用天然气资源，有效开发剩余地质储量具有重要意义。
2萨一组油层地质特点
2.1储层沉积特征
萨一组属于三角洲前缘相沉积，整体上以席状砂体沉积为主。萨一组油层韵律明显，主要属于多段薄互层的单砂层沉积，从电测曲线的特征上从上至下总体表现为很薄的单砂层、小型互层的厚砂体、正韵律、小型箱状四种特点。
萨Ⅰ1：砂体不发育，主要以尖灭及表外储层为主，河道砂与席状砂零星分布，连通性比较差。
萨Ⅰ2：主要发育表外储层及非主体席状砂，河道砂零星发育连通性较差。
萨Ⅰ3：主要发育非主体席状砂、主体席状砂及表外储层，河道砂局部发育，连通性较好。
萨Ⅰ4、5：主要发育主体席状砂，同时还发育一定规模的水河道砂，主要以一、二类连通为主，连通性比较好。
总的来说，北北块萨Ⅰ1～2沉积单元大部分以席状砂沉积为主，水下河道砂不发育，砂体之间的连通性比较差；而萨Ⅰ3、4+5沉积单元在发育席状砂同时，还发育一定规模的水下河道砂，因而砂体连通状况相对要好于
2.2储层连通特征
通过对典型区块萨一组储层连通特性统计表明，萨一组各沉积单元连通率在20.0%～93.8%之间。其中萨Ⅰ3、萨Ⅰ4、萨Ⅰ5沉积单元连通性较好，连通率分别为81.3%、82.5%、93.8%，而其它沉积单元连通性较差。
3研究区模型的建立
3.1地质模型的`建立
根据该区块精细地质研究成果，充分考虑地层平面非均质性，利用Petrel软件进行了相控插值，建立数值模拟精细地质模型，网格节点划分为47×41×30=57810，网格属性（孔隙度、渗透率、有效厚度）进行相控插值，真实地反映地层的变化趋势。试验区实际区块在纵向上有30个小层，模型中充分考虑了层间矛盾，将30个层独立成层，划为30个模拟层。
采用角点网格，通过调整网格块之间的距离，尽量使油水井处于网格中心位置，提高计算精度和速度，建立初始化静态模型。
收集、整理了模拟区块168口井的生产动态资料（包括油水井射孔、补孔、压裂、酸化、堵水等措施），分析该试验区的动态特征，整理成Eclipse接受的数据格式，形成动态数据流，针对产油、产水等参数对地质模型进行修正。并且利用同位素资料、环空找水资料，结合萨一组实际计算结果调整单井的层间矛盾，对于单井、单层进行更加细致的模拟，建立符合油田开发实际要求的动态模型，为历史拟合奠定基础。
3.2历史拟合结果
该区块历史拟合阶段采用Eclipse黑油模拟器E100，角点网格，全隐式求解。整个模拟过程所涉及的相态为：油、水、气和溶解气。初始状态只有油（含溶解气）、水两相。通过对该试验区的计算模型的可调参数的反复修改、计算，使计算模型尽量趋近实际地质模型，更能代表油田实际的地质模型，为预测最终采收率，预测未来油田产量、含水、压力的变化趋势，同时进行各种开发方案的计算和优化。
通过对各种参数以及产油、含水等关键性指标的调整，全区拟合符合率达到95%以上，单井符合率在70%以上。截至目前，模拟区实际地质储量1179×104t，模型计算为1193.26×104t，高出实际储量的1.2％；按照实际液量设计的要求，拟合末期实际采出程度达到30％左右，模型计算达到了29.13％，低于实际0.8个百分点；拟合末期实际综合含水率为94.9％，模型计算为94.8％，低于实际含水0.1个百分点。
3.3剩余油分布状况
通过对喇嘛甸油田模拟区的动态模拟结果进行分析，从平面上剩余油主要分布在注采不完善部位：一是断层两侧，由于井网不完善存在剩余油；二是河道砂末端及河间砂边部，由于相带突变造成几个方向或某一方向有注无采（有采无注）存在剩余油；三是两种相带相交过渡部位，由于沉积成分和层内结构复杂，使其成为两个相带各自动力单元的边缘地带，受注水波及程度差，存在剩余油；四是物性较差的薄差油层，由于受平面非均质和层间干扰等影响存在剩余油。 从纵向上剩余油分布看，北北块一区萨一组剩余油主要分布在以大型曲流河道沉积的SⅠ2层段。
4合理注入方式的选择
4.1合理井网的选择
分别模拟300米井距下九点法井网、七点法井网、五点法井网、四点法井距等不同井网状况，选择合理的注入量，对比实际模型中的模拟结果，确定合理的井网。根据以上的研究结果，并且充分考虑到开采时间、采收效率，在实际当中应采用五点法或九点法井网进行注气开发。
4.2合理井距的选择
分别对212m、150m、106m井距情况下，五点法井网和九点法井网的模拟结果，确定适合该研究区块的井距。综合分析，注气并不是井距越近越好，井距越近，采出井的气油比上升越快，关井越早，采出程度并不高，存在一个合理的井距，对于五点法来说，212m井距采收率最高。
4.3注气方案设计优选
在原有井网生产状况下，新井投入生产，作为基础方案，在模型中进行数值模拟研究，计算含水达到98%为止，萨一组最终采收率为37.69%。分别设计300m九点法面积井网、212m五点法面积井网、150m五点法面积井网、106m五点法面积井网时，方案计算含水达到98%为止，预测其变化规律。对比各种方案的预测结果，最终确定采用五点法212m井距，气水段塞交替注入，其它层关闭，注气强度为1960.78m3/d?m，气水段塞大小0.05PV，对萨一组进行有效开发，采出程度预测可达到51.43%。
5几点认识
5.1注气开发过程中，交替注入是控制天然气流度，防止气体过早突破的常用方法，交替注入的一个重要参数是段塞大小和气水比，通过建立理想的三维地质模型，利用数值模拟研究技术，设计多套模拟方案进行计算，分别对比不同井网、不同井距、不同注入强度下的开发效果，获得在进行水气交替驱时的合适段塞大小和气水比及其它合理参数。
5.2综合分析数值模拟结果，萨Ⅰ组水驱后剩余油的分布，从纵向看在低中渗透层，从平面看在液流两翼部位，这是今后采取进一步提高采收率措施时的重点目的层。
参考文献
[1]王宏伟，李景禄，黄伏生，等．喇嘛甸油田特高含水期油田开发理论与实践[Ｃ]．北京：石油工业出版社，2003．15～18．
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