co2混相驱提高低渗透油田采收率数值模拟研究(胜利).pptVIP

CO2混相驱提高低渗透油田采收率数值模拟研究 中国石化胜利油田分公司 地质科学研究院 2008-10月 混相驱优化内容 G89-1块混相驱方案 面积布井方式 260-350米井距 连续注入方式 压力水平保持混相压力以上 年采油速度3% 累计注入0.33PV 分层效果统计 创新点 1、建立了CO2混相驱数值模拟研究流程，实现了混相驱数值模拟技术； 2、提出了CO2网格模型的建立要求，明确了参数界限； 3、确定了CO2混相驱效果及建立模型的敏感性因素； 4、实现了CO2混相驱参数优化。 而如果采用九点差分算法,对角网格与平行网格趋替面积与驱替体积都趋于一致,网格的方向效应不再明显,因此得到结论CO2混相驱应采用九点差分算法,这也是目前最好的解决网格方向效应的方法。 下面再看一下网格步长的主要影响。在应用过程中我们发现，网格步长对co2混相驱的影响程度要远远大于水驱。一般水驱模型中,存在着一个经济网格步长,随着网格步长的进一步减小,采收率趋于一个定值,而运算时间大幅提高,采用经济网格步长会用较短时间得到相对精确的计算结果 但是在混相驱的计算中却不存在这样一个经济网格步长,随着网格步长的进一步减小,采油井见气时间提前,采收率的呈递减趋势, 这主要是由于采用小的网格步长可以较精确的模拟气体粘性指进,因此采油井见气提前,采收率下降,例如分别采用25米和5米网格步长的模型,同样的生产条件下,25米和5米的网格步长含油饱和度30%的网格数占比例由34.3%降到26.9%,采收率由34.4%降到28.5%. 也就是说混相驱适合选取较小的网格步长,但网格步长太小会造成计算成本和的大幅升高以及计算不收敛造成的误差.因此我们建议针对具体油藏作网格步长与采出程度关系曲线 ，作敏感区域的趋势线，外推得到的采收率作为真实的模拟结果，来修正因网格步长原因所造成的预测误差。 状态方程及参数的确定：方程选择适用于含 H2S和CO2等较强极性组分体系的气液平衡计算状态方程：PR3状态方程 方程参数的确定是利用等组分膨胀试验，差异分离、多次接触实验的参数进行回归计算 图中蓝色的实线则为通过回归计算修正状态方程参数后计算的原油参数，与实验值比较接近。 建立的状态方程的最终目的是可以表现CO2混相驱的机理,例如G89-1块拟合的膨胀实验,可以看出随着注入CO2量的增加,原油膨胀系数增加,饱和压力增加,油粘度下降,已经可以表现CO2混相驱的膨胀地层原油,改善原油流动性,形成溶解气驱这三条机理 为了得到更好的混相驱效果,我们对储层特性对CO2混相驱影响进行分析 从细管实验的模拟中可以看出,注CO2后,粘度由驱替前的2毫帕秒变为驱替前缘的0.4毫帕秒和驱替过后的3.7毫帕秒,表现了萃取的机理, 驱替过后,饱和度降为0,表现了降低界面张力提高原油驱替效率的机理 把调整后的相态模型与一维数值模型相结合，并与实测的相对渗透率曲线一起，模拟细管试验：确定混相压力与实验测得一致,验证了我们确定的状态方程的准确性 从分层效果统计上看，混相驱具有层间混相驱效果差异大的特点,13和21层吸气量较多,这两层的采出程度也达到较高,而其它层吸入气量差别很大，层间采收率差异比较大. 这是G89-7井曲线，红色和玫瑰红色分别为混相驱和弹性驱的日产油量，绿色线为混相驱气油比，经分析注气后油井生产分为以下几个阶段，注气后进入第一阶段，能量补充阶段，气油比不变，产量平稳；然后进入第二阶段混相阶段，气油比缓慢上升，油量升高；最后是气体突破阶段，气油比大幅上升，产油量下降，最后气窜关井。 压力水平的选取对混相驱是很重要的, 压力水平要保持在混相压力以上才可取得较好CO2混相驱效果。 采收率随地层压力变化图 (二)压力水平优化 二、CO2混相驱方案优化 混相压力：28.94MPa 注气速度优化结果 注气速度的高低，影响重力分异作用及气体粘性指进。高注速可克服重力分异的作用，过高速度又使气体粘性指进现象更加严重 优选年采油速度为3.0% (三)注气速度优化 二、CO2混相驱方案优化 随着注入PV数的增加，采收率增加，日换油率则成下降趋势，（根据成本油价计算，日换油率小于0.4生产则无效益），选取0.33PV, 为经济注入量。 日换油率与注入PV数变化关系曲线 采收率与注入PV数变化关系曲线 (四) CO2注入量优化 0.33PV 二、CO2混相驱方案优化 二、CO2混相驱方案优化 汇报内容 一、CO2混相驱建模技术 二、CO2混相驱方案优化技术 三、CO2混相驱驱替特点 混相驱与弹性开采开发效果对比曲线 三、CO2混相驱驱替特点 8.16 30.68 混相驱特点1：混相驱能大幅提高采收率； 0.24 31.04 13.46 12.24 5.09 24 0.06 12.