亚凝析油气藏开发方法数值模拟研究
第２８卷第１期
２００７年２月
新疆石油地质
ＸＩＮＪＩＡＮＧＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＩ．ＯＧＹ
Ｖ０１．２８，Ｎｏ．１
Ｆｅｂ．２００７
文章编号：１００１—３８７３（２００７）０１—００９４—０３
柯克亚凝析油气藏开发方法数值模拟研究
牟伟军１，一，车朝山２王新裕２，邓新梁２，陈仕兵２，崔陶峰２宗伟２
（１．西南石油大学，成都６１０５００；２．中国石油塔里木油田分公司，新疆泽普８４４８０４）
摘要：柯克亚凝析气田上油组西四二一西五一气藏是低渗透凝析气藏。为了合理开发该类气藏，进行了布井方式和水平井开采对比研究。在保持西四二一西五一凝析气藏构造主体格局、储集层基本特征与流体相态性质不变的前提下，建立相似的高低渗透混合分布的理想模型。数值模拟研究表明，在相对高渗区布井既有利于高渗透区油气的采出，也有利于低渗透区油气的采出；水平井的单井产能高，生产压差小，可明显提高干气采收率和凝析油采收率，并有效缩短开采年限。
关键词：叶城；柯克亚凝析气田；低渗透凝析油气藏；开发研究；数值模拟中图分类号：ＴＥ３７２
文献标识码：Ａ
柯克亚凝析气田位于新疆维吾尔自治区叶城县境内，上油组西四二一西五一凝析气藏埋藏深度为３１００—３２４５ｍ，以细砂岩为主要油气储集层，带小油环，边水不活跃，水体体积只有烃类体积的１．２倍左右，原始含气面积１９。４
ｋｍ２，
地层压力３９．５ＭＰａ，地层温
度８２℃．储集层岩石具有小喉道、中亲水的特征。西四二和西五一气藏平均孔隙度分别为１２．４６％和１３．０％，平均渗透率分别为２８．７７ｘ１０。３ｔｘｍ２和４１．７３ｘ１０。３Ｉｘｍ２，为低渗透凝析气藏。储集层物性在平面上为中、低渗透呈交错、片状分布，表现出极强的非均质特性【１１。对于柯克亚凝析气田上油组这类非均质性极强的低渗透凝析气藏，尤其是在后期构造、储集层、流体分布等比较明晰的情况下，进行井网调整要综合各种因素，以制定最佳的布井方式，达到经济效益最优化醐。本文应用数值模拟技术［５３，对低渗透凝析气藏的布井方式和水平井开采进行了对比研究。
１布井方式研究
１．１建立试验模型
根据柯克亚凝析气田上油组西Ｎ－一西五一凝析气藏的地质、流体特征，在保持气藏构造主体格局、储
集层基本特征与流体相态性质不变的前提下，建立相似的高低渗透混合分布的理想模型。
（１）模拟网格系统戈方向：１９
ｍｘ２００
ｍ；ｙ方向：
１７ｍｘ２００
ｍ；名方向：１
ｍｘ３０ｍ．
模拟网格系统如图１所示。
图１模拟网格系统
（２）储集层参数模拟区域内可分相对高渗透区
（图１中红色部分）和相对低渗透区（表１）。
表１模拟区储集层子Ｌ渗参数
（３）油气、油水界面油气界面海拔为一１４４０ｍ，
油水界面海拔为一１
４８０ｍ．
（４）ＰＶＴ参数根据柯克亚凝析气田的实际情况，原始流体样品并未真正取到，采用１９９６年１１．Ｈ柯２３３井取得的流体ＰＶＴ样品，实验室分析其相态性质，然后用ＰＶＴ相态软件拟合和恢复。修正后西四二一西五
一凝析气藏原始流体的样品各组分浓度见表２．
原始露点压力：３９．５ＭＰａ；原始凝析油含量：５６８
收稿日期：２００６—０４—２９
修订日期：２００６—０６—１７
，
作者简介：牟伟军（１９７３一），男．重庆人，在读硕士研究生，油气饪ｉ开发，（Ｔｅｌ）０９９８—７５２３６３７（Ｅ—ｍａｉｌ）Ｈ１０ｕ喇８８８８＠ｓｏｈｕ．ｅｏｍ
第２８卷第１期牟伟军，等：柯克亚凝析油气藏开发方法数值模拟研究
表２修正后原始流体样品各组分浓度“
五ａｏｌ／Ｌ组分
浓度
组分
浓度
组分
浓度
，组分
铱度，，
Ｎ２３．５５Ｃ３２．６２ｉＣ。０．４６
Ｇ
Ｕ２
Ｃ０２Ｏ．２５
ｎ１２４
１：５７Ｃ６
Ｌ３９Ｃｉ７４，４４９
ｉＱ
．０．９３
Ｃ，
３．３１１
Ｃ２。
７．４２，ｎＣ，０．９４
Ｃ８
Ｌ８
ｇ／ｍ３；原始凝析油相对密度：０．７２６４；等容衰竭过程最大反凝析液量：在压力为２４．４ＭＰａ时为２７．３２％．
（５）储量计算根据模型的有关参数，通过模拟计算，得到试验模型原始储量，见表３．
图２不同布井方式在开采末低渗透区剩余油气储量
表３试验模型原始储量
１．２布井方式设计
在所设计的试验模型中，全气藏总井数８口，根
据井在高、低渗透区的不同分布情况，共设计５种布
井方式，具体见表４．
表４布井方式情况
号薮
井名
薮
井名
１０８Ｂ１、Ｂ２、Ｂ３、Ｂ４、Ｂ５、Ｂ６、Ｂ７、Ｂ８２２Ｚ４、Ｚ５
６Ｂ１、Ｂ３、Ｂ４、Ｂ５、Ｂ６、１３８３４Ｚ１、Ｚ２、Ｚ７、Ｚ８
４Ｂ２、Ｂ４、Ｂ５、Ｂ７４６Ｚ１、Ｚ２、Ｚ４，Ｚ５、Ｚ７、Ｚ８
２１３４、Ｂ５
５
８
Ｚｌ、Ｚ２、Ｚ３、Ｚ４、Ｚ５、Ｚ６、Ｚ７、Ｚ８
０
１．３模拟结果的对比分析
（１）合理产能比较从模拟试验结果分析，在井数一定的情况下，集中在高渗透区布井将使气藏具有更高的产能（表５）。
表５各种布井方式下气藏合理产能计算结果
序
壹望鋈堕茎
堡望鎏堕茎
全气藏
日产量压差稳产年限
产量压差稳产年限日产草
亏ｔ１（１０。ｍ３）（
ａ）
（ａ）
（
ＥｔＭＰ］０ａｍ３）（ＭＰａ）
（ａ）
【１０４ｍ。）
２．８１５．１２．４１３．０２．０】２．４２．０１０．８
Ｏ．Ｏ
２２．４４０．４
５２．８６２．２７０．４
（２）开发效果比较从模拟试验结果分析，在井
数一定的情况下，集中在高渗透区布井具有以下优
点：①在稳产期内，气藏具有更高的油气采出程度；②至气藏废弃，相对低渗透区剩余储量最小（图２）；③在稳产期或开采结束，气藏的干气采出程度、凝析
油采出程度最高，地层压力最低（表６）。
在高渗透区布井，不但整体开采指标最好，而且
相对低渗透区采出量也最大。也就是说，要采出低渗透区储量，直接在低渗区布井的低渗透区采出量反而低于在高渗透区布井的低渗透区采出量，在相对高渗透区布井比在相对低渗透区布井更有利于低渗透区油气的采出。
２水平井开采机理分析
２．１建立试验模型
以柯克亚凝析气田上油组西四二一西五一凝析气藏储集层基本性质和流体相态特征为基础，根据模拟研究的需要，建立单并模拟模型（表７）。
表７地质模型建模参数
储集层参数ＰＶＴ参数
渗透率
孔隙度有效厚度
露点压力地层温度（１０３¨ｍ一
（ｆ）
（ＩＦＩ）
（ＭＰａ）（（℃）
４０
Ｏ．１２
８
３０
７８
２．２模拟实验方案设计
设计了直井与水平井两种不同的开采工艺，这两
个方案单井稳产时间相同（同为１４ａ），单井废弃产量
同为１．０ｘ１０４ｍ３／ｄ．水平井水平段走向为戈方向，水平段长度为６００
ｍ．
，．
２．３水平井与直井模拟结果比较’
两个方案凝析油采出程度、干气采出程度与时间关系对比见图３．
由图３可知，水平井优越于直井之处主要表现
一代一㈤一；霎泓㈣ｊ蔷觚…一～一㈤一：２ｍⅢⅢ∞一
一擀～一｜奏一一一㈣一一一一一一～一一㈣譬｜；…一一墓瓣茹一
Ｏ０
２
７
８
０Ｂ¨９
８４
５
新疆石油地质
图３两个方案凝析油采出程度、干气采出程度与时间关系
在：①在相同稳产年限的条件下，水平井的单井产能高，生产压差小，产能递减期短，可有效地缩短开采年限。②在同为２０年的开采期末，水平井可明显提高干气采收率和凝析油采收率。２．４水平段长度对开采效果的影响
模型设计参数：水平段走向为戈方向；渗透率：
Ｋｘ＝Ｋｙ＝５ｘ１０＿３“ｍ２，砭＝２．５ｘ１０－３斗ｍ２；
水平段长度：１００
ｍ、２００ｍ、４００ｍ、６００ｍ、８００ｍ、
１０００
ｍ．不同方案模拟结果对比见表８．
，ｋ平
璺茎主堂窒茎查茎墨堂塑型些
拳专胪气盔霎犟蠢嫠勇气ｆ眦铲油舻气徽纂举蠡
（ｍ）（１０ＳｍｊｆＭＰａｌ『（ａ）ｆＭＰａ）（ｍ－３／ｍ３）（１０ｈ０（１０％３）（％）（％）（ａ）
从表８可以看出：①在稳产期产能相同的情况下，随着水平段长度的增加，生产压差逐渐缩小，稳产时间逐渐延长。②至单井废弃末，水平段越长，气藏废弃压力越低，气采出程度越高，但是凝析油采出程度
却表现为下降又上升的规律（图４）。③水平段越长，
经济开采年限越短（图４）。
根据模拟结果对比，水平段长度达到４００１１１，就可以达到较好的经济效益。在工艺技术允许的情况
图４水平段长度与开采年限关系
下，可适量加长水平段的长度。
３结论
（１）对于低渗透非均质凝析气藏，在井数一定的情况下，集中在相对高渗区布井方式将使气藏具有更高的产能。
（２）在相对高渗透区布井不仅有利于相对高渗透区油气的采出，而且也有利于相对低渗透区油气的采出。
（３）在相同稳产年限的条件下，水平井的单井产能高，生产压差小，产能递减期短，可有效地缩短开采年限，而且水平井可明显地提高干气采收率和凝析油采收率。
（４）在稳产期产能相同的情况下，随着水平段长度的增加，生产压差逐渐缩小，稳产时间逐渐延长。
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ＮｕｍｅｒｉｃａｌＳｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｆＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎＭｅｔｈｏｄｓｆｏｒＫｅｋｅｙａＣｏｎｄｅｎｓａｔｅＯｉｌ．ＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＭＯＵＷｅｉ－ｊｕｎｌ２，ＣＨＥＣｈａｏ—ｓｈａｎ２，ＷＡＮＧＸｉｎ—ｙｕ２，ＤＥＮＧＸｉｎ＇ｌｉａｎ９２，ＣＨＥＮＳｈｉ—ｂｉｎ９２，ＣＵＩＴａｏ?ｆｅｎｇ，ＺＯＮＧＷｅｉ２
ｆ１．ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１０５００，Ｃｈｉｎａ；２．ＴａｒｉｍＯｉｌｆｉｅｔｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，
Ｚｅｐｕ，Ｘｉｎｊｉａｎｇ８４４８０４，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｘ４２一Ｘ５１ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆＫｅｋｅｖａｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｇａｓ
ｆｉｅｌｄｉｓ
ａ
ｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ
ｇａｓ
ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｆｏｒｒａｔｉｏｎａｌｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎｏｆｔｈｉｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．
ｔｈｅｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓｓｕｃｈａｓ
ｓｕｉｔａｂｌｅｗｅｌｌ
ｐａｔｔｅｒｎ
ａｎｄｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｄｒｉｌｌｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｒｅ
ｓｔｕｄｉｅｄ．Ｏｎｔｈｅｐｒｅｍｉｓｅｏｆｔｈｅｍａｉｎｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ
ｆｒａｍｅｗｏｒｋ．ｂａｓｉｃｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃ
ａｎｄｏｒｉｇｉｎａｌ
ｆｌｕｉｄｐｈａｓｅｂｅｈａｖｉｏｒｐｒｏｐｅｒｔｙｏｆＸ４２．Ｘ５１ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．ａｎａｎａｌｏｇｙ
ｍｏｄｅｌｆｏｒｈｉｇｈ
ａｎｄ
ｌｏｗ
ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ—ｍｉｘｅｄ
ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｓｄｅｖｅｌｏｐｅｄ．Ａｐｐｌｙｉｎｇｎｕｍｅｒｉｃａｌｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｔｈｅｍｅｔｈｏｄｓｆｏｒｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｉｔｈｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｒｅｓｔｕｄｉｅｄ．ＴｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｌｏｃａｔｉｏｎｏｆｗｅｌｌｉｎｈｉｇｈｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｒｅａｂｅｎｅｆｉｔｓｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｂｏｔｈｈＪｉｇｈｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｒｅａａｎｄｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｒｅａ；ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ／ｄｒｉｌｌｉｎｇｉｓｏｆｈｉｇｈｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙａｎｄｌｏｗｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ．ｈｅｎｃｅ。ｔ｝ｌｅｒｅｃｏｖｅｒｙｏｆｇａｓｏｒｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｃｏｕｌｄｂｅｅｎｈａｎｃｅｄｏｂｖｉｏｕｓｌｙａｎｄｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｐｅｒｉｏｄｏｆｓｕｃｈｆｉｅｌｄ
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