考虑阻流带的低渗透气藏数值模拟_工程实践

摘要

摘要：长庆气区榆林气田南区下二叠统山2段气藏为典型的低渗透、非均质气藏，地质和动态研究证实该气藏内部存在阻流带，然而常规建模方法无法精细刻画出气井阻流带边界、距离等特

摘要：长庆气区榆林气田南区下二叠统山2段气藏为典型的低渗透、非均质气藏，地质和动态研究证实该气藏内部存在阻流带，然而常规建模方法无法精细刻画出气井阻流带边界、距离等特征参数。为此，以试井解释和动态分析成果为基础，利用泄气面积按矩形边界折算阻流带距离，依据网格步长取整，通过修改传导率建立了东西向1400m、南北向3400m距离的阻流带模型，并与常规模型进行了对比。结果表明：常规模型能够基本拟合的气井所占比例只有18.2%，但考虑阻流带的模型能够较好拟合的气井所占比例达到54.5%，且多数井与实测数据更加接近。此外，考虑阻流带的模型使得拟合工作变得更加容易，同时克服了部分气井参数调整范围过大而导致拟合不合理的弊端，也更加符合气田实际。

关键词：低渗透气藏；非均质性；阻流带；泄气面积；试井；动态分析；数值模拟；榆林气田；早二叠世

长庆气区榆林气田南区下二叠统山2段气藏气水关系复杂，水体发育有限且主要分布在构造西南部。储层非均质性强，砂体东西向边疆性较差。因此，针对该类气藏建立一个真实可靠的地质模型，对于气田后期的开发调整就显得尤为重要^[1～3]。

1 数值模型的建立

1.1 模拟区域及网格划分

以榆林气田南区山2段地质模型为基础，根据气田地质特征及气藏类型，模拟模型采用斯伦贝谢公司Eclipse软件中的E100气水两相模型。网格系统选择角点网格，网格步长取△x=200m，△y=200m，平面上共划分为268×256网格系统。储层纵向上细分3个小层，故总网格数为268×256×3=205824个^[4]。加入流体高压物性、相对渗透率曲线及毛细管力数据建立了动态模型，计算初始储量为718.4×10⁸m³，与地质储量719.21×10⁸m³基本一致。

1.2 模型的动态修正

1.2.1阻流带模型的建立

气田地质研究及气井试井资料(表1)均反映了储层中阻流带的存在。这些阻流带用有限的几何形状建立了流动单元，由于这种分隔流动单元对气体的流动及气井长期生产起了限制作用，它将对储层动态特征产生很大的影响。试井解释和历史拟合有助于认清阻流带的隔挡作用和阻流带的距离。由于气田井数较多，对于全气田模型模拟而言，用不同的阻流带间距进行模拟显然是不现实的。此处应用平均距离值，并在历史拟合中进行调整。统计有试井解释资料的21口井分析结果，多数井表现出矩形定容边界性质，矩形定容区块面积平均为4.7km²，定容区宽长比为1：2.5，考虑模型平面网格步长为200m，依据网格步长取整，将试井解释的阻流带间距变化范围在全气田模型模拟中转化成东-西方向上的平均距离1400m，南-北方向上的阻流带限制河道长度为3400m。这样可以计算出气藏中连通区域面积为1400m×3400m=4.76km²，该结果与试井数据解释结果基本一致^[5～6]。利用该方法模拟的阻流带在整个模型中是连续的，由于试井分析和历史拟合不能排除阻流带间干扰。因此在一些模拟中需要对阻流带作局部处理。

1.2.2渗透率场修正

21口井试井解释确定的渗透率和利用现代生产动态分析法确定的渗透率用来约束渗透率参数场，优先选择试井解释确定的渗透率，其他井采用现代生产动态分析法确定的渗透率值，以测井解释渗透率为横坐标，试井和动态法确定的渗透率为纵坐标，绘制在同一图版上，建立关系式并以此来约束地质模型渗透率参数场^[7]。

2 历史拟合与模型可靠性分析

历史拟合是对地质模型参数场的修正，也是对地质再认识的过程。常规模型历史拟合调参前井口油压拟合较好的井有24口，占所有气井的比例为18.2%，且多数井模型计算压力较实际压力偏高；考虑阻流带的模型压力拟合较好的井约有72口，所占比例达到54.5%，多数井计算压力与实际压力更加接近，空间拟合误差对比图见图1、2。此外，阻流带的引入还克服了历史拟合参数调整有时范围较大、不合理的弊端。Y42-2井试井解释渗透率为0.4mD，表皮系数为-5.8，边界面积1.71km²。常规模型需要将渗透率减小，油压才能基本拟合上，且曲线变化趋势仍然与实际存在较大偏差，显然这种修改是不符合实际的。引入阻流带以后，将渗透率减小为原来的50%，油压迅速拟合到实际水平，压力变化趋势与实际相符(图3)，这也从另一方面证实了阻流带的存在。由此可见，考虑阻流带之后历史拟合工作变得更加容易，部分井甚至不需要调参即可完成拟合，进一步证实了阻流带模型的可靠性。值得注意的是：并不是所以井之间都存在阻流带，还应结合井间干扰分析成果，对部分井间连通区域进行修改。通过反复修改参数场，对每口井进行了压力和产水的拟合，得到模型最终计算储量710.9×10⁸m³，与地质储量719.21×10⁸m³相差不大，误差在5%以内，认为修正后的模型能够基本代表气藏实际^[8]。

3 井网加密研究

在完成历史拟合的基础上，对考虑阻流带的模型进行了计算，得到了更加准确的气藏剩余气分布，Eclipse软件能够定量显示每个网格单元剩余天然气的地质储量。以此为基础，寻找储量动用程度低的“甜点”进行局部加密。设计14口加密井，方案预测指标见表2。从表2中可以看出：井网加密后，储量动用程度提高，气田采收率增加了4.41%。

4 结论

1) 常规数值模拟方法模拟非均质、非连续性气藏难以精细刻画储层连续特征，导致模型与气田实际差别较大。结合试井和动态研究，引入阻流带模型，克服了以上弊端，通过与常规模型历史拟合结果进行对比研究，证实了阻流带模型的可靠性。

2) 基于阻流带模型精确计算了榆林南区剩余气分布，通过设计加密井，预测榆林气田南区采收率提高4.41%，为老气田开发潜力挖潜提供了科学依据。

参考文献

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(本文作者：姜艳东万玉金钟世敏刘晓华邹春梅中国石油勘探开发研究院廊坊分院)