井筒-地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法技术

本发明专利技术公开了一种井筒

Simulation method of drainage and gas recovery measures for wellbore formation integrated tight gas reservoir

【技术实现步骤摘要】
井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法


[0001]本专利技术涉及气藏排水采气措施仿真模拟领域，具体涉及一种井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法。

技术介绍

[0002]我国致密气藏分布范围广，地质资源量大，例如我国勘探开发效果最好的致密气田为位于鄂尔多斯盆地的苏里格气田，该气田探明储量达到3.32
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m3。但其物性差，与常规气藏相比，自然生产产能低，产量压力递减快，稳产期短，因此提高单井产能及油藏采收率是贯穿致密气藏开发全生命周期的主题。
[0003]水力压裂能提高储层动用程度，然而受压裂液与地层水的影响，随着井控范围内天然气开采，井筒附近地层能量下降，井筒内天然气流速也会随之降低，当气流速度低于临界携液流速时，地层返排的压裂液与生产的地层水不能完全被天然气携带出井筒，将导致井筒积液，天然气产量逐渐降低为零。这种情况下则需开展排液采气措施。
[0004]矿场常用的排液采气措施主要有人工气举、泡排、射流泵、电潜泵等。排液采气措施受制于储层中液量多少，当气藏本身无地层水，井筒积液只是压裂液或者少量凝析水时，一次气举或者泡排就能彻底解决问题了；当气藏本身存在地层水时，就需要结合地质认识及生产动态两方面来辨别井控范围内的地层水是局部封存地层水，还是边、底水。如果是局部封存地层水，仅需多次气举或泡排即可排完该地层水。但如果储层存在边底水时，多次气举或泡排后，井筒积液仍旧不能彻底解决，而且不排液就不出气，产液量也在随着开采上升，就需要考虑下入射流泵、电潜泵等开展排液采气措施了。
[0005]然而现有的排液采气措施方案几乎都是基于生产动态数据，结合对应的井筒管流模型设计的，排液后该井增产量也是依据积液前的产气量与积液后的产气量直接相减得到，这样就忽略了排采过程储层压力实时变化以及流体在储层中的分布、渗流等对排采效果的影响。由此可见，现有排采措施设计方法在排采效果预测算法和精度等方面，仍存在较大局限性。而排采效果预测精度，直接事关排采措施选择、效益计算以及对应投资预算。气藏数值模拟技术可三维精细刻画储层非均质性、气水分布以及快速多方案可视化定量预测及对比各排采措施的效果，井筒数值模拟技术可以精细刻画不同井身结构、流体类型条件下的管流模型。因此，研制一套井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，对指导致密气藏排液采气，快速高效恢复积液井产气能力具有重要意义。

技术实现思路

[0006]针对上述技术中存在的不足之处，本专利技术提供一种井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，该方法通过储层渗流
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井筒管流一体化仿真模拟，解决了由于未考虑排采过程储层气水分布、渗流及储层压力实时变化等影响，造成致密气藏各排采措施效果预测误差大的问题。
[0007]本专利技术的另一个目的在于提供一种井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真
模拟方法，该方法解决仅采用井筒管流模型预测排采措施效果精度低，造成排采措施选择不当，导致效益计算、对应投资预算误差大的问题，基于地层渗流
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井筒管流一体化模型，深入分析电潜泵对积液井排采效果的影响，为矿场排采措施实施提供理论指导。
[0008]为实现上述目的，本专利技术是这样实现的：
[0009]一种井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，包括如下步骤：
[0010]步骤一，建立三维数值模拟模型。结合三维构造地质模型、属性模型、流体高压物性参数以及相渗、毛管力等岩石高压物性参数，建立三维数值模拟模型。
[0011]步骤二，模型饱和度场及压力场初始化。三维数值模拟模型初始化主要包括压力场初始化及饱和度场初始化。
[0012]初始饱和度分布主要取决于地层孔隙结构，其中毛管力起着主要作用。计算过渡带流体饱和度分布，需要计算过渡带高度，而过渡带高度主要受相渗曲线中端点值以及气水界面与最大毛管力等数据的影响，过渡带饱和度也是主要根据毛管力曲线来计算。饱和度分布计算中，将气水界面以下的含水饱和度设为在气水相渗曲线中提供的最大含水饱和度；将气水界面以上的含气饱和度设为气水相渗曲线中提供的最大含气饱和度，过渡带含气、含水饱和度由提供的毛管力曲线计算获得。
[0013]气藏初始压力分布主要取决于气藏埋藏深度和流体地下密度，首先是将流体属性部分提供的气水地面密度折算为地下密度，然后基于参考点深度和该深度对应的参考压力以及气水界面深度，结合气水地下密度计算模型中其他深度对应的网格块气水相压力。
[0014]步骤三，初始化天然气储量拟合。储量是一个气藏最重要的属性之一，与后期数值模拟历史拟合中物质平衡及压力拟合有着及其密切联系，拟合储量如果较矿场真实储量偏大，则稳产时间偏长，压力迟迟降不下去；如果拟合储量较小，就需要调大渗透率等参数去拟合压力，将造成储层渗流模拟失真，后期排采措施效果预测误差大。因此要通过现场核实的分层储量及总储量，开展地质储量拟合。
[0015]步骤三后，还可以进一步包括有初始化质量检查。模型在初始状态应该是不发生流动的，如果模型中流体初始条件发生流动，那就意味着初始状态不平衡，即便没有任何井生产也有流体流动以及物质交换，这种情况下的模型是不稳定的。因此初始化结束后，需要在不加井、不上任何措施的情况下让模型运行20年，检查静压以及天然气地质储量是否随时间变化。特别是非平衡初始化，可能存在没有措施的情况下，静压、储量变化明显，说明模型不收敛、初始不稳定，需要考虑采用毛管力标定方法对模型进行处理。
[0016]步骤四，气藏衰竭开发阶段气、水产量及压力等监测数据历史拟合。建模阶段孔渗等属性模型资料来源于单井测井数据，一方面测井数据比较粗糙，另一方面井间网格物性参数都是通过地质统计学数据分析、插值生成的，特别是井间物性存在极强的不确定性。因此，需要结合衰竭开发阶段气水产量、静压、流压、油压等一系列生产动态资料来反演井间物性参数，使模型计算结果与气藏开发历史一致。首先应对储层属性、流体高压物性、矿场测试结果等不确定性参数进行敏感性分析，然后结合实验室岩心测试、工程测试及解释(系统试井、不稳定试井、探边测试、干扰测试和产吸剖面测试等)等资料确定历史拟合调参思路，最后依据调参思路逐步进行历史拟合。依据矿场区块及单井的产气、产水，单井的地层静压、井底流压、井口油压等监测数据，对初始化好的地层渗流模型开展衰竭开发阶段历史拟合。
[0017]历史拟合调参过程应按照优先调节不确定性更大参数的原则。渗透率为不确定性参数，渗透率测试主要来源于测井、不稳定试井解释、现代产量递减分析、岩心分析，其中通过不稳定试井及岩心分析获取的渗透率是比较精确的，但并非所有井都有这两项分析数据，井周围储层渗透率不确定性非常强，井间储层渗透率误差就更大了，因此渗透率修改范围较大，可上下修改范围为
±
3倍，甚至更多。相渗曲线为本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于包括如下步骤：步骤一，建立三维数值模拟模型；步骤二，模型饱和度场及压力场初始化；步骤三，初始化天然气储量拟合；开展排采工艺模拟，采用Pipesim软件开展井筒管流模型建模、Eclipse软件开展地层渗流模型建模；步骤四，气藏衰竭开发阶段气、水产量及压力等监测数据历史拟合；步骤五，用Pipesim软件建立井筒管流模型；通过温压剖面模块计算携液比率，判断井筒是否积液；结合测深、井斜角、方位角建立井轨迹模型；结合油、套管下深、尺寸建立模型井身结构；结合矿场测试储层中深及对应压力、温度以及井口温度压力，建立井筒沿程压力、温度剖面；结合流体高压物性参数，建立流体模型；结合稳定产能试井资料，拟合天然气产能，建立储层到井筒的流入动态曲线；步骤六，开展排采工艺模拟；采用Pipesim软件开展井筒管流模型建模、Eclipse软件开展地层渗流模型建模；步骤七，将步骤三排采工艺模拟中生成的排采措施的VFP表加载到地层渗流模型中，按照矿场气井井口产量、油压等限制进行仿真模拟，依据模拟结果，分析电潜泵对预测时间内最终排液量、增产气量等的影响，为矿场排采措施实施提供理论支撑。2.根据权利要求1所述的井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤一中，结合三维构造地质模型、属性模型、流体高压物性参数以及相渗、毛管力等岩石高压物性参数，建立三维数值模拟模型。3.根据权利要求1所述的井筒
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地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法，其特征在于步骤二中，三维数值模拟模型...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘先山，秦正山，唐欢，
申请(专利权)人：成都理工大学，
类型：发明
国别省市：