深海底水气藏控水工艺技术数值模拟研究

来源:用户上传      作者:

　　摘      要：近年来在南海深水勘探中，相继发现了崖城、陵深等大型深水气田，储量巨大，但深水气田普遍存在底水，严重影响气藏采收率。利用数值模拟的方法，研究了不同控水工艺对深水气藏开发效果的影响，为底水气藏的合理有效开发以及控水防水技术提供依据。
　　关  键  词：气藏数值模拟;底水气藏;控水工艺;采气效果评价
　　中图分类号：TE377       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）02-0484-05
　　Abstract： In recent years， large deep-water gas fields with huge reserves have been discovered successively in deep-water exploration in the South China Sea， such as Yacheng gas field and Lingshen gas field. However， bottom water is ubiquitous in deep-water gas fields， which seriously affects gas reservoir recovery. In this paper， the numerical simulation method was used to study the influence of different water control technologies on the development effect of deep water gas reservoirs， which could provide a strong basis for reasonable and effective development of bottom water gas reservoirs.
　　Key words： gas reservoir numerical simulation; bottom water gas reservoir; water control technology; gas production effect evaluation
　　近年来中国海洋石油总公司在我国南海琼东南盆地深水区的天然气勘探中取得重大突破，发现了我国第一个自主勘探的海上深水气田—陵水17-2 气田，海洋深水区的油气勘探突破将为我国海洋天然气开发带来了重大的机遇。近年来大量的国内外专家学者通过底水气藏水侵物理模拟实验等方式，研究水侵气藏渗流机理，以及利用气藏数值模拟方法研究水侵气藏控水工艺效果，为深水气藏高效开发提供理论依据。
　　通过分析国内外气藏开发实例发现：水驱气藏的最终采收率远远低于纯气藏开发的最终采收率。而边水底水的侵入是影响采收率的一个重要因素。然而边水底水也是水驱气藏的重要地层能量来源，如果可以加以有效利用，通过深水气藏控水工艺技术的应用将可以极大地延长气藏无水采气时间，延长气井寿命，提高气井最终采收率，这将对我国海上天然气资源的有效开发利用具有重要的现实意义[1，2]。
　　1 气藏概况
　　“十二五”期间在南海深水油气勘探中，发现了LS17-2气田，LS25-1气田、LS18-1气田等大型深水气田。LS17-2气田构造位置：琼东南盆地陵水凹陷中央峡谷内，主要目的层：黄流组I、II、III、IV。储层物性较好，属于高-特高孔、高-特高渗储层;气体组分中纯烃含量高：达到98%以上，地层水型为NaHCO3。深水气田中中、高见水风险井所占比例大，区块边底水驱动控制地质储量占总储量的85%以上，边底水水侵风险高。部分井距水体距离较近，存在快速锥进，见水后，水体将快速锥进。底水发育特征和水侵规律认识不清晰;国内外在深水气藏领域尚未建立系统性的水侵规律研究方案。因此，对底水气藏合理采气速度以及控水工艺研究，对深海底水气藏开发技术政策制定具有重要的意义[3-5]。
　　2  深海底水气藏数值模拟研究
　　2.1  深海底水气藏数学模型建立
　　利用Petrel-RE勘探开发一体化软件，根据LS17-2气田收集的地质物性信息、测井资料和数字化沉积相数据等信息，建立LS17-2气田地质模型，模型如图1所示。
　　在地质模型的基础上应用Petrel-RE软件对深海底水气田进行数值模拟研究深水气藏合理采气速度以及控水工艺研究，其中相渗曲线和PVT曲线如图2所示。
　　2.2  深海底水气藏合理采气速度研究
　　通过深水气藏机理模型，计算气藏有无边水侵时的开发效果，如图3和图4所示。
　　通过数值模拟定量研究水侵对气藏开发效果的影响，从结果可以看出，水侵气藏的最终采收率和波及体积均明显小于气藏的最终采收率和波及体积（表1及表2）。而针对深水气藏水平井开采效果明显好于直井开采效果。针对深水气藏水侵特征，若能控制边定水均匀推进可以有效地提高采收率。
　　3  深水气藏控水工艺效果研究
　　3.1  控水工艺技术概况
　　当前国内外现有的控水工艺技术，其中分段变密度筛管控水技术、ICD 控水技术、中心管控水技术、AICD控水技术、DWS控水技术应用前景较好。本文针对中心管控水技术、变密度筛管控水技术、两个前景较好的控水技术及新型技术旁通管井底控水技术、超疏水材料控水技术进行深度模拟。
　　3.1.1  中心管控水技术
　　在20世纪90年代初期，Brekke首次提出了中心管控水工艺，作为一种水平井完井控水技术，之后Permadi、Sinha等众多科研学者分别从不同角度对中心管的采油控水原理以及物理模拟进行了研究。中心管控水是指在常规完井井眼中加入一根小于井眼直徑的油管，并封闭油管和套管之间的环形空间。中心管的加入使原来的水平段分成了中心管段和无中心管段两部分，与此同时，流体的流动方式也从原来的单一井筒流动变成了中心管外环空中流动、无中心管段井筒流动和中心管内部的流动三部分流动，。该技术通过改变跟端流体状态来平衡生产剖面，进而实现油气井的增油控水目的（图5）[6]。 　　3.1.2  旁通管井底控水技术
　　旁通管条件下井筒压力剖面分为多段呈小波状分布，流入剖面再次平缓，可以均衡井筒沿程径向流入，高效防止底水脊进，提高采收率（图6）。
　　3.1.3  变密度筛管控水技术
　　该技术于20世纪90年代提出，它根据油藏渗透率的变化，优化水平段每段的筛管孔密，利用不同的孔密来调节不同部位的压差节流，调整井底压力剖面，对于均值油藏，减小跟端孔密，增大压差损失; 增大趾端孔密，减小其压差损失，以达到均衡生产压差，降低底水锥进速度的目的（图7）[7]。
　　3.1.4  超疏水材料控水技术
　　超疏水界面砂是指通过电镀等涂层方法将具有疏水特性的单体均匀分布在砂粒表面，形成单层分子膜;然后将砂粒置Y射线下，分子膜在原位聚合作用下生成为具有较强疏水能力和较强抗压强度的界面膜。砂粒紧密排列后形成的毛细空隙由于砂粒表面具有较强的疏水作用，进而拥有了强大的疏水、阻水作用。因此超疏水界面砂相对于普通砂，除了具有对地层的充填和支撑作用外， 还具有良好的控水稳油作用[8]，由于超疏水界面砂的良好特性，可以作为气井控水、堵水材料来使用。超疏水界面砂接触角为151°， 疏水效果好（图8）。
　　3.2  构建控水工艺数值模拟
　　用Petrel RE软件对控水工艺井筒和地层进行设置并模拟运算，研究不同控水工艺的采气效果。首先加密水平井段，并构建井筒模型、设置水平段参数、构建水体模型，设置水平井段工艺参数的基础上，模拟不同控水工艺开发效果[9，10]。如图9所示。
　　3.3  控水工艺效果研究
　　控水工艺主要是利用不同控水机理，采用不同生产方式，控制气藏水侵速度，最大程度上使边底水均匀推进，最大程度上减少水侵储量损失，从而提高气藏采收率，改善气藏开发效果。本文控水工艺包括：中心管、环通多级井底、变密度筛管和超疏水材料。
　　3.3.1  中心管控水效果研究
　　中心管控水技术是通过在水平段筛管中间放入一根中心管，改变水平段根部流动性，有效控制根部出水。其控水效果如图10所示。
　　中心管条件下井筒压力剖面分为两段，流入剖面较单一剖面更均匀，可以有效防止井筒跟端过早见水，提高采收率。
　　3.3.2  旁通管井底控水效果研究
　　旁通管井底控水技术通过实现趾端油气越级流动，均衡水平段生产压力剖面，可实现均衡产液。其控水效果如图11所示。
　　旁通管井底条件下井筒压力剖面分为多段呈小波状分布，流入剖面再次平缓，可以均衡井筒沿程径向流入，高效防止底水脊进，提高采收率。
　　3.3.3  变密度筛管控水效果研究
　　变密度筛管控水通过改变单位长度筛管上的孔数， 来达到均衡水平段的流动性，可实现均衡控水。其控水效果如图12所示。
　　变密度筛管通过调整边底水水侵情况，最终实现均衡井筒沿程径向流入，减小底水脊进的目的。
　　3.3.4  超疏水材料控水效果研究
　　超疏水材料控水技术是通过在材料上进行超疏水分子涂层，利用表面张力原理实现疏水作用，透气阻水效果好，且能承受较高压力和温度条件。其控水效果如图13所示。
　　超疏水材料可以起到阻水产气的效果，延缓水侵锥进速度。
　　3.3.5  不同控水工艺效果研究
　　对比不同控水工艺，其效果如图14所示。
　　超疏水材料主要以阻水产气为主，见水时间略有延迟。而中心管、环通多级井底、变密度筛管技术以先期控制底水脊进为主，调整水侵剖面，使得边底水较为均匀推进。变密度筛管控水技术效果最好，见水时间延迟3.8 a，采收率和波及体积分别提高12.8%和13.3%。
　　4  结论
　　（1）通过对深水气藏储层物性的分析总结，建立符合深水气藏实际情况的机理模型。
　　（2）对深水气藏进行数值模拟，对比气藏有无水侵的开发效果，深水气藏水平井开采效果明显好于直井开采效果。针对深水气藏水侵特征，若能控制边底水均匀推进可以有效地提高采收率。
　　（3）利用Petrel RE软件构建不同控水工艺数值模型，并分析控水效果。超疏水材料主要以阻水产气为主，见水时间略有延迟。而中心管、環通多级井底、变密度筛管技术以先期控制底水脊进为主，调整水侵剖面，使得边底水较为均匀推进。变密度筛管控水技术效果最好，见水时间延迟3.8 a，采收率和波及体积分别提高12.8%和13.3%。
　　参考文献：
　　[1]张国栋. 南海西部深水区陵水17-2气田气藏描述地球物理关键技术[D]. 吉林大学， 2016.
　　[2]苗丽丽. YD2气藏水侵动态分析及水侵量计算研究[D]. 中国地质大学（北京）， 2014.
　　[3]LI J. T， CHAI X.Y et al. Early-stage water control technology in improving the development effeciency of water drive gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry，2017， 37（8）：132-139.
　　[4]ZHOU Y， WANG X et al. Massive-grid fine numerical simulation on the complex water invasion performance of gas reservoirs[J]. Natural Gas Exploration and Development，2017， 40 （4）： 85-89.
　　[5]LIU H. L， LIU X. H et al. Numercial Simulation Research of Vertical Water Flooding in a Bottom Water Gas Field with High Flow Conductivity Faults[J]. Science Technology and Engineering， 2018， 18 （5）： 39-44.
　　[6]龚章晟， 吴奇， 尹顺利. 底水油藏水平井中心管控水完井优化研究[J]. 当代化工， 2017 （02）：265-267.
　　[7]张瑞霞， 王继飞， 董社霞， 田启忠， 刘建新. 水平井控水完井技术现状与发展趋势[J]. 钻采工艺， 2012 （04）.
　　[8]吴建平. 疏松砂岩油藏高含水期控水防砂技术[J]. 石油钻采工艺， 2011 （01）：88-90.
　　[9]Luo T， Wang Y. Research on Individual Well Numerical Simulation of Fracture Water Breakthrough Gas Reservoir[J]. Natural Gas Industry， 2002， 22： 95-97.
　　[10]JIAO C. Y， ZHU H.Y et al.The Physical Experiment and Numerical Model of Water Invasion to the Gas Reservoir[J].Science Technology and Engineering，2014， 14（10）：191-194.
转载注明来源:https://www.xzbu.com/1/view-15129730.htm