基于油气相平衡的气顶底水油藏水平井垂向井位优化_韩啸.pdf

ISSN 1008-9446CN13-1265/TE承 德 石 油 高 等 专 科 学 校 学 报Journal of Chengde Petroleum College第 25 卷第 1 期，2023 年 2 月Vol 25，No 1，Feb 2023基于油气相平衡的气顶底水油藏水平井垂向井位优化韩啸，江文博，唐斌，周晋冲，黄家曦(中国石油大学(北京)，北京102249)摘要:气顶底水油藏油气水三相同时赋存，水平井垂向位置不合理，则极易发生气窜和水锥，导致油井产能下降。为了有效控制气窜和底水锥进，延长水平井稳产时间，基于热力学相平衡理论，结合气顶底水油藏流体分布特点，校正了状态方程计算逸度误差，计算了油气体系相平衡闪蒸模型，利用天然气状态方程和物质平衡方程进一步推导出了气顶指数、底水倍数与地层压力的垂向水平井布井位置评价模型，总结了水平井开发过程中随油藏地层压力下降油气相间传质规律。经实例计算及数值模拟验证，采用本方法得到的布井位置可以有效延长水平井稳产时间，为气顶底水油藏水平井部署提供一定的借鉴意义。关键词:相平衡;气顶底水;油环;水平井;垂向位置;稳产时间中图分类号:TE243文献标志码:B文章编号:1008-9446(2023)01-0008-05Vertical Well Position Optimization in Gas Cap andBottom Water eservoirs Based on Oil-gas Phase EquilibriumHAN Xiao，JIANG Wen-bo，TANG Bin，ZHOU Jin-chong，HUANG Jia-xi(China University of Petroleum(Beijing)，Beijing 102249，China)Abstract:When three phases of gas，oil and water exist simultaneously in gas cap and bottom waterreservoirs，gas channeling and water cone are easy to occur if the vertical position of horizontal wellsis not proper，which can result in decline of oil well production Based on thermodynamic phase e-quilibrium theory and combined with fluid distribution characteristics of gas cap and bottom waterreservoir，this paper regulates the fugacity error calculated by the equation of state and calculatesgas-oil system phase equilibrium flash model Based on the equation of state of natural gas and the e-quation of material balance，the evaluation model of vertical well position of gas cap index，bottomwater multiple and formation pressure are further derived，and the gas-oil interphase mass transferlaw is summarized according to the decline of reservoir formation pressure during the developmentprocess The example calculation and numerical simulation show that this method is effective in wellplacement and can effectively control gas channeling and water cone The stable production time ofhorizontal well is prolonged through this method，which provides further reference for horizontal welldeployment in gas cap and bottom water reservoirsKey words:phase equilibrium;gas cap and bottom water;oil ring;horizontal well;vertical posi-tion;stable production time收稿日期:2021-07-07第一作者简介:韩啸(1995-)，男，河北衡水人，硕士，主要从事非常规油气藏开发以及油气藏数值模拟的研究，E-mail:1032163428 qq com。气顶底水油藏油气水三相共存，处于统一的动力系统，不断进行相间传质达到动态平衡。根据多年的矿场实践，此类油藏更适合采用水平井进行开发1-5。而开发过程中地层压力下降，一方面导致初始相平衡被打破，引起油气两相组分含量发生改变;另一方面油井发生气窜、水侵，导致产能下降(见图 1)，两者共同造成了相界面运移复杂的特点。因此，为了有效地控制气窜和水锥，需要准确判断水平DOI:10.13377/ki.jcpc.2023.01.010韩啸，等:基于油气相平衡的气顶底水油藏水平井垂向井位优化井的合理垂向布井位置。目前主要采用临界产能法6-9 与数值模拟方法10-11，近年来有学者提出了利用气顶和底水的相对能量大小来确定垂向布井位置12-13。但以上方法均未考虑相平衡移动引起的油气两相组分变化。为此，本文首先利用热力学相平衡理论探究了气顶底水油藏开发过程中油气两相传质规律，并利用天然气状态方程及物质平衡方程，建立了基于相平衡理论的水平井垂向布井位置的确定方法。1气-油体系闪蒸计算模型气顶油藏油气界面处露点压力等于泡点压力，随着开发过程地层压力下降，流体各组分在气、油两相的含量发生改变，不断形成新的传质动态平衡。由热力学相平衡理论14-15，油气两相达到相平衡时各组分在两相的逸度相等，即:fYi=fXi(1)式中:fYi、fXi分别表示 i 组分在气相和油相的逸度，i=1，2，3，n。在油藏初始压力下，气、油两相各组分的逸度表达式为:fYi=yiYiP1fXi=xiXiP1(2)式中:yi、xi分别为 i 组分在气相和油相的摩尔分数;Yi、Xi为 i 组分在气相和油相的逸度因子;P1为初始地层压力。气-油体系的相平衡常数可表示为:KXYi=yixi=XiYi(3)结合气顶油藏流体分布特点，通过井流物测定实验可测得气顶、油环两相各组分的摩尔分数(不考虑重力分异作用)，结合油藏的孔隙度及含油气的体积可以计算得到流体各组分的总体组成。油藏初始条件下 yi/xi已知，即 KXYi初值确定，通常利用状态方程计算逸度因子，为了弱化计算误差，通过引入校正系数 对状态方程计算得到的 iY/iX进行校正，得到校正后的气液平衡常数表达式为:KXYi=yixi=iXiYi(4)式中:为利用状态方程计算得到的逸度因子;i为 i 组分的校正系数。根据物质平衡原理，设气顶与油环各组分摩尔总数为 1 mol，得到气、油两相物质平衡方程:X+Y=1Xxi+Yyi=Zini=1yi=ni=1xi=ni=1Zi=1(5)综合式(4)、式(5)，进而推导出气-油体系相平衡闪蒸计算模型如下所示:ni=1yi=ni=1ZiixiyiYixiyi()1+1=1ni=1xi=ni=1ZiYixiyi()1+1=1(6)式(6)为非线性方程组，利用牛顿拉夫逊迭代方法求解气、油两相各组分摩尔分数随地层压力的9承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 1 期变化。2水平井垂向位置评价模型对于气顶区初始状态下的状态方程为:P1V1=Z1n1T(7)式中:V1为初始压力下气顶区孔隙体积，m3;Z1为初始压力下气体压缩因子;n1为初始状态下气顶区气体物质的量，mol;为气体常量，J/(molK);T 为地层温度，K。开发过程中油藏地层压力下降，油气两相传质，气顶区气体物质的量发生变化，气顶体积膨胀，发生气侵现象，假设油藏温度不随开采发生变化，用状态方程可表示为:P2V2=Z2n2T(8)式中:P2为开发后的油藏地层压力，MPa;V2为变化后的气顶区有效体积，m3;Z2为变化后的气体压缩因子;n2为气顶区变化后的气体物质的量，mol。假设气侵近似为锥形侵入，底面面积为 A1，则气体下侵的高度为:h1=3(V2 V1)A1(9)式中:h1为水体下侵高度，m。底水入侵油环发生水锥，水入侵油环体积可表示为:We=VwPCt1 Swc(10)式中:We为水侵量，m3;Vw为底水区有效体积，m3;Ct为水体综合压缩系数，MPa1;Swc为油环含束缚水饱和度。假设水侵近似为锥形侵入，水锥底面积为 A2，水体上侵高度为:h2=3WeA2(11)式中:h2为水体上侵高度，m。气顶和底水同步侵入水平井水平段时稳产时间最长，设气侵高度和水锥高度之比为，即:=A2(V2 V1)A1We(12)当 =1 时，表示气侵高度和水锥高度相等，水平井应布在油环中部位置;1 时，气侵高度大于水侵高度，水平井应布在油环偏下方;1 时，气侵高度小于水侵高度，水平井应布在油环偏上方。综合，整理得:Vw(P1 P2)Ct=A2A1Z2n2TP2Z1n1TP()1(1 Swc)(13)设油环区孔隙体积为 V，所以气顶指数 Ng=V1/V，水体倍数 Nw=Vw/V，代入式(13)，整理得到气顶指数与底水倍数的水平井垂向位置评价模型:Nw=A2A1NgCtP2P1Z2n2n1(P1Z1 P2Z1)P2Z1P1Z1 P2Z()1(1 Swc)(14)其中气顶区物质的量在压力变化前后的关系可表示为:n2n1=YY=(15)因此式(13)进一步表示为:Nw=A2A1NgCtP2P1Z2 P2Z1P1Z1 P2Z1(1 Swc)(16)01韩啸，等:基于油气相平衡的气顶底水油藏水平井垂向井位优化式(16)即为描述气顶指数、底水倍数与开采过程中压力变化关系的水平井垂向位置评价模型。3模型运用及实例验证以某一气顶底水油藏为例，其原始地层压力为 26 MPa，温度为 60，不同平面区域气顶指数与底水倍数分布不同，其气顶指数分布在 0 6 1 5，底水倍数分布在 50 600，流体组成及气顶、油环组分组成如表 1 所示。采用 Whitson 劈分方法16 对重馏分进行特征化，利用相平衡模型计算气、油两相摩尔分数以及气顶物质的量 3 变化之比 与地层压力的关系(见图 2)。由图 2 中得出，随着地层压力的降低，气顶组分摩尔分数增大。表 1K 油田流体组成流体组成摩尔分数/%气顶组成摩尔分数/%油环组成摩尔分数/%N21 63N21 81N20 62C167 67C174 15C138 22C25 41C25 73C23 69C33 17C33 35C32 21C41 79C41 86C41 34C50 98C51 01C50 88C60 7C60 67C60 86C7+18 67C7+11 42C7+52 15已 知 该 油 藏 综 合 压 缩 系 数 为0 001 5 MPa1，束缚水饱和度为 0 28，=2 481 9，开发过程中地层压力降至18 MPa，气体压缩因子由 0 953 8 变为0974 217，水侵平均面积与气侵平均面积比 A2/A1=1 35，将上述参数代入式(16)，得到:Nw=648NgP225 329 2 0 953 8P2(26 P2)0 953 8(17)分别为 0 25、0 5、1、2、4，分别表示水平井布在油环(以油气界面为基准)的 1/5 处、1/3 处、1/2 处、2/3 处、4/5 处。取该气顶底水油藏某区域实际气顶指数 0 6，得到不同水体倍数与地层压力的关系(见图 3)，当底水倍数为 90 时，由图 3 可直接得出水平井的最优垂向布井位置为 1/2 处。对于气顶指数为1 5 的大气顶区域，水平井垂向位置分别为1/2 处、2/3 处和4/5 处时，水体倍数与压力的关系曲线如图 4 所示，当底水倍数为 90 时，应将水平井布置在 2/3 处左右最为合适，并和图 2 进行对比可以看出:气顶指数越大，为了控制气顶气窜，所需要的底水倍数就越多。11承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 1 期以该油田实际数据为例，建立不同底水倍数的数值模拟模型用来验证模型的可靠性。分别建立弱气顶中等底水(气顶指数0 6，底水倍数90)、弱气顶强底水(气顶指数1 5，底水倍数90)，模拟水平井处于不同垂向位置时(1/5 处、1/3 处、1/2、2/3 处、4/5 处)的稳产时间，结果如图 5 所示。由图 5 可知，对于弱气顶强底水油藏、大气顶强底水油藏来说，稳产时间达到最大值时水平井的垂向位置为 1/2 处及 2/3 处。因此根据稳产时间最大化原则的数值模拟结果与本方法理论方法的计算结果一致，适用性良好。4结论与认识1)基于热力学相平衡原理，探究了气顶底水油藏开发过程中气-油体系传质规律，并根据底水能量和气顶指数的相对大小建立了一种确定水平井垂向位置的方法。2)气顶指数一定时，底水能量越大，为了控制水锥，所需要的气顶指数也越大，水平井在油环中的垂向位置越靠上。3)数值模拟验证结果表明，利用该方法确定水平井垂向位置可以有效控制气顶底水油藏气窜水锥现象，延长水平井的稳产时间。参考文献:1 余忠，赵会杰，李卫京，等 正确选择气顶油藏高效开发模式 J 石油勘探与开发，2003(2):70-72 2 袁昭，李正科，邵明记 气顶油藏开发特点及开采方式概述 J 天然气勘探与开发，2008(1):18-20，76 3 蒋明，赫恩杰，肖伟 气顶边水油藏开发策略研究与实践 J 石油钻采工艺，2011，33(5):68-71 4 张迎春，童凯军，郑浩，等 气顶边水油藏水平井开发效果影响因素分析 J 中国海上油气，2012，24(S1):57-61 5 窦松江，冯小宁，李炼民 尼日尔 G 油田气顶油气藏开发策略研究 J 非常规油气，2015，2(5):34-37 6 吕爱民，姚军 气顶油藏水平井最优垂向位置研究 J 石油钻采工艺，2007(1):98-99，102，124-125 7 王德龙，凌建军，郑双进，等 气顶底水油藏水平井最优垂向位置研究 J 断块油气田，2008(4):76-79 8 袁淋，李晓平，刘盼盼 气顶底水油藏水平井临界产量计算方法 J 岩性油气藏，2015，27(1):122-126 9 张安刚，范子菲，宋珩，等 计算凝析气顶油藏油气界面移动距离的新方法J 油气地质与采收率，2015，22(1):102-105 10 申健，姚泽，潘岳，等 气顶边水油藏合理部署水平井数值模拟研究 J 石油地质与工程，2017，31(6):82-85 11 杨晨旭，冯沙沙，张伟，等 小气顶底水薄层油藏开发规律及技术政策 J 断块油气田，2020，27(1):85-89 12 朱志强，李云鹏，葛丽珍，等 气顶底水油藏水平井垂向位置确定模型及应用 J 石油钻探技术，2016，44(5):104-108 13 房娜，刘宗宾，祝晓林，等 气顶边水油藏水平井垂向位置优化研究 J 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