苏里格气田低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟

"低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测 (2010年) - 西南石油大学学报(自然科学版), 贾成业, 姬鹏程, 贾爱林, 孟德伟, 张啸枫" 本文详细探讨了低渗透砂岩气藏的开发策略，特别关注了如何通过数值模拟来预测不同井网布局对开发效果的影响。以苏里格气田苏14区作为研究实例，科研人员运用随机地质建模技术构建了气藏的精细地质模型，并借助数值模拟进行计算。该模型旨在评估在特定地质条件下的井网布置对气藏开采的影响，以优化开发指标。 研究结果显示，在苏14区这类储量丰度较低、砂体规模小的低渗透砂岩气藏中，采用800米×600米的井网布置最为理想。这种井网布局能够最大程度地提高单井累计采气量，并最大化区块内的生产井数量。在保持区块整体稳定生产10年的前提下，单井的最终采出量可达到2160×10^4立方米，稳产期的采收率为12.90%，而整个气田的最终采收率则达到了29.76%。 气田开发指标的预测对于制定有效的开发规划和方案至关重要，尤其是在处理像苏里格气田这样的低渗透砂岩气藏时，由于储层物性较差，有效砂体连通性不佳，传统的开发技术可能难以实现高效开采。因此，利用随机地质建模和数值模拟技术成为了解决这一问题的关键手段。这些技术不仅可以预测产量、采收率等关键指标，还能深入理解气藏的开发机理，帮助设计出更为优化的开发策略。 文章指出，当前的预测技术和方法主要包括经验公式法、水动力学公式法、物质平衡法、数值模拟法和动态模拟法。经验公式法依赖于历史数据的统计分析，而水动力学公式法则侧重于流体力学模型的建立，用于研究开发过程中的动态变化。数值模拟和动态模拟则更倾向于通过计算和模拟气藏内部的物理过程来预测开发指标，能更准确地反映复杂地质条件下的开采效果。 该研究为低渗透砂岩气藏的开发提供了重要的理论支持和技术参考，强调了地质建模和数值模拟在优化开发方案、提高经济效益方面的核心作用。通过不断的技术进步和创新，未来有望进一步提升此类气藏的开发效率和采收率。