玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快，常规注水开发不适应，通过注烃类气转换开发方式，可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa，玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱；根据玛湖地区储层特征及地质力学参数，同时将天然裂缝及人工描述参与模拟，优化裂缝展布形态，建立了三维压裂缝网模型；基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明，水力压裂平均缝网长轴173.90 m，最长846.90 m，短轴6.44 m；采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置，气体波及范围更大；以维持混相为目标优化注气量，设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³，后10 a日注气4.0×10⁴ m³，试验区采收率可达22.5%；注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替，优先动用该区域原油，造成注气波及范围不均匀；随着烃类气体的注入，沿驱替前沿原油黏度大幅降低，同时，由于注入烃类气体与原油发生混相，通过蒸发气驱作用，注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。

Numerical Simulation Research on Hydrocarbon Gas Miscible Flooding Reservoir in Mahu Conglomerate Reservoir