王 璐，楊勝來，孟 展，陳彥昭，韓 偉，李 瀅

(中國石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點(diǎn)實驗室，北京 102249)

高凝油油藏氣水交替驅(qū)提高采收率參數(shù)優(yōu)化

王 璐，楊勝來，孟 展，陳彥昭，韓 偉，李 瀅

(中國石油大學(xué)(北京)石油工程教育部重點(diǎn)實驗室，北京 102249)

通過開展室內(nèi)物理模擬實驗，驗證了高凝油油藏氣水交替驅(qū)提高采收率的可行性，得到了巖心尺度下的最優(yōu)化參數(shù)，采出程度較純水驅(qū)時提高19.83%。在物模研究的基礎(chǔ)上，利用實驗巖心和流體參數(shù)、含氣活油相滲曲線建立數(shù)值模型，分別研究注采井網(wǎng)、注采井距、段塞尺寸、氣水體積比、注入時機(jī)、注入周期各參數(shù)對采收率的影響。研究結(jié)果表明：當(dāng)采用五點(diǎn)系統(tǒng)、300 m井距、0.2PV段塞尺寸、1∶2氣水體積比、含水率60%時轉(zhuǎn)注、連續(xù)注入9個周期為最佳方案，可以保證在較低的注氣成本下獲得較高的采收率，對以后該類油藏的氣水交替驅(qū)開發(fā)具有理論指導(dǎo)意義。

高凝油油藏 氣水交替 參數(shù)優(yōu)化 采收率 數(shù)值模擬

氣驅(qū)作為一種提高采收率的方法，因具有改善油水流度比、溶解膨脹、降低油水界面張力、乳化及降壓開采等作用，已被廣泛應(yīng)用于油田現(xiàn)場開發(fā)，使儲層中之前無法采出的原油被開采出來，顯著地提高了原油采收率[1-3]。但是，常規(guī)的連續(xù)注氣方式存在注入氣突破過早、驅(qū)替效率低的問題，致使氣驅(qū)的應(yīng)用受到了一定的限制，為了改善氣驅(qū)波及效率低的局面，現(xiàn)多采用氣水交替注入的辦法[4-5]。氣水交替注入方式由于存在水段塞，降低了氣的相對滲透率，從而降低了它的流動性，有效減弱了氣體的指進(jìn)現(xiàn)象；同時由于氣段塞的存在，降低了水油流度比，增加了水驅(qū)波及體積系數(shù)，防止注入水過早“水竄”[6]。目前，氣水交替驅(qū)多用于普通高、低滲油藏和稠油油藏，為了研究高凝油油藏氣水交替驅(qū)提高采收率的可行性，進(jìn)行室內(nèi)物理模擬實驗；并利用油藏數(shù)值模擬軟件，對注采井網(wǎng)、注采井距、氣水比、段塞尺寸、注入時機(jī)、注入周期等參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化[7-11]，制定了高凝油油藏氣水交替提高采收率的經(jīng)濟(jì)開發(fā)方案。研究結(jié)果對以后該類油藏的氣水交替開發(fā)具有理論指導(dǎo)意義。

1 高凝油油藏氣水交替可行性室內(nèi) 實驗

1.1 實驗條件與流程

為了研究高凝油油藏氣水交替驅(qū)提高采收率的可行性，實驗采用99.9%的CO2作為注入氣，并利用填砂管進(jìn)行氣水交替驅(qū)室內(nèi)模擬實驗，測定不同驅(qū)替方式(水驅(qū)、水驅(qū)轉(zhuǎn)水氣交替驅(qū))的驅(qū)油效率。實驗在美國Ruska PVT-3000高壓物性測量儀和CFS-100多功能綜合驅(qū)替系統(tǒng)上進(jìn)行，實驗流程如圖1所示。實驗壓力保持在地層壓力12.4 MPa，溫度為地層溫度85 ℃。實驗采用填砂模型，選取篩分清洗后目數(shù)為100～200目的石英砂充填填砂管，通過控制壓力和加壓時間來控制模型滲透率。經(jīng)過測定，填砂模型的滲透率為1 500×10-3μm2，與SD油藏平均孔滲參數(shù)一致。實驗用油采用SD高凝油油藏含氣活油，同時為了避免產(chǎn)生水敏效應(yīng)，根據(jù)現(xiàn)場地層水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)配制注入水，地層水礦化度為10 140 μg/L，水型為NaHCO3型。

圖1 高凝油氣水交替實驗流程

1.2 實驗步驟

(1)制作填砂管模型，量取填砂管的長度、直徑等模型參數(shù)，并組裝實驗儀器、連接實驗管線，恒溫箱升溫至85℃。

(2)對填砂管進(jìn)行抽真空操作，抽真空之后使用電子天平稱取填砂管質(zhì)量。

(3)將填砂管上下游連接好，并飽和地層水，稱取飽和水后濕填砂管質(zhì)量。

(4)測定填砂管水相滲透率以及計算填砂管模型的孔隙度。

(5)將填砂管模型飽和地層油，造束縛水。

(6)進(jìn)行水驅(qū)油實驗，記錄時間、填砂管兩端壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量等數(shù)據(jù)。

(7)達(dá)到目標(biāo)含水率時，轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)，記錄時間、填砂管兩端壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量、氣油比等數(shù)據(jù)，待不再產(chǎn)油時停止實驗。

1.3 實驗結(jié)果

物模研究分別考慮不同水氣比(1∶3,1∶2,1∶1,2∶1,3∶1)，不同段塞尺寸(0.05 PV,0.1 PV，0.2 PV，0.3 PV，0.4 PV)、不同注入時機(jī)(含水率60%，70%，80%，90%)和不同氣體種類(CO2和N2)，采用恒速驅(qū)動注入2.5個PV，共進(jìn)行了11組氣水交替驅(qū)實驗，每組實驗得到的采出程度和只進(jìn)行水驅(qū)時相比都有一定程度的提高。當(dāng)注入氣體為CO2，氣水比為1:2，段塞尺寸為0.2 PV，含水率60%時進(jìn)行氣水交替驅(qū)能夠得到最高的采出程度74.90%，比純水驅(qū)時高出19.83個百分點(diǎn)。通過實驗結(jié)果(表1)可以看出，高凝油油藏進(jìn)行氣水交替可以達(dá)到提高采收率的目的，但是在巖心尺度下注入的氣水波及效率要遠(yuǎn)大于實際儲層，得到的采收率結(jié)果也普遍偏高，而且室內(nèi)實驗無法研究注采井網(wǎng)、注采井距等參數(shù)對最終采收率的影響。因此，在室內(nèi)實驗研究的基礎(chǔ)上，利用油藏數(shù)值模擬軟件建立研究區(qū)域理論模型進(jìn)行深入研究。

表1 高凝油油藏氣水交替驅(qū)可行性實驗結(jié)果

2 高凝油油藏氣水交替油藏數(shù)值模擬 研究

2.1 油藏數(shù)值模擬方案設(shè)計

根據(jù)SD高凝油油藏氣水交替實驗中的巖心和流體參數(shù)建立數(shù)值模型，研究區(qū)域0.65 km3，地質(zhì)儲量121×104m3，沒有邊、底水。油藏初始地層壓力12.4 MPa左右，平均孔隙度30%，平均滲透率1 500×10-3μm2，屬于高孔高滲儲層。油藏溫度85 ℃，飽和壓力1.3～2.4 MPa，地面原油密度0.954 g/cm3，地層壓力下原油粘度為136.14 mPa·s，原油體積系數(shù)1.046，地層水密度為1.008 g/cm3，粘度為0.368 mPa·s。模擬生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)，預(yù)測時間20 a。

圖2 高凝油含氣活油油水相對滲透率曲線

相對滲透率曲線的準(zhǔn)確性將會對數(shù)模結(jié)果產(chǎn)生很大的影響，目前數(shù)模中使用的相滲曲線大都是利用脫氣原油或者煤油進(jìn)行測量，但原油在實際儲層中總會溶解一定量的氣，數(shù)模中利用脫氣原油得到的相滲曲線將會產(chǎn)生一定的誤差。為了模擬實際儲層條件，通過在恒溫箱中利用高壓活油瓶進(jìn)行轉(zhuǎn)樣來保持原油的溫壓條件和原始含氣量，對研究區(qū)域內(nèi)的巖心進(jìn)行了含氣活油相滲曲線測量(圖2)，并將活油相滲數(shù)據(jù)應(yīng)用到數(shù)模中。

為綜合考慮各個因素對采收率的影響，共設(shè)計了27組方案，分別對注采井網(wǎng)、注采井距、段塞尺寸、氣水體積比、注入時機(jī)、注入周期等參數(shù)進(jìn)行了敏感性分析和評價，以此來研究不同參數(shù)對高凝油油藏氣水交替驅(qū)開發(fā)效果的影響規(guī)律[12-18]。

2.2 注采井網(wǎng)優(yōu)化

合理的注采井網(wǎng)不僅能提高單井產(chǎn)量，還能提高驅(qū)替開發(fā)波及系數(shù)及最終采收率。因此根據(jù)油田實際情況，分別對五點(diǎn)系統(tǒng)、反七點(diǎn)系統(tǒng)和反九點(diǎn)系統(tǒng)三種注采井網(wǎng)進(jìn)行了氣水交替模擬研究，模擬過程中保持注采速度和其他參數(shù)不變，注入氣體為CO2，研究結(jié)果如表2所示。從表2可以看出，高凝油油藏進(jìn)行氣水交替驅(qū)時的采收率比只進(jìn)行水驅(qū)時有了較大幅度的提高，五點(diǎn)系統(tǒng)、反七點(diǎn)系統(tǒng)和九點(diǎn)系統(tǒng)的采收率分別在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高了22.17%、22.90%、18.48%，反七點(diǎn)系統(tǒng)的提高采收率效果最好(圖3)。但是考慮到反七點(diǎn)系統(tǒng)的單井控制面積(0.866 a2)小于五點(diǎn)系統(tǒng)(a2)，這意味著反七點(diǎn)系統(tǒng)的鉆井成本要高于五點(diǎn)系統(tǒng)，但兩者的提高采收率程度相差不大。因此優(yōu)先推薦五點(diǎn)注采系統(tǒng)進(jìn)行高凝油油藏氣水交替驅(qū)開發(fā)，開發(fā)后期再根據(jù)剩余油分布情況進(jìn)行井網(wǎng)加密。

表2 不同注采井網(wǎng)氣水交替驅(qū)生產(chǎn)指標(biāo)數(shù)據(jù)

圖3 不同注采井網(wǎng)系統(tǒng)下氣水交替驅(qū)采收率

2.3 注采井距優(yōu)化

油田現(xiàn)場合理注采井距的確定，既要保證有較高的水驅(qū)控制程度和單井控制儲量，又要適應(yīng)物性較差油層的滲流特點(diǎn)，還要考慮到經(jīng)濟(jì)效益，因此需要對注采井距進(jìn)行優(yōu)化。根據(jù)油田現(xiàn)場實際參數(shù)，分別設(shè)計了300,400,500 m三套方案，注采井網(wǎng)采用之前確定的五點(diǎn)系統(tǒng)，并保持注采速度和其他參數(shù)不變進(jìn)行模擬開發(fā)，研究結(jié)果如表3、圖4所示。通過模擬結(jié)果可知，注采井距對高凝油油藏氣水交替開發(fā)效果有一定的影響，井距300 m時采收率相對較高。這是因為井距過大時會降低注入流體的波及效率，使油井受效較差；而井距過小時會放大井間干擾的影響，會提高生產(chǎn)成本，因此建議注采井距設(shè)置為300 m。

表3 不同注采井距氣水交替驅(qū)生產(chǎn)指標(biāo)數(shù)據(jù)

圖4 不同注采井距下氣水交替驅(qū)采收率

2.4 段塞尺寸優(yōu)化

氣水交替注入段塞尺寸是指單位注入周期內(nèi)注入的氣段塞和水段塞在地層條件下的體積，從物模實驗中發(fā)現(xiàn)段塞尺寸的大小對采出程度有較大的影響。為了進(jìn)一步研究油藏尺度下段塞尺寸對氣水交替開發(fā)效果的影響，分別設(shè)計了0.05,0.1,0.2,0.3,0.4 PV五種段塞尺寸，采用五點(diǎn)系統(tǒng)和300 m井距進(jìn)行模擬，注采速度和其他參數(shù)保持不變，研究結(jié)果如圖5、表4所示。通過模擬結(jié)果可以看出，高凝油油藏氣水交替驅(qū)提高采收率隨段塞尺寸的逐漸變大呈現(xiàn)先增加后減小的趨勢，在0.2 PV時效果最好。當(dāng)注入的段塞尺寸太小時，會加快氣水交替注入頻率，增加工作量，且注入的氣體會先于水形成連續(xù)相，不利于注入氣體對油水流度比的改善；當(dāng)段塞尺寸太大時，注入的氣體容易產(chǎn)生指進(jìn)現(xiàn)象而影響最終采收率。

圖5 不同段塞尺寸下氣水交替驅(qū)采收率

2.5 氣水體積比優(yōu)化

高凝油油藏在進(jìn)行氣水交替時，單位注入周期內(nèi)注入氣體與注入水的體積比不同，對采收率的提高程度也會不同，該現(xiàn)象在上述物理模擬實驗中已經(jīng)得到了驗證。為了對油藏尺度下氣水比體積進(jìn)行優(yōu)化，分別設(shè)計了氣水比1∶3,1∶2,1∶1,2∶1,3∶1五套方案，采用五點(diǎn)系統(tǒng)、300 m井距和0.1 PV段塞尺寸進(jìn)行模擬研究，注采速度和其他參數(shù)保持不變，研究結(jié)果如表5、圖6所示。通過模擬結(jié)果可知，不同氣水體積比下進(jìn)行交替驅(qū)獲得的最終采收率差別不大，但當(dāng)氣水體積比為1∶2時可以在開發(fā)前中期獲得比其他方案更高的產(chǎn)量，回收成本較快，且注入的氣體體積相對較少，換油率較高。因此綜合考慮采用氣水體積比1∶2進(jìn)行氣水交替驅(qū)。

表5 不同氣水體積比交替驅(qū)生產(chǎn)指標(biāo)數(shù)據(jù)

圖6 不同氣水體積比交替驅(qū)采收率

2.6 注入時機(jī)優(yōu)化

不同的注入時機(jī)對高凝油油藏氣水交替驅(qū)開發(fā)效果也會有很大的影響，為了得到最優(yōu)的轉(zhuǎn)注含水率，分別對含水率0%,30%,60%,80%,90%五個轉(zhuǎn)注時機(jī)，采用五點(diǎn)系統(tǒng)、300 m井距、0.1 PV段塞尺寸和1∶1氣水體積比進(jìn)行模擬研究，注采速度和其他參數(shù)保持不變，不同含水率分別代表油田開發(fā)的早期、前期、中期、后期和高含水期五個階段，研究結(jié)果如表6、圖7所示。從模擬結(jié)果可以看出，高凝油油藏越早進(jìn)行氣水交替驅(qū)，單井日產(chǎn)量提高越早，獲得的最終采收率越高,這是因為油田開發(fā)初期地層壓力較高，注入氣體的壓縮程度和溶解度較大，輕烴組分溶解氣油比較高，發(fā)生非混相驅(qū)替的程度相對增加，對氣竄有一定的抑制作用，氣水交替驅(qū)效率較高。但在含水率低于60%時進(jìn)行氣水交替的開發(fā)效果差別不大，且越早進(jìn)行需要的氣量越多，注氣成本越高，換油率越低。綜合考慮，在含水率60%左右進(jìn)行氣水交替驅(qū)既能獲得較高的采收率，又能降低注氣成本。

表6 不同注入時機(jī)氣水交替驅(qū)生產(chǎn)指標(biāo)數(shù)據(jù)

圖7 不同注入時機(jī)下氣水交替驅(qū)采收率

2.7 注入周期優(yōu)化

油藏在進(jìn)行氣水交替驅(qū)時需要進(jìn)行多個周期注入，每個注入周期對開發(fā)效果的影響也會有所不同，為了研究不同氣水交替注入周期數(shù)量對采收率提高程度的影響，分別設(shè)計1～9個周期和持續(xù)注入10個方案，保持單個注入周期時長(400 d)不變，采用五點(diǎn)系統(tǒng)、300 m井距、0.1 PV段塞尺寸、1∶1氣水體積比和含水率0%時注入進(jìn)行模擬研究，注采速度和其他參數(shù)保持不變，模擬結(jié)果如表7、圖8所示。從研究結(jié)果可以看出，隨著注入周期數(shù)量的增加，采收率越來越高，但并不是注入周期數(shù)量越多越好，當(dāng)注入9個周期以后，采收率增加幅度已經(jīng)很小，持續(xù)氣水交替只比注入9個周期時高0.39%。為了保證較高的CO2換油率，降低注氣成本，建議進(jìn)行9個氣水交替注入周期。

圖8 不同注入周期數(shù)量下氣水交替驅(qū)采收率

4 結(jié)論

(1)利用室內(nèi)物理模擬實驗對高凝油油藏氣水交替驅(qū)可行性進(jìn)行了研究，實驗結(jié)果表明，當(dāng)注入氣體為CO2，氣水比為1∶2，段塞尺寸為0.2 PV，含水率60%時進(jìn)行氣水交替驅(qū)能夠得到最高的采出程度74.90%，比純水驅(qū)時高出19.83%，驗證了高凝油油藏進(jìn)行氣水交替可以達(dá)到提高采收率的目的。

(2)利用油藏數(shù)值模擬對高凝油油藏氣水交替驅(qū)提高采收率的參數(shù)(注采井網(wǎng)、注采井距、段塞尺寸、氣水體積比、注入時機(jī)、注入周期)進(jìn)行了優(yōu)化。模擬結(jié)果表明，當(dāng)采用五點(diǎn)系統(tǒng)、300 m井距、0.2 PV段塞尺寸、1∶2氣水比體積、含水率60%時轉(zhuǎn)注、連續(xù)注入9個周期為最佳方案，可以保證在較低的注氣成本下獲得較高的采收率。

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(編輯 王建年)

Parameter optimization of WAG flooding for improving oil recovery of high pour-point oil reservoir

Wang Lu，Yang Shenglai，Meng Zhan，Chen Yanzhao，Han Wei，Li Ying

(LMOEkeyLaboratoryofPetroleumEngineering，ChinaUniversityofPetroleum，Beijing102249，China)

Physical simulation experiments were carried out to verify the feasibility of water alternating gas (WAG) flooding for improving oil recovery of high pour-point oil reservoir.And then optimal parameters on core scale were obtained.The increased recovery of WAG is 19.83% higher than that of waterflooding.Based on the physical simulation research，the numerical simulation model was established according to parameters of core and fluid，and relative permeability curve of live oil.And then it was carried out the effect of well pattern，well spacing，slug size，gas water volume ratio，injection timing，and injection cycle on oil recovery rate.The results showed that the preferred plan includes five-spot well pattern，300 m well spacing，0.2 PV slug size，1∶2 gas water volume ratio，injection timing at 60% water cut，continuous injection of nine cycles，which guarantee higher oil recovery ratio under the condition of low gas injection cost.Thus this has guiding significance to WAG flooding for this kind of reservoir.

high pour-point oil reservoir；WAG；parameter optimization；recovery ratio；numerical simulation

2016-03-03；改回日期：2016-05-30。

王璐(1991—)，在讀博士研究生，主要從事油氣田開發(fā)理論與系統(tǒng)工程方面的研究，電話：18511908264，E-mail：wlhmhxydh@163.com。

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”資助課題“蘇丹3/7 區(qū)高凝油油藏高效開發(fā)技術(shù)”(2011ZX05032-002)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.03.012

TE345

A