周 洵，唐 海，顾亚鹏

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

注气驱油是在衰竭油田提高采收率的一种重要的方法。气驱提高采收率在原则上是可以采出所有的原油，但是气驱的波及系数不高[1]。其原因包括储层的非均质性，气体的密度和黏度相对较低。在均质储层当中气体密度低，会导致重力覆盖，会严重影响气体的波及效率和原油的采收率。水气交替注入和水气混注在注气驱油提高采收率的过程中起到了提高波及效率的作用。主要是用水控制流体的流动和稳定驱替前沿。

Caudle and Dyes（1958）[2]水气交替注入防止在注气驱油提高采收率的过程中起到了提高波及效率的作用。主要是用水控制流体的流动和稳定驱替前沿。SWAG 水气混注也有同样的效果。因为气驱的微观驱替要比水驱的效果好，SWAG 注入过程包含了气和水在微观条件下波及效率的提高。SWAG 已经被证明是一种有效的三采方式。这种方式的波及系数要比常用的气驱高。

Stone（1982）[3]and Jenkins（1984）[4]提出了新的在一切稳定状态下注气注水关于重力分异的模型。

Lake（1989）[5]气驱在原油开采的过程中能够提高采收率，但波及效率不高。

Waggoner et al（1992）[6]在非均质储层当中渗透率的变化起着主导作用。

Christiansen et al（1998）[7]SWAG 注入方式已经在一些油田中得以应用，对59 个区块的经验总结水气混驱提高采收率在5 %～10 %。

Stone（2004）[8]对比了水气混注和单独注水的效果，他总结了水气混注并且非混相的状态下，在水湿油藏和中性油藏当中能够降低剩余油含水饱和度50 %～100 %。与交替注入相比能够提高三倍气体在垂向上的波及效率。

Jamshidnezhad etal. （2008）[9]用数值模拟的方法研究了在衰竭时开采油藏中的水气合注提高采收率。

Rossen etal（2010）[10]进一步研究了Jenkins（1984）的模型并提出了新的方法来计算分离长度。同时他们还做了数值模拟来证明他们的分析结果。

Marjan Sherafati（2014）[11]用数值模拟的实验得出，同向流和对向流的转换在水气混注中的作用，以及相对渗透率的影响。

图1 均质储集体中注入流体分布图Fig.1 Injection fluid distribution in homogeneous reservoir

本文主要从水气混注过程中水气混注段运移长度的影响因素出发，没有对流态做过多的考虑。分析了在水气混注段影响采收率的主要因素。

在均质储集体中，流体的流动受到了注入流体与油藏流体密度和流动特性不同的影响（见图1）。在非均质油藏当中油藏渗透率的不同占主要因素（见图2）。注入流体优先通过高渗区域，形成一个通道。绕过了低渗区域，没有被波及到。

如果在均值储层当中，在重力控制储层中流体的流动时，注入气体一般密度比原油（或水）的要低，最终分离到了油顶部，底部则未被波及到。水气交替注入或者水气混注能够提高波及效率。因此，原油衰竭油藏开采可以通过水和气共混注入进行开采。

1 理论模型

Stone（1982）and Jenkins（1984）的公式对在完全进入分离区域之前水气运移的距离进行了预测。方程描述了这一稳定状态，能够算出所有被驱替出的原油的量。在每个区域（混合段，上移段和下移段）饱和度和流动性都是不同的。长方形和圆柱形模型流动混合区域在Lg和Rg位置消失。

式中：Q-注入气和水的总容量；Kz-垂直渗透率；ρw和ρg-水和气的密度；g-重力加速度；-混合区域总的相对渗透率。

在（Stone 2004）的水气混注和水气交替注入中没有考虑水气混注过程中不同参数的影响。Rossen etal.（2010）进一步研究了Jenkins（1984）的模型并提出了新的方法来计算分离长度。同时他们还做了数值模拟来证明他们的分析结果。本文主要针对水气混注混相驱油进行研究。

图2 非均质油藏中注入流体分布图Fig.2 Injection fluid distribution in heterogeneous reservoir

2 实验模型

测试了不同位置的注入并且研究了注水效果，还有储层纵向渗透率对储层波及系数和原油采收率的影响。通过数值模拟实验对研究对象进行了模拟研究。

使用CMG 软件进行模拟，设定储层的基本参数，气和水分别在同一侧的两口不同位置的水平井中注入，甲烷在最小混相压力下注入到未饱和的油藏中（油藏参数借鉴葡北油田[12]）。储层原油性质：该油藏埋深较大，砂体连续性好，油层中部深度3 436 m，油层平均厚度13.9 m，地层温度92.5 ℃，地层压力37.58 MPa。储层物性属中孔中渗储层，平均孔隙度17.8 %，平均渗透率110.5×10-3μm2。油藏流体性质：油藏流体属于典型的挥发性流体，原油性质具有“二低五高”的特点，即低密度（0.803 g/cm3），低黏度（0.4 mPa·s），高体积系数（2.292），高气油比（＞440 m3/m3），高收缩率（63.52%），轻质组分摩尔含量高（57.161 %）和高饱和压力（31.14 MPa）[13]。1998 年8 月开始，葡北油田进入水气交替混相驱开发阶段。日注水量814 m3，日注气量17.26×104m3[14]。油水相对渗透率曲线显示葡北油田具有弱亲水特征，且随着油藏渗透率的增加，有亲油的倾向，平均残余油饱和度30 %，束缚水饱和度为27 %左右[15]（见图3、图4）。

图3 平均油水相渗曲线Fig.3 Average oil / water phase permeability curve

图4 平均油气相渗曲线Fig.4 Average oil gas phase permeability curve

图5 上部注水底部注气模拟结果Fig.5 Simulation results of gas injection at the bottom of the upper water injection

图6 中间注水底部注气模拟结果Fig.6 Simulation results of bottom gas injection in middle water injection

首先考虑对均值条件下不混注入位置的注入进行研究。实验设定四种井型：（1）上部注水，底部注气（见图5）；（2）中间注水，底部注气（见图6）；（3）底部注水，底部注气（见图7）。

图7 底部注水底部注气模拟结果Fig.7 Simulation results of bottom gas injection in bottom water injection

图8 不混注入方式采收率模拟结果Fig.8 Simulation results of non mixed injection method

图9 不同垂向渗透率模拟结果Fig.9 Simulation results of different vertical permeability

图10 不同垂向渗透率采收率模拟结果Fig.10 Simulation results of different vertical permeability recovery rate

通过模拟对比得出的结果，中间注水下面注气的注入形式比较好（见图8）。

最后，通过对以上三种因素的对比，优选出最合适的注入方式，使得水气混合段的运移段能够达到更长的距离，使其得到更高的驱油效率。

在优选出合适的注入方式之后，对水气混注条件下储层渗透率的纵向渗透率作为考虑因素进行研究。因为在注入的过程中，纵向渗透率在水气相遇以及分离阶段起到了至关重要的作用，因此考虑了纵向渗透率对水气混注同行段的影响（见图9）。

通过对不同纵向渗透率的对比，纵向渗透率越低，水气混注中气体运移的横向距离越远，整体的驱替效果较好，采收率较高（见图10）。

3 总结

水气混注要比单独注水或者注气更有效。本次研究考虑了水气混注的几种因素。

（1）当水和气同时注入两口平行的水平井中的时候，注水井在储层上部可能效果会更好。在注气过程中小的干扰可能会导致井底或其他地方的气体不稳定。

（2）垂向渗透率对水气混合段的长度的影响也是非常大的，渗透率的纵横比越小，水气横向运移的距离就长，有利于提高波及效率。

从结果分析中可以看出，这些因素对原油的开采具有较强的影响。他们能够影响流动过程中水气分离之前的运移长度和不均匀性。

［1］ Lake，L.Enhanced Oil Recovery，Prentice Hall，Englewood Cliffs，NJ，1989.

［2］ Caudle，B. H.，& Dyes，A. B.（1958，January 1）. Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection. Society of Petroleum Engineers.

［3］ Stone，H. L.Vertical Conformance in an Alternating Water-Miscible Gas Flood. SPE 11130，presented at the 1982 SPE Annual Tech.Conf. and Exhibition，New Orleans，LA，Sept.26-29.

［4］ Jenkins，M.K. An Analytical Model for Water/Gas Miscible Displacements，SPE 12632 presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposoium，Tulsa，15-18 April.

［5］ Lake，L.Enhanced Oil Recovery，Prentice Hall，Englewood Cliffs，NJ，1989.

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［8］ Stone，H. L.： "A Simultaneous Water and Gas Flood Design with Extraordinary Vertical Gas Sweep，" SPE paper 91724，presented at the 2004 SPE International Petroleum Conference in Mexico，7-9 November，Puebla，Mexico.

［9］ Jamshidnezhad，M.，Chen，C. Kool，P. and Rossen，W.R.Well Stimulation and Gravity Segregation in Gas Improved Oil Recovery，SPE 112375，presented the 2008 SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control held in Lafayette，Louisiana，U.S.A.，13-15 February 2008.

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［11］ Sherafati，M.，Javaheri，M.，& Jessen，K. （2014，April 17）.The Role of Counter-Current Flow in Simultaneous Water and Gas Injection Processes. Society of Petroleum Engineers.

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