王 璐，杨胜来，孟 展，陈彦昭，韩 伟，李 滢

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

高凝油油藏气水交替驱提高采收率参数优化

王 璐，杨胜来，孟 展，陈彦昭，韩 伟，李 滢

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

通过开展室内物理模拟实验，验证了高凝油油藏气水交替驱提高采收率的可行性，得到了岩心尺度下的最优化参数，采出程度较纯水驱时提高19.83%。在物模研究的基础上，利用实验岩心和流体参数、含气活油相渗曲线建立数值模型，分别研究注采井网、注采井距、段塞尺寸、气水体积比、注入时机、注入周期各参数对采收率的影响。研究结果表明：当采用五点系统、300 m井距、0.2PV段塞尺寸、1∶2气水体积比、含水率60%时转注、连续注入9个周期为最佳方案，可以保证在较低的注气成本下获得较高的采收率，对以后该类油藏的气水交替驱开发具有理论指导意义。

高凝油油藏 气水交替 参数优化 采收率 数值模拟

气驱作为一种提高采收率的方法，因具有改善油水流度比、溶解膨胀、降低油水界面张力、乳化及降压开采等作用，已被广泛应用于油田现场开发，使储层中之前无法采出的原油被开采出来，显著地提高了原油采收率[1-3]。但是，常规的连续注气方式存在注入气突破过早、驱替效率低的问题，致使气驱的应用受到了一定的限制，为了改善气驱波及效率低的局面，现多采用气水交替注入的办法[4-5]。气水交替注入方式由于存在水段塞，降低了气的相对渗透率，从而降低了它的流动性，有效减弱了气体的指进现象；同时由于气段塞的存在，降低了水油流度比，增加了水驱波及体积系数，防止注入水过早“水窜”[6]。目前，气水交替驱多用于普通高、低渗油藏和稠油油藏，为了研究高凝油油藏气水交替驱提高采收率的可行性，进行室内物理模拟实验；并利用油藏数值模拟软件，对注采井网、注采井距、气水比、段塞尺寸、注入时机、注入周期等参数进行了优化[7-11]，制定了高凝油油藏气水交替提高采收率的经济开发方案。研究结果对以后该类油藏的气水交替开发具有理论指导意义。

1 高凝油油藏气水交替可行性室内 实验

1.1 实验条件与流程

为了研究高凝油油藏气水交替驱提高采收率的可行性，实验采用99.9%的CO2作为注入气，并利用填砂管进行气水交替驱室内模拟实验，测定不同驱替方式(水驱、水驱转水气交替驱)的驱油效率。实验在美国Ruska PVT-3000高压物性测量仪和CFS-100多功能综合驱替系统上进行，实验流程如图1所示。实验压力保持在地层压力12.4 MPa，温度为地层温度85 ℃。实验采用填砂模型，选取筛分清洗后目数为100～200目的石英砂充填填砂管，通过控制压力和加压时间来控制模型渗透率。经过测定，填砂模型的渗透率为1 500×10-3μm2，与SD油藏平均孔渗参数一致。实验用油采用SD高凝油油藏含气活油，同时为了避免产生水敏效应，根据现场地层水水质分析数据配制注入水，地层水矿化度为10 140 μg/L，水型为NaHCO3型。

图1 高凝油气水交替实验流程

1.2 实验步骤

(1)制作填砂管模型，量取填砂管的长度、直径等模型参数，并组装实验仪器、连接实验管线，恒温箱升温至85℃。

(2)对填砂管进行抽真空操作，抽真空之后使用电子天平称取填砂管质量。

(3)将填砂管上下游连接好，并饱和地层水，称取饱和水后湿填砂管质量。

(4)测定填砂管水相渗透率以及计算填砂管模型的孔隙度。

(5)将填砂管模型饱和地层油，造束缚水。

(6)进行水驱油实验，记录时间、填砂管两端压力、产油量、产水量等数据。

(7)达到目标含水率时，转气水交替驱，记录时间、填砂管两端压力、产油量、产气量、气油比等数据，待不再产油时停止实验。

1.3 实验结果

物模研究分别考虑不同水气比(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)、不同注入时机(含水率60%，70%，80%，90%)和不同气体种类(CO2和N2)，采用恒速驱动注入2.5个PV，共进行了11组气水交替驱实验，每组实验得到的采出程度和只进行水驱时相比都有一定程度的提高。当注入气体为CO2，气水比为1:2，段塞尺寸为0.2 PV，含水率60%时进行气水交替驱能够得到最高的采出程度74.90%，比纯水驱时高出19.83个百分点。通过实验结果(表1)可以看出，高凝油油藏进行气水交替可以达到提高采收率的目的，但是在岩心尺度下注入的气水波及效率要远大于实际储层，得到的采收率结果也普遍偏高，而且室内实验无法研究注采井网、注采井距等参数对最终采收率的影响。因此，在室内实验研究的基础上，利用油藏数值模拟软件建立研究区域理论模型进行深入研究。

表1 高凝油油藏气水交替驱可行性实验结果

2 高凝油油藏气水交替油藏数值模拟 研究

2.1 油藏数值模拟方案设计

根据SD高凝油油藏气水交替实验中的岩心和流体参数建立数值模型，研究区域0.65 km3，地质储量121×104m3，没有边、底水。油藏初始地层压力12.4 MPa左右，平均孔隙度30%，平均渗透率1 500×10-3μm2，属于高孔高渗储层。油藏温度85 ℃，饱和压力1.3～2.4 MPa，地面原油密度0.954 g/cm3，地层压力下原油粘度为136.14 mPa·s，原油体积系数1.046，地层水密度为1.008 g/cm3，粘度为0.368 mPa·s。模拟生产井定压生产，预测时间20 a。

图2 高凝油含气活油油水相对渗透率曲线

相对渗透率曲线的准确性将会对数模结果产生很大的影响，目前数模中使用的相渗曲线大都是利用脱气原油或者煤油进行测量，但原油在实际储层中总会溶解一定量的气，数模中利用脱气原油得到的相渗曲线将会产生一定的误差。为了模拟实际储层条件，通过在恒温箱中利用高压活油瓶进行转样来保持原油的温压条件和原始含气量，对研究区域内的岩心进行了含气活油相渗曲线测量(图2)，并将活油相渗数据应用到数模中。

为综合考虑各个因素对采收率的影响，共设计了27组方案，分别对注采井网、注采井距、段塞尺寸、气水体积比、注入时机、注入周期等参数进行了敏感性分析和评价，以此来研究不同参数对高凝油油藏气水交替驱开发效果的影响规律[12-18]。

2.2 注采井网优化

合理的注采井网不仅能提高单井产量，还能提高驱替开发波及系数及最终采收率。因此根据油田实际情况，分别对五点系统、反七点系统和反九点系统三种注采井网进行了气水交替模拟研究，模拟过程中保持注采速度和其他参数不变，注入气体为CO2，研究结果如表2所示。从表2可以看出，高凝油油藏进行气水交替驱时的采收率比只进行水驱时有了较大幅度的提高，五点系统、反七点系统和九点系统的采收率分别在水驱基础上提高了22.17%、22.90%、18.48%，反七点系统的提高采收率效果最好(图3)。但是考虑到反七点系统的单井控制面积(0.866 a2)小于五点系统(a2)，这意味着反七点系统的钻井成本要高于五点系统，但两者的提高采收率程度相差不大。因此优先推荐五点注采系统进行高凝油油藏气水交替驱开发，开发后期再根据剩余油分布情况进行井网加密。

表2 不同注采井网气水交替驱生产指标数据

图3 不同注采井网系统下气水交替驱采收率

2.3 注采井距优化

油田现场合理注采井距的确定，既要保证有较高的水驱控制程度和单井控制储量，又要适应物性较差油层的渗流特点，还要考虑到经济效益，因此需要对注采井距进行优化。根据油田现场实际参数，分别设计了300,400,500 m三套方案，注采井网采用之前确定的五点系统，并保持注采速度和其他参数不变进行模拟开发，研究结果如表3、图4所示。通过模拟结果可知，注采井距对高凝油油藏气水交替开发效果有一定的影响，井距300 m时采收率相对较高。这是因为井距过大时会降低注入流体的波及效率，使油井受效较差；而井距过小时会放大井间干扰的影响，会提高生产成本，因此建议注采井距设置为300 m。

表3 不同注采井距气水交替驱生产指标数据

图4 不同注采井距下气水交替驱采收率

2.4 段塞尺寸优化

气水交替注入段塞尺寸是指单位注入周期内注入的气段塞和水段塞在地层条件下的体积，从物模实验中发现段塞尺寸的大小对采出程度有较大的影响。为了进一步研究油藏尺度下段塞尺寸对气水交替开发效果的影响，分别设计了0.05,0.1,0.2,0.3,0.4 PV五种段塞尺寸，采用五点系统和300 m井距进行模拟，注采速度和其他参数保持不变，研究结果如图5、表4所示。通过模拟结果可以看出，高凝油油藏气水交替驱提高采收率随段塞尺寸的逐渐变大呈现先增加后减小的趋势，在0.2 PV时效果最好。当注入的段塞尺寸太小时，会加快气水交替注入频率，增加工作量，且注入的气体会先于水形成连续相，不利于注入气体对油水流度比的改善；当段塞尺寸太大时，注入的气体容易产生指进现象而影响最终采收率。

图5 不同段塞尺寸下气水交替驱采收率

2.5 气水体积比优化

高凝油油藏在进行气水交替时，单位注入周期内注入气体与注入水的体积比不同，对采收率的提高程度也会不同，该现象在上述物理模拟实验中已经得到了验证。为了对油藏尺度下气水比体积进行优化，分别设计了气水比1∶3,1∶2,1∶1,2∶1,3∶1五套方案，采用五点系统、300 m井距和0.1 PV段塞尺寸进行模拟研究，注采速度和其他参数保持不变，研究结果如表5、图6所示。通过模拟结果可知，不同气水体积比下进行交替驱获得的最终采收率差别不大，但当气水体积比为1∶2时可以在开发前中期获得比其他方案更高的产量，回收成本较快，且注入的气体体积相对较少，换油率较高。因此综合考虑采用气水体积比1∶2进行气水交替驱。

表5 不同气水体积比交替驱生产指标数据

图6 不同气水体积比交替驱采收率

2.6 注入时机优化

不同的注入时机对高凝油油藏气水交替驱开发效果也会有很大的影响，为了得到最优的转注含水率，分别对含水率0%,30%,60%,80%,90%五个转注时机，采用五点系统、300 m井距、0.1 PV段塞尺寸和1∶1气水体积比进行模拟研究，注采速度和其他参数保持不变，不同含水率分别代表油田开发的早期、前期、中期、后期和高含水期五个阶段，研究结果如表6、图7所示。从模拟结果可以看出，高凝油油藏越早进行气水交替驱，单井日产量提高越早，获得的最终采收率越高,这是因为油田开发初期地层压力较高，注入气体的压缩程度和溶解度较大，轻烃组分溶解气油比较高，发生非混相驱替的程度相对增加，对气窜有一定的抑制作用，气水交替驱效率较高。但在含水率低于60%时进行气水交替的开发效果差别不大，且越早进行需要的气量越多，注气成本越高，换油率越低。综合考虑，在含水率60%左右进行气水交替驱既能获得较高的采收率，又能降低注气成本。

表6 不同注入时机气水交替驱生产指标数据

图7 不同注入时机下气水交替驱采收率

2.7 注入周期优化

油藏在进行气水交替驱时需要进行多个周期注入，每个注入周期对开发效果的影响也会有所不同，为了研究不同气水交替注入周期数量对采收率提高程度的影响，分别设计1～9个周期和持续注入10个方案，保持单个注入周期时长(400 d)不变，采用五点系统、300 m井距、0.1 PV段塞尺寸、1∶1气水体积比和含水率0%时注入进行模拟研究，注采速度和其他参数保持不变，模拟结果如表7、图8所示。从研究结果可以看出，随着注入周期数量的增加，采收率越来越高，但并不是注入周期数量越多越好，当注入9个周期以后，采收率增加幅度已经很小，持续气水交替只比注入9个周期时高0.39%。为了保证较高的CO2换油率，降低注气成本，建议进行9个气水交替注入周期。

图8 不同注入周期数量下气水交替驱采收率

4 结论

(1)利用室内物理模拟实验对高凝油油藏气水交替驱可行性进行了研究，实验结果表明，当注入气体为CO2，气水比为1∶2，段塞尺寸为0.2 PV，含水率60%时进行气水交替驱能够得到最高的采出程度74.90%，比纯水驱时高出19.83%，验证了高凝油油藏进行气水交替可以达到提高采收率的目的。

(2)利用油藏数值模拟对高凝油油藏气水交替驱提高采收率的参数(注采井网、注采井距、段塞尺寸、气水体积比、注入时机、注入周期)进行了优化。模拟结果表明，当采用五点系统、300 m井距、0.2 PV段塞尺寸、1∶2气水比体积、含水率60%时转注、连续注入9个周期为最佳方案，可以保证在较低的注气成本下获得较高的采收率。

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(编辑 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—)，在读博士研究生，主要从事油气田开发理论与系统工程方面的研究，电话：18511908264，E-mail：wlhmhxydh@163.com。

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”资助课题“苏丹3/7 区高凝油油藏高效开发技术”(2011ZX05032-002)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.03.012

TE345

A