李承龙，张 宇

(1.大庆油田勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；2.大庆师范学院计算机科学与信息技术学院，黑龙江 大庆 163712)

大庆油田N区块注采井54口，其中，注入井18口，采出井36口。截止到2018年12月，全区日产液量1 085.91 t，日产油量8.25 t，采出程度17.28%。油藏孔隙度14.2%，渗透率4.2×10-3μm2，有效厚度10.8 m，初始地层压力18.8 MPa。N区块于2006年进行水驱开采，目前，存在注入压力高、储层动用程度低、低产低效长关井比例大、水驱开发难度大等问题。所以，亟需采用一种切实可行的方法进一步提高原油采收率。CO2驱能够在水驱的基础上，进一步扩大波及体积，达到提高采收率的目的[1-3]，可作为一种水驱后进一步提高原油采收率的有效方法[4]。

本文以室内实验为基础，数值模拟技术为手段，结合N区块实际情况，针对水驱后油藏进一步的挖潜开展综合性研究[5-7]。首先通过室内实验开展岩心驱油实验，分别模拟水驱、水驱后连续注气和水驱后气水交替注入驱油过程[8-11]，通过对比，分析三种驱替方案的开发效果，确定水驱后最优驱替方式，在此基础上，利用CMG软件对注入参数进行优化设计，最终确定最优注入方案[12-14]。

1 气水交替注入驱油机理

由于孔隙、喉道大小不一，部分孔隙、喉道注入水无法波及。当注入CO2后，CO2溶于原油，降低了原油黏度，进一步提高波及系数，同时使原油体积膨胀，增加了地层弹性能量，将原油驱替到油井中，部分剩余油脱离地层水的束缚，变成可动油，增加了原油相渗，并且，CO2可以进入到未波及的孔隙和喉道，气体与原油混相后流入大孔道，注入水将大孔道的油驱替出来，扩大了波及体积，提高了采收率[15-16]。

2 水驱后驱替方式优选

利用人造岩心开展室内驱油实验，模拟至含水率达98%为止，模拟结果见表1。模拟结果表明：方案2与方案3驱油效果明显优于方案1，说明水驱后进行CO2驱可以有效提高原油采收率；方案2连续注气阶段采收率为13.2%，方案3气水交替注入阶段采收率达18.6%，方案3的阶段驱油效果较好，说明气水交替注入方式能够进一步扩大波及体积，提高原油采收率。因此，确定气水交替注入方式为水驱后最佳驱替方式。

表1 不同驱替方式下的采收率

3 数值模拟模型的建立

对N区块进行数值模拟研究。首先用Petrel软件建立构造与属性模型，平面网格数为108×61，纵向上共26个小层(见图1、图2)。使用CMG软件对试验区N区块的储量以及生产动态数据进行历史拟合，拟合时间为2006—2018年。实际储量为396.35×104t，计算储量为402.8×104t，相对误差1.6%，全区累产油68.49×104t，计算累计产油量为69.60×104t，相对误差1.6%。全区其他指标拟合精度在95%以上，单井拟合精度90%以上。

图1 N井区井位

图2 N井区渗透率模型

4 模型注入参数优选研究

在水驱后最优驱替方式基础上(水驱+气水交替驱+后续水驱)，利用CMG数值模拟软件，采用单因素分析法，分别对CO2注入速度、注水速度、周期、气水比和交替注入轮次等因素进行优化。转气水交替注入时机为含水率达98%，模拟结束时机为后续水驱至含水率达98%。

4.1 CO2注入速度优化

CO2的注入速度不能过大，也不能过小。速度过大会引起CO2突进，在水平和纵向上波及效果变差，采收率降低，速度过小导致地层压力不稳定，无法满足措施要求，达不到提升采收率的目的，所以要合理优化注入速度。

按照注入速度不同，设计CO2与水交替注入方案(见表2)，利用CMG软件模拟不同方案驱油过程(首段塞注入CO2)。

数值模拟结果(见图3)表明：随着CO2注入速度的提高，阶段采收率逐渐增加，换油率逐渐下降。当CO2注入速度小于8 000 m3/d时，阶段采收率明显增加，换油率急剧减小；当CO2注入的速度大于8 000 m3/d时，阶段采收率增幅变缓并趋于稳定，换油率基本不变。因此，确定CO2的最优注入速度为8 000 m3/d。

表2 气水交替注入参数设计

图3 不同CO2注入速度下模拟结果

4.2 注水速度优化

在气水交替注入过程中，水注入速度不能过大也不能过小，过大易引起突进，油井见水过早，影响产量；水注入速度过小导致地层能量不稳定，无法达到措施要求，降低采收率。以CO2注入速度8 000 m3/d为基础，设计6个注水速度，由模拟结果(见图4)可看出，随着注水速度的提高，阶段采收率和换油率均先增后降。当注水速度为20 m3/d时，阶段采收率和换油率最大，驱油效果最好，所以最优注水速度为20 m3/d。

图4 不同水注入速度下模拟结果

4.3 周期优化

周期是指在气水循环注入过程中，完成一次注气、注水所需要的时间。注入周期过短影响注采平衡以及气体与原油成混相，注入周期过长，相当于单相驱替，且易出现气窜，影响开发效果。在CO2和水注入速度确定的情况下，设计5个气水交替注入周期。不同周期的驱油效果见表3，从表中可以看出，随着注入周期的增加，采出程度逐渐下降，说明注入周期越短越好，但随着注入周期的增加，采出程度下降的幅度减小，说明注入周期对采出程度的影响减弱。注入周期为2个月时采出程度最高，周期为3个月的采出程度略低。考虑到实际矿场操作的方便性，优选注入周期为3个月。

表3 不同周期下模拟结果

4.4 气水比优化

针对N井区设计3个不同的气水比(1∶1、1∶2和2∶1)方案，通过对比分析不同气水比条件下的驱油效果，确定最优气水比。气水比优化方案结果见表4。由模拟结果可以看出，气水比对驱油效果影响较大，方案1和方案3阶段采收率较高，分别达到14.30%和14.37%，方案2采收率最低；方案1与方案3相比，阶段采收率相近，但方案1的换油率为1.20 t/104m3，明显高于方案3的0.90 t/104m3。因此，通过对比分析各方案的驱油效果，确定最佳气水比为1∶1。

表4 不同气水比的模拟效果

4.5 交替注入轮次优化

交替注入轮次是指气水交替注入次数对开发效果影响较大，气水交替注入期间，CO2可以进入到小孔道以及未波及的区域，与原油混相后流入大孔道，从而扩大了波及体积，提高采收率。图5为不同轮次下阶段采收率结果曲线，从图中可知，随着交替注入轮次的增加，阶段采收率逐渐变大，换油率逐渐下降，当交替注入轮次超过9次后，采收率增幅明显减缓，换油率趋于稳定，所以最优交替注入轮次为9次。

综上所述，确定了大庆油田N区块水驱后最优注入方案：气水交替注入方式，注入参数见表5。经计算，气水交替注入时间为27个月。

图5 不同轮次模拟结果

表5 最优组合参数

5 结果预测

基于已确定的最优注入方案，对N区块进行预测，共设计两种方案。

方案1：水驱后继续注水至含水率达98%为止。

方案2：最优注入方案，当交替注入结束后进行后续水驱，至含水率98%为止。

经过预测(见表6)得出，在水驱的基础上，方案2采收率提高13.53%；气水交替注入阶段，提高采收率13.11%，驱油效果较好。说明水驱后采用气水交替驱注入方式能够有效扩大波及体积，进一步提高N井区原油采收率，可作为一种水驱后进一步提高采收率的有效方法。

表6 不同方案的模拟结果

6 结论

(1)通过室内岩心驱油实验模拟水驱、水驱后连续注气以及气水交替注入方式的驱油过程，通过对比分析不同驱替方式的驱油效果，得出气水交替注入方式可作为水驱后进一步提高采收率的有效方法。

(2)通过数值模拟方法，对注入参数进行单因素分析，确定最优注入参数：CO2注入速度8 000 m3/d，注水速度20 m3/d，周期3个月，气水比1∶1，注入轮次9次。

(3)经预测，最优注入方案在水驱的基础上可提高采收率13.53%；气水交替注入阶段，提高采收率13.11%，驱油效果较好。

(4)本文以室内实验为基础，以数值模拟技术为手段，研究成果可为特低渗透油藏水驱后的进一步挖潜提供理论基础。