郭小哲，曹玉峰*，田 凯

1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 昌平 102249；2.中国石油吐哈油田分公司鲁克沁采油厂，新疆 鄯善 838202

引言

鲁克沁油田是20 世纪90 年代发现的超深层稠油油田，总资源规模约2.8×108t。原油具有高密度、高黏度、高凝固点的特点[1]。针对这种原油特性，虽然多年来发展的开采技术如空气驱、氮气吞吐、天然气吞吐等都已相对成熟[2-7]，但由于鲁克沁油田存在较强的非均质性、单井含水率偏高、采出程度偏低等情况，大大影响了鲁克沁油田经济有效开发。

与氮气吞吐、天然气吞吐技术相比，减氧空气吞吐技术以易制取、低成本、低风险的特性，成为更具安全性、经济性的开采技术[8-11]。简单来说，减氧空气吞吐技术首先需要对空气进行减氧处理，使其含氧量小于10%[12]，然后减氧空气以分散相进入优势水流通道，产生的气泡扩大聚并，再生产时通过孔喉时产生贾敏效应，通过增加渗流阻力，扩大波及体积，起到抑水增油效果[13-16]。但在实际现场应用时，减氧空气吞吐的增油效果在单井之间有较大差异，现场数据分析表明，注气量与增油量并没有呈现单一的正相关关系，说明对于单井注入气量合适、充分是必要的，结合抑水增油机理进行注气量优化是现场方案设计的关键参照。

目前，注减氧空气技术在油田实际应用较广，虽然关于减氧空气驱油技术的文献较多，但大部分是借助前人研究过的非烃气体如二氧化碳、氮气或天然气吞吐去分析其流动及增油机理[17]。对于减氧空气吞吐的研究则相对较少，尤其是关于减氧空气吞吐注气量理论优化方法的研究几乎没有。而现场一般采用笼统注气开发，导致单井吞吐效果好坏不一。

为此，本文结合优势水流通道孔隙体积，通过填砂管物理实验确定最优注量，使用数值模拟进行优势水流通道的描述及注气有效波及体积的计算，从而实现基于优势水流通道的减氧空气吞吐注气量优化，为现场实际措施提供重要的科学指导。

1 确定注气量

1.1 实验设计

实验油样选自玉东二叠系和三叠系油样，原油黏度为150 mPa·s，实验模拟地层温度为70°C。通过选用不同目数石英砂填砂模型和人工烧制岩芯模型，完成了5 组不同渗透率模型实验，实验模型分别为C-3、S-1、S-2、S-3、S-4，具体参数如表1 所示，其中，C-3 为岩芯实验，其余4 组为填砂管实验。此外，S-1 采用与C-3 实验近似渗透率，保证填砂管模型的可靠程度。

表1 实验模型参数表Tab.1 Experimental model parameter table

1.2 实验流程

填充填砂管模型并加压，模拟注水开发过程。为了从机理上还原现场生产井注气吞吐过程，当含水率达到90%时，注入填砂管中一定体积的减氧空气，停注焖井一段时间；之后打开进、出口阀重新模拟注水再生产过程，记录注入孔隙体积倍数、压力、产油量等数据。处理相关数据并进行绘图分析。

1.3 实验结果

先应用人工岩芯C-3 模型进行模拟实验，再应用填砂管模型进行验证，岩芯和填砂管实验结果如图1 所示。由图1 可见，产油量及驱替压力的曲线趋势基本一致，均在0.20 PV 处表现出较好的效果，证明填砂管模型的结果是可靠的。

图1 岩芯、填砂管实验曲线数据图Fig.1 Experimental curve data diagram of core and sand-filled pipe

通过注入不同量减氧空气再生产时发现，当注入量过大时，驱动压力与生产前的水驱油压力较为接近，渗流阻力几乎没有增加，未对优势通道形成有效封堵。从增加渗流阻力的机理出发，有效注入量应小于0.25 PV。

如图2 所示，根据S-2、S-3 和S-4 共3 组填砂管实验的产油量及最大驱替压力与注入量的关系，发现当注气量为0.20 PV 时，最大驱替压力增加，抑水效果明显；同时，产油量大，增油量最多，故0.20 PV 为最优注气量。

图2 不同注入量与产油量及压力关系图Fig.2 Relationship between injection volume and oil production and pressure

2 确定有效注入孔隙体积

2.1 优势水流通道

目前行业内对于优势水流通道已经有过很多研究[18-21]，其主要形成原因是在注水开发过程中，由于储层较强的非均质性以及不合理的工作制度使得储层中形成水流优势通道，其渗流阻力低，在注水过程中易形成无效注水，大大降低了原油采收率和经济开发效益。故在数值模拟实验中，在注水井和生产井的连通条带上定义高渗带，模拟实际生产中的优势水流通道，为解决现场笼统注气问题，提供理论依据打下基础。

2.2 模型的建立

图3 为五点法模型平面渗透率分布图。

图3 五点法模型平面渗透率分布图Fig.3 Permeability distribution of five-point method model

图3 是用CMG 生成的网格数为20×20×3 的五点法概念模型，生产井位于模型网格中心，4 口注水井wat1、wat2、wat3 和wat4 位于4 个角点。

模型设置的参数为：平面网格步长10 m，纵向网格步长10 m，储层厚度30 m，如图4 所示。在纵向上，中间层渗透率300 mD，上下两层100 mD，在第二层注水井和生产井中间条带设置高渗带模拟优势水流通道，渗透率900 mD（红色区域），地下原油的黏度300 mPa·s，地下水黏度0.5 mPa·s。

图4 五点法模型45°剖面渗透率分布图Fig.4 Permeability distribution of 45° profile in the five-point method model

2.3 优化注气量思路

在注气吞吐开发过程中，注入气优先进入优势水流通道扩散并赋存，向远井地带传递。故通过模拟7 组注气量来分析比较模型中的优势水流通道注气量占整个模型注气量的注气系数，再计算进入优势水流通道注入气占优势水流通道体积的进气系数，结合前文填砂管实验中的最优注气量（0.20 PV）及优势通道岩石体积来确定所需的最优注气体积。

2.4 优势通道注气系数

定义优势通道注气系数为注气过程中注入优势水流通道中的气体量在总注入气体量中的占比。设置7 组不同的注气量来确定优势通道注气系数。设置注气速度分别为30 000，35 000，40 000，45 000，50 000，55 000 和60 000 m3/d，注气时间均为10 d。焖井结束后得到不同注气量下注入高渗带中的气量。经过统计分析，发现进入优势水流通道中的气体体积随着注气速度的增加而略有增加，保持在80%左右，说明注入储层中的气体有80%左右会进入优势水流通道中。对数据进行整理，得到注气量和优势通道进气量数据关系，见表2。

优势通道注气系数计算公式为

通过表2 中数据得到优势通道注气系数α 为0.775 76∼0.807 76，取0.800 00。

表2 总注气量和优势通道注气量数据表Tab.2 Table of total gas injection volume and dominant channel gas injection volume

2.5 优势通道进气系数

定义优势通道进气系数为注入优势水流通道的气体在整个优势水流通道中的体积占比。通过观察从注气到焖井结束时，模型第二层优势通道的含气网格块变化得到进入优势通道的体积比例关系，即可得到优势通道进气系数。

以注气量为450 000 m3为例，不同生产阶段第二层含气饱和度分布见图5。在注气前第二层的含气饱和度均为0，在注气结束后，由于气体主要沿着优势水流通道注入，故气体饱和度有沿着其突进的趋势，同时近井地带的含气饱和度较高；焖井结束后气体进一步扩散，波及范围变大，气体继续沿着优势水流通道突进一部分，近井地带含气饱和度下降。以最后优势通道中含气网格块为基础，计算优势通进气系数公式为

由于本理论模型的优势通道总网格块设置为69 个，7 组注气量对应的平均含气网格数为24 个，故优势通道进气系数为

图5 不同生产阶段第二层含气饱和度分布图Fig.5 Distribution map of gas saturation in second layer at different production stage

3 确定注气量

3.1 优化注气量

图6 是注采井间从注气开始到焖井结束的模型概念图，通过数模实验得到，80%的减氧空气进入到第二层中的优势水流通道中，同时在优势水流通道中赋存体积约占34.8%，结合填砂管物理模拟实验得到的优势通道岩石体积优化注气量为0.20 PV。综合考虑后优化出地面最优注气量的公式为

最后优化注气量取450 000 m3。

图6 注气量优化概念模型示意图Fig.6 Schematic diagram of the conceptual model of gas injection optimization

3.2 注气量的校验

通过五点法带优势通道理论模型优化出来的注气量是合适且充分的，在满足抑水增油机理的基础上，通过对理论模型进行7 组不同注气量下的油井数值模拟，当生产井含水率达到90%时，关闭注水井wat1 并对生产井注气，对应不同注气量设置注气速度，注气10 d，焖井7 d 后打开此前关闭的注水井wat1 恢复生产，此时如图7 所示，用换油率作为主要的检验优化参数，发现注气量在4.5×105m3附近时，换油率最优，达到了12.9×10−4m3/m3左右，与优化注气量公式所计算的结果基本一致，说明此种注气量的优化方法是可行的。

图7 不同注气量与换油率的对应关系图Fig.7 Relationship between different gas injection volume and oil exchange rate

3.3 注气量优化范围

在利用公式进行注气量计算时，对于不同参数的储层，相应的进气系数和注气系数会略有变化，同时确定优势通道岩石体积尤为重要，它与优势通道的面积和所在储层的厚度有关。

对于优势水流通道所在储层的厚度为10 m 时，利用数模软件进行模拟，得到优势通道岩石体积最大为93 000 m3，最小为43 000 m3，分别对应的有效优势通道孔隙体积为5 580 和2 580 m3，最优注气量为608 568.75 和281 381.25 m3。注气量范围可以定为280 000∼610 000 m3。

基于上述优化注气量范围的理论依据，为不同参数储层优化注气量提供一种新思路、新方法。对于现场不同厚度储层的井进行注气时，可以参考上述方法优化注气量的范围进行注气。

4 结论

（1）通过填砂管实验得到：减氧空气吞吐通过增加驱替压差来达到抑水增油的效果；最优注气量为0.20 PV。在实际生产中对于优势水流通道的减氧空气吞吐的堵水作用以及相应注入量需要重视起来。

（2）优势通道注气系数α 为平均为0.8，有80%的气进入到优势通道中，物模实验中抑水增油机理是可靠的；优势通道进气系数为0.348，受效区域较集中，主要在距生产井1/3 左右的范围内。

（3）优势通道注气系数和进气系数与储层的物性如渗透率、级差、储层厚度、优势水流通道面积和长度，都有一定的关系，如优势通道体积变小，则对应的进气系数也会有一定的改变，最后注气量也会随之改变。

（4）优势水流通道的存在是目前油田油井高含水的主要原因之一，在数模实验中确定为条带状方便计算，但存在一定的误差，主要是从机理上反映优化注气量的方法。