郭小哲，田 凯，曹玉峰，高旺来

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

0 引言

鲁克沁三叠系深层稠油近1亿t储量，埋深约3 000 m，储层渗透率50～500 mD，地下原油黏度150～500 cp，历经20年的开发，形成注水开发配套技术。由于较低的油水流度比及较高的储层非均质，许多单井控制储量采出程度普遍低于15%，但含水已高达80%以上，水驱效果急待改善[1-3]。

以抑水增油为主要作用机理的减氧空气吞吐显示出较好的技术经济效果。经现场实际应用，从2016—2018年共实施井次约369口，据综合效果评价统计，其中实现预期效果的占71.8%，单井增油250 t以上，有效值120天以上，换油率8 t/104m3以上，投入产出比大于1的占80%。减氧空气吞吐有效地提高了水驱后的采出程度，为油藏的进一步优化开发提供了实践经验。

减氧空气介于空气与氮气之间，其10%以下含氧量低于空气的氧成份比例，又不是纯氮气，在获取时可通过压缩空气进行减氧处理，或者应用纯氮气加注空气降氧处理，相对于注空气降低了施工风险，比注氮气减少了制气成本，在吞吐过程中，三者的机理基本相似，因此，减氧空气吞吐具有明显优势[4-5]。

目前的研究多集中在减氧空气驱油机理的研究[4-7]，减氧空气吞吐研究较少，其渗流规律认识及增油机理也多借助于N2、CO2和天然气吞吐等研究[8-14]，深层稠油减氧空气吞吐的研究还较少，特别是注气量的选取依据在现场应用中存在着较大困惑，缺乏研究报道[15-16]。该文从优势水流通道的界定和定量计算入手，借助填砂管实验及数值模拟方法，设计了针对不同渗透率级差、小层有效厚度及井距的注气量优化方法，为现场制定减氧空气方案提供参考。

1 注气量优化的原因和思路

从减氧空气吞吐增油机理及现场应用效果两个方面，说明注气量的关键是优势水流通道中进气比例，并由此引出注气量优化的思路。

1.1 减氧空气吞吐增油机理

减氧空气吞吐的作用机理是注入气优先进入高水淹通道，称为优势水流通道，分散相的气泡或者气体段塞占据和切割水相，再生产时，气体随水流动通过孔隙喉道时产生变形力，增加水流阻力，迫使水流转向，进入到低水淹区，驱替该区域原油，从而扩大水的波及体积，实现抑水增油[17]。

由增油机理可知，减氧空气吞吐注气量的关键是优势水流通道的体积。当注气量较小时，不足以在优势水流通道中产生有效的堵水作用；当注气量较大时，虽然气体在优势水流通道中充分存在，但更多的气体进入到低水淹区，如此会把该区域的油推向储层深处，不利于增油，而且如果与其他井或者高渗区形成气窜通道则会大大降低吞吐效果。

此外，储层的渗透率、渗透率级差、有效厚度、地层压力等物性参数也是影响注气量的重要因素。在一定注气速度的情况下，注气压力会越来越高，受注气设备的额定功率的限制，当注气压力达到界限值(一般35～40 MPa)时停止注气转入闷井待产，此时 ，若储层物性差(渗透率低、有效厚度小、地层压力高)，注气量会受到更大的影响。

1.2 减氧空气吞吐实际效果

现场减氧空气吞吐的实际施工过程中，注气量往往根据储层厚度和渗透率进行经验估算，约为(20～60)×104m3。图1为鲁克沁油藏369口(次)的减氧空气吞吐井的注气量与增油量、换油率之间的关系图。由图1可知，注气量与增油量、换油率的相关性较差，低的注气量也能实现高的增油量和换油率，而高的注气量也有许多并没有达到预期效果。因此，注气量虽然受厚度、渗透率、级差等影响，但有效作用部分主要集中在进入优势水流通道的分散气体，进一步说明了以优势水流通道为主的注气量优化更具有针对性。

图1 注气量与增油量、换油率关系Fig.1 Relationship between gas injection volume，oil increase and oil change rate

1.3 注气量优化的思路

注入气体是否进入了优势水流通道并在其中发挥堵水作用是减氧空气吞吐效果显现的关键，因此，注气量的优化步骤为:

1)判别优势水流通道并进行定量计算。优势水流通道的判别应用数值模拟与含水率方程相结合的方法，首先确定优势水流通道的界限含水饱和度，然后得到井间连通通道占井间渗流区域的比例，最后设计出优势水流通道孔隙体积的计算方法。

2)确定优势水流通道注入气体孔隙体积倍数。注入气在优势水流通道中占据的最优比例通过填砂管实验进行优化。

3)计算层间吸气指数。通过数值模拟方法分析不同渗透率级差下等厚度储层的低渗层吸气基数，作为不同厚度条件下高渗层和低渗层吸气指数计算的依据，再由优势水流通道优化气量反推注气总量，根据地层压力和温度进行折算，最终得到地面注气量的优化结果。

4)结果验证。通过与数值模拟注气量优化结果进行对比，验证该方法的可靠性。

2 优势水流通道的计算

对优势水流通道的研究很多[18-22]，该文认为优势水流通道中的含水较高、渗流阻力小、水流动速度快是油井含水0.9以上的主要来源通道，通过孔隙中的流量含水率也达到0.9以上，由此，应用孔隙中的含水饱和度进行优势水流通道判别既易理解又相对简单。

根据油水两相渗流理论[23]，可以通过相渗曲线确定含水率曲线，其公式为:

(1)

式中:fw为含水率；μw为水的黏度，cp；μo为油的黏度，cp；krw为水的相对渗透率；kro为油的相对渗透率。

取现场储层参数:低渗层渗透率100 mD，高渗层渗透率300 mD，地下油黏度为300 cp，地下水黏度为1 cp，油水相对渗透率曲线如图2所示，由式(1)得到如图3所示的含水率曲线图。

图2 油水相对渗透率曲线图Fig.2 Oil-water relative permeability curve

图3 含水率与含水饱和度关系图Fig.3 Relationship between water content and water saturation

由图3可得到含水率为0.9时对应的含水饱和度为0.48，即，储层中通过含水饱和度达到0.48的孔隙时，总液体流量的含水率可达0.9以上。

应用油藏数值模拟软件进行一口注水井和一口采油井生产模拟，构造网格数为30×30×3的概念模型，x方向和y方向网格步长Dx=Dy=5 m，z方向网格步长Dz=10 m(储层厚度30 m)；纵向上中间层渗透率为300 mD，上下两层渗透率都为100 mD，层间级差为3。当油井含水达0.9时，中间高渗层含水饱和度分布如图4所示。

图4 高渗层含水饱和度分布Fig.4 Water saturation distribution of high permeability layer

图4颜色区域显示了含水大于0.48的网格块，两井间被该网格块充满的区域为优势水流通道区域，则定义优势水流通道系数α为优势水流通道区域宽度B与井距L(假设井间控制区域为正方形)之间的比例，即:

(2)

式中:α为优势水流通道系数；B为优势水流通道区域宽度，m；L为井距，m。

该模型中井距为150 m，优势水流通道区域宽度为15 m，则优势水流通道系数α为0.1。

对于不同渗透率岩石的相渗数据及注采规模，油井含水达0.9时形成的优势水流通道系数变化不大，因此，确定优势水流通道的孔隙体积Vφ为:

Vφ=αL2hkhφk

(3)

式中:Vφ为优势水流通道孔隙体积，m3；hkh为高渗层有效厚度，m；φk为高渗层孔隙度。

由式(3)计算出该模型中优势水流通道孔隙体积为6 750 m3。3 注气孔隙体积倍数的确定

应用填砂管实验模拟水驱、注减氧空气及再生产过程，保持产液量不变，不同时段的驱替压力变化如图5所示。

图5 填砂管吞吐实验驱替压力变化图Fig.5 Displacement pressure change diagram of the huff and puff test with sand-filled pipe

注气后再生产出现峰值压力，注气后生产末期压力高于水驱末期压力，再生产初期含水由原来的0.9降到0.36，以上三点说明减氧空气在孔隙中增大了水相渗流阻力，增加了油的流动能力，实现了抑水增油作用。

设定不同的注气量进行实验，结果对比如表1所示。各项吞吐效果参数并不是随着注气量的增加而增大的，当注气量在0.2 PV时，峰值压力及末期压力最大，说明该注气规模下减氧空气产生的堵水作用最强，反映到产出油、采收率增量等增油指标上，其值也最优。经过6组不同渗透率的填砂管实验，0.2 PV注气量都表现为最优，因此，在实际单井注气量优化时，基于优势水流通道体积的注气孔隙体积倍数Qig确定为0.2 PV。

表1 不同注气量吞吐效果对比Table 1 Comparison of the huff and puff effect of different gas injection volumes

4 吸气指数的确定

减氧空气吞吐时，注入气优先进入高渗层的优势水流通道，增加水流阻力以扩大波及体积，达到抑水增油目的，但仍有部分气体会进入到低渗层非优势水流通道中。以两层等厚模型进行低渗层吸气基数(低渗层吸气基数是两层厚度相等时低渗层吸气量与总注气量的比值)的数值模拟，结果如图6所示。

图6 不同渗透率级差低渗层吸气基数图Fig.6 Inhalegas base of low permeability layer with different permeability contrast

由图6可知，渗透率级差越大，低渗层吸气基数越低，进入高渗优势水流通道的气量也就越多。对曲线进行幂指数拟合，得到公式为:

(4)

式中:β为低渗层吸气基数；Ik为渗透率级差。

不同厚度储层的吸气指数(不同厚度时各层吸气量与总注气量的比)在此吸气基数上进行厚度求权，即:

(5)

(6)

式中:βh为高渗层吸气指数；βl为低渗层吸气指数；hkl为低渗层有效厚度，m。

由此，对于中间高渗层、上下低渗层，渗透率级差为3的模型，高渗层吸气指数为0.763，低渗层吸气指数为0.237。

5 注气量优化与检验

基于优势水流通道孔隙体积的注气量优化公式设计为:

(7)

式中:Vgsc为地面条件下优化注气量，m3；Bg为气体体积系数，m3/m3，28 MPa/80 ℃地层条件下约为0.003 87 m3/m3。

由此得到一注一采概念模型的最优注气量为45.69×104m3。

为了验证该注气量的吞吐效果，在概念模型的基础上进行不同注气量的数值模拟。当采油井含水0.9时，开始注入减氧空气，注入速度为4.5×104m3/d，闷井7天后以原产液量规模继续生产，模拟得到的结果如图7所示。以换油率为主要评价指标，注气量在45×104m3附近时，换油率达到12.75 m3/104m3最高值，此方案的有效期为171天，增油574 m3，也是各方案中最好的，因此，数值模拟结果与优化计算结果一致，验证了方法的可靠性。

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

为了进行不同措施井的注气量设计参考，用该文方法计算出的优化注气量如表2所示。

表2 不同参数的井优化注气量参照表Table 2 Reference table for gas injection volume optimization of wells with different parameters

由表2可知，井距越大、储层越厚，优势水流通道孔隙体积则越大，需要的注气量也相应越大。又由计算方法可知，渗透率级差越大，所需注气量变小。表2中200 m井距的方案，渗透率级差为6时，优化注气量达到105.87×104m3，实则是井距和储层厚度产生的结果。

6 结论

1)优势水流通道的存在是油井含水高的主要原因，减氧空气吞吐增效的关键是气体合理封堵优势水流通道孔隙中水的流动，最优的注气量依赖优势水流通道孔隙体积的大小；

2)依据注采关系确定的井间优势水流通道，与由于平面非均质的高渗带形成的优势水流通道有差异，但后者除了较难确定外，还存在很大的不确定性；

3)低渗层吸气量能占到总注气量的20%～30%，若注气厚度较大时，进入优势水流通道的气体堵水作用会被消弱，建议适当选择针对性强的小层进行吞吐措施；

4)理论设计注气量是施工方案的重要参考，由于增油机理复杂，影响因素很多，因此，实际操作过程中可适当根据经验及历史井效果进行调整。