王鳴川，朱維耀，石成方，武 男

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院；2.北京科技大學土木與環(huán)境工程學院；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京，100083)

深層稠油油藏天然氣氣水交替注入?yún)?shù)優(yōu)化

王鳴川1，朱維耀2，石成方3，武 男2

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院；2.北京科技大學土木與環(huán)境工程學院；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京，100083)

針對魯中區(qū)M稠油油藏的地質(zhì)與開發(fā)特征，結(jié)合相態(tài)擬合后的狀態(tài)方程，建立先導試驗區(qū)油藏數(shù)值模擬模型。利用歷史擬合調(diào)整后的油藏數(shù)值模擬模型，采用正交試驗設(shè)計方法，考慮天然氣氣水交替的注氣量、首段塞尺寸、后續(xù)段塞尺寸、氣水段塞比、注氣時機和注氣速度6個參數(shù)，以采收率為評價指標，對各注入?yún)?shù)進行正交試驗研究。通過對試驗結(jié)果的直觀分析和方差分析，定量評價各注入?yún)?shù)對稠油油藏采收率的影響程度，得到各注入?yún)?shù)優(yōu)先次序，并獲得天然氣氣水交替各注入?yún)?shù)的最優(yōu)組合，為現(xiàn)場天然氣氣水交替注入?yún)?shù)的確定提供指導和依據(jù)。

深層稠油油藏 氣水交替 正交試驗 注入?yún)?shù)優(yōu)化 數(shù)值模擬

魯中區(qū)M稠油油藏自上世紀九十年代投入開發(fā)后，先后經(jīng)歷了天然能量開發(fā)、籠統(tǒng)注水和分層注水開發(fā)階段[1-3]。M油藏轉(zhuǎn)注水開發(fā)后，含水率迅速上升，部分井的含水率接近90%，如果按照常規(guī)油田的開發(fā)思路，繼續(xù)水驅(qū)，將會陷入“含水率高、采出程度低”的開發(fā)困境。蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)兩種注蒸汽熱采技術(shù)適用于埋深較淺(150～1 600 m)、滲透率大于200×10-3μm2的稠油油藏[4]，M油藏由于埋深大(>2 000 m)，地層壓力高、吸汽能力差、熱損失嚴重，導致注蒸汽熱采技術(shù)的適用性差[5-8]，難以應用。氣體具有容易注入深層儲層的優(yōu)點[4,9]，國內(nèi)西部油藏開發(fā)過程中大多有天然氣采出，注入的天然氣可以回收再利用，使得注氣采稠油經(jīng)濟成本低，方法可行。實驗研究表明，在適當?shù)膲毫ο拢⑷霘馀c原油多次接觸能達到動態(tài)混相狀態(tài)，具有較好的降粘效果，注氣較注蒸汽具有更高的驅(qū)替效率[1,10]。從世界范圍來看， 注氣已經(jīng)成為僅次于熱采的第二大稠油EOR技術(shù)[11]。但氣驅(qū)和水驅(qū)類似，連續(xù)氣驅(qū)容易氣竄。為了調(diào)整氣驅(qū)驅(qū)替剖面，提高氣驅(qū)驅(qū)替效率，現(xiàn)場通常采用氣水交替注入的方式進行注氣提高采收率[12]。國外稠油油藏的注氣采油應用表明，氣水交替驅(qū)可以有效改善油藏的氣水交替后續(xù)水驅(qū)波及體積，提高油藏采收率[13,14]。天然氣氣水交替與目前應用較多的N2、CO2等氣水交替不同，注入氣與油藏流體的混相壓力難以確定，甚至無固定混相壓力，導致制定開發(fā)方案時，難以準確設(shè)計各注入?yún)?shù)的數(shù)值[14-16]。國內(nèi)外對天然氣的注入研究多為吞吐參數(shù)研究或單因素數(shù)值模擬研究[1,5,17-19]。因此，需對深層稠油油藏天然氣氣水交替注入?yún)?shù)進行研究，為該類油藏的優(yōu)化開發(fā)提供指導。

1 油藏模型的建立與檢驗

1.1 油藏概況

魯中區(qū)M油藏埋深2 680～2 850 m，油層平均厚度50 m，平均孔隙度20.06%，平均滲透率264.67×10-3μm2，為中孔、中滲儲集層。地層條件下的原油粘度為60～70 mPa·s，58 ℃時地面脫氣原油粘度為12 185 mPa·s，地面脫氣原油密度為0.952 g/cm3。油藏初始平均壓力為27 MPa?？傮w來看，M油藏原油粘度大，密度大，地下流動條件較差，為典型的深層稠油油藏。M油藏天然能量開發(fā)階段末期含水率小于10%，采出程度3.11%。2008年轉(zhuǎn)人工注水開發(fā)，截至2010年綜合含水超過60%，采出程度6.36%。

1.2 地質(zhì)模型的建立

天然氣氣水交替先導試驗區(qū)為一楔形的斷層封閉區(qū)，共4個井組21口井，為不規(guī)則的反七點井網(wǎng)。采用角點網(wǎng)格建立先導區(qū)的網(wǎng)格系統(tǒng)，平面網(wǎng)格劃分為51×34，網(wǎng)格大小為20 m×20 m，縱向上按照隔夾層分布情況劃分為50個網(wǎng)格，網(wǎng)格總數(shù)為86 700個，有效網(wǎng)格數(shù)為58 900個。在精細沉積相研究的基礎(chǔ)上，采用確定性方法建立先導區(qū)的沉積相模型[20]，結(jié)合砂厚圖，建立先導區(qū)的凈毛比模型。根據(jù)相控建模原則，以測井數(shù)據(jù)為硬數(shù)據(jù)，采用序貫高斯模擬方法建立孔隙度模型和飽和度模型(圖1)，并以孔隙度模型協(xié)同約束建立滲透率模型。

圖1 M油藏三維孔隙度分布

1.3 相態(tài)擬合

天然氣注入時，地層流體的物理化學性質(zhì)如流體組成和組分、密度、粘度、體積系數(shù)、界面張力等都會發(fā)生相應變化，因此，相態(tài)擬合對氣水交替過程的模擬十分重要。在對地層流體相態(tài)參數(shù)研究的基礎(chǔ)上，本次研究采用PR3狀態(tài)方程，對恒組分膨脹實驗、等容衰竭實驗和差異分離實驗的實驗數(shù)據(jù)進行擬合，最終得到擬合后的P-T相圖(圖2)。

(1)

PR3狀態(tài)方程的表述如上[21]。

式中：p為壓力，MPa；R為通用氣體常數(shù)，8.314J/mol·K；T為熱力學溫度，K；V為摩爾體積，m3/mol；a為引力項參數(shù)，Pa·(m3/mol)2；b為斥力項參數(shù)，m3/mol；c為分子體積校正系數(shù)，m3/mol。

在相態(tài)擬合過程中，首先對重組分進行劈分，之后依據(jù)相似原則對組分進行合并，得到摩爾含量比較相近的7個擬組分，以實驗測得的飽和壓力、氣油比、相對體積、體積系數(shù)等作為回歸計算目標，將擬組分的相互作用系數(shù)、體積平移因子、粘度、臨界體積等參數(shù)作為回歸變量，經(jīng)過反復調(diào)整和擬合，得到流體臨界參數(shù)場和狀態(tài)方程參數(shù)，為氣水交替模擬計算提供可靠的PVT高壓流體屬性數(shù)據(jù)。

圖2 M油藏流體的P-T相圖

圖3 先導試驗區(qū)歷史擬合

1.4 生產(chǎn)歷史擬合

對生產(chǎn)動態(tài)的擬合是油藏數(shù)值模擬的關(guān)鍵一環(huán)，其目的是通過調(diào)整油藏模型參數(shù)，使油藏模型與實際油藏相符。首先對油藏含烴體積和地質(zhì)儲量進行了擬合，含烴體積相對誤差小于3%，地質(zhì)儲量相對誤差小于5%，滿足儲量擬合的要求。同時，為了進一步提高歷史擬合質(zhì)量，采用定液量生產(chǎn)方式，對油藏平均地層壓力和產(chǎn)油量等指標進行了擬合(圖3)。通過以上擬合過程，對油藏模型進行修正和檢驗，保證了模型的可靠性。

2 注入?yún)?shù)正交試驗設(shè)計

根據(jù)氣水交替的目的，以氣水交替后繼續(xù)水驅(qū)至含水98%時的采收率為評價指標，對天然氣氣水交替的驅(qū)油效果進行評價。

在前人深層稠油油藏天然氣吞吐和氣水交替研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合先導試驗區(qū)天然氣氣水交替的主要影響因素，確定出需要優(yōu)化的注入?yún)?shù)，以及每個注入?yún)?shù)的設(shè)計水平。注入?yún)?shù)主要為注氣量、首段塞尺寸、后續(xù)段塞尺寸、氣水段塞比、注氣時機和注氣速度。其中注氣量為天然氣氣水交替過程中注入的天然氣總量，首段塞尺寸為第一個天然氣段塞的大小，后續(xù)段塞尺寸為第二個及以后天然氣段塞的大小，氣水段塞比為每個氣水交替過程中天然氣段塞與水段塞大小之比，注氣時機為先導試驗區(qū)注氣與前期水驅(qū)的間隔時間，立即注氣為0，間隔6個月注氣為6，間隔一年注氣為12，注氣速度為日注天然氣的量。每個注入?yún)?shù)設(shè)計三個水平(表1)。根據(jù)正交試驗設(shè)計原則[22,23]，設(shè)計3水平7因素試驗表(L18(37)，其中1個因素為空，用NT表示)，并用組分數(shù)值模擬方法對各個試驗方案的評價指標(采收率)進行計算。正交試驗結(jié)果和各試驗方案的計算結(jié)果見表2。

表1 正交設(shè)計的注入?yún)?shù)及其水平

﹡HCPV代表油藏含烴體積

表2 正交試驗結(jié)果

續(xù)上表

數(shù)值試驗因 素總注氣量/(HCPV*)首段塞尺寸/(HCPV)后續(xù)段塞尺寸/(HCPV)氣水段塞比注氣時機注氣速度/(m3·d-1)NT采收率,%70.120.020.011∶11230000319.9180.120.0250.0151.5∶1040000121.1990.120.030.0052∶1620000219.16100.090.020.0152∶1630000117.42110.090.0250.0051∶11240000218.53120.090.030.011.5∶1020000318.87130.1050.020.012∶1040000218.56140.1050.0250.0151∶1620000319.03150.1050.030.0051.5∶11230000118.12160.120.020.0151.5∶11220000219.57170.120.0250.0052∶1030000320.36180.120.030.011∶1640000120.25

﹡HCPV代表油藏含烴體積

3 正交試驗結(jié)果分析與討論

為了對比深層稠油油藏天然氣氣水交替方法與水驅(qū)的效果，在先導試驗區(qū)水驅(qū)生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，以前期水驅(qū)的生產(chǎn)制度不變，持續(xù)水驅(qū)至含水率98%，得到水驅(qū)的采收率為13.1%。在正交試驗所得數(shù)據(jù)(表2)的基礎(chǔ)上，采用直觀分析法，計算各注入?yún)?shù)不同水平對應的采收率均值k，并計算各注入?yún)?shù)采收率的極差R(表3)。

表3 正交試驗結(jié)果直觀分析

表2和表3的結(jié)果表明，注氣量、首段塞尺寸、后續(xù)段塞尺寸、氣水段塞比、注氣時機和注氣速度6個因素對天然氣氣水交替驅(qū)油效果均有影響。不同的注入?yún)?shù)組合，可以得到不同的采收率，從最低的17.42%到最高的21.19%，但是，不同組合方式的氣水交替的采收率都明顯高于持續(xù)水驅(qū)的采收率13.1%。

極差是同一注入?yún)?shù)評價指標平均最高值與最低值之差，反映了該注入?yún)?shù)對評價指標的影響程度。從表3的極差值可以看出，注氣量和注氣首段塞尺寸對稠油油藏的采收率影響程度最大，后續(xù)注氣段塞尺寸、氣水段塞比和注氣時機的影響次之，注氣速度的影響最??；各注入?yún)?shù)對采出程度的影響程度從大到小的順序為：注氣量-首段塞尺寸-后續(xù)段塞尺寸-氣水段塞比-注氣時機-注氣速度。由各注入?yún)?shù)各水平的采出程度均值可以看出，給定的注入?yún)?shù)水平中，最優(yōu)水平注入?yún)?shù)組合為：注氣量0.12 HCPV，首段塞尺寸0.025 HCPV，后續(xù)段塞尺寸0.01 HCPV，氣水段塞比1.5∶1，注氣時機0，注氣速度40 000 m3/d。

在直觀分析的基礎(chǔ)上，利用F檢驗法對各注入?yún)?shù)的試驗結(jié)果進行方差分析。注氣量、首段塞尺寸、后續(xù)段塞尺寸、氣水段塞比、注氣時機和注氣速度6個參數(shù)的偏差平方和依次為11.358，5.198，2.381，0.778，0.219和0.023。從方差分析結(jié)果可以看出，注氣量對天然氣氣水交替提高采收率的影響最為顯著；其次，天然氣首段塞尺寸和后續(xù)段塞尺寸對氣水交替提高采收率的影響較為顯著；氣水段塞比、注氣時機和注氣速度這3個注入?yún)?shù)對天然氣氣水交替提高采收率的影響不明顯。方差分析的結(jié)果同樣證實，在天然氣氣水交替提高稠油油藏采收率中，需重點關(guān)注注氣量、天然氣首段塞尺寸和后續(xù)段塞尺寸這3個注入?yún)?shù)。

在注氣提高稠油油藏采收率中，根據(jù)室內(nèi)物理模擬實驗和國外各大油田的經(jīng)驗，在注入氣未突破之前，增油量和采收率是注入氣體段塞尺寸的正函數(shù)。天然氣氣水交替驅(qū)油，可以有效防止注入氣過早突破，同時可以提高油藏的宏觀和微觀驅(qū)替效率，所以注氣量越大，最終采收率越高，為最重要的注入?yún)?shù)。但在實際的礦場實踐中，一般采取采出氣回注的方式作為注入氣的氣源，在注氣量的優(yōu)化中，需要同時考慮理論最優(yōu)注氣量與礦場實際。在氣水交替過程中，注入氣首段塞尺寸在后續(xù)氣水段塞的推動下，既關(guān)系著首輪氣水交替的效果，又關(guān)系著氣體的突破時間，因此，注入氣首段塞尺寸需設(shè)計為一個最優(yōu)尺寸，太大或太小都會影響氣水交替的驅(qū)油效果。后續(xù)注入氣與首段注入氣相比，在注采井間更加深入地向油藏縱向滲流，對難流動的原油進行驅(qū)替，影響氣水交替在空間上的驅(qū)油效果，但后續(xù)注入氣段塞尺寸不宜過大，防止發(fā)生注入氣的快速突破，與注入氣首段塞尺寸一樣存在一個最佳尺寸。其它注入?yún)?shù)雖然對天然氣氣水交替提高采收率也有影響，但相比注氣量、天然氣首段塞尺寸和后續(xù)段塞尺寸3個注入?yún)?shù)，其影響程度明顯降低。

4 結(jié)論

(1)先導區(qū)不同天然氣氣水交替開發(fā)方案采收率與水驅(qū)采收率的數(shù)值模擬結(jié)果表明，天然氣氣水交替開發(fā)方式可以有效提高深層稠油油藏采收率，采收率提高4.32%到8.09%。

(2)通過正交試驗設(shè)計，以均勻可比的方式，在較少開發(fā)方案的基礎(chǔ)上，得到深層稠油油藏先導試驗區(qū)各注入?yún)?shù)對采收率的影響程度和優(yōu)先次序。

(3)深層稠油油藏先導試驗區(qū)天然氣氣水交替各注入?yún)?shù)的最優(yōu)水平分別為：注氣量0.12 HCPV，首段塞尺寸0.025 HCPV，后續(xù)段塞尺寸0.01 HCPV，氣水段塞比1.5∶1，注氣時機0，注氣速度40 000 m3/d。

(4)各注入?yún)?shù)對天然氣氣水交替采收率的影響從大到小的順序為：注氣量-首段塞尺寸-后續(xù)段塞尺寸-氣水段塞比-注氣時機-注氣速度。注氣量、首段塞尺寸和后續(xù)段塞尺寸這3個因素對天然氣氣水交替驅(qū)油效果的影響最大，在設(shè)計開發(fā)方案時需要優(yōu)先考慮。

致謝：中國石油吐哈勘探開發(fā)研究院為本次研究提供了先導試驗區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)；吐哈勘探開發(fā)研究院趙健總工程師和孫欣華高級工程師在本次研究過程中給予了指導和幫助，在此表示感謝。

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(編輯 王建年)

Injection parameter optimization of natural gas alternating water in deep heavy oil reservoir

Wang Mingchuan1，Zhu Weiyao2，Shi Chengfang3，Wu Nan2

(1.Exploration&ProductionResearchInstitute，Sinopec;2.SchoolofCivilandEnvironmentalEngineering，UniversityofScienceandTechnologyBeijing； 3.ResearchInstituteofPetroleum&Development，PetroChina，Beijing100083,China)

Based on the geology and development characteristics of M heavy oil reservoir in Luzhong area，combined with fitting equation of phase state，the numerical simulation model for pilot test reservoir was set up.The orthogonal tests were carried out to evaluate recovery factors of six injection parameters including total gas slug size，first gas slug size，successive gas slug size，gas water slug ratio，gas injection timing and injection rate.According to visual and variance analysis of test results，it was evaluated the quantitative influence of injection parameters on the recovery factor of heavy oil reservoir.And then the priority order and the optimal combination of injection parameters were obtained.It provides guidance and basis for the determination of natural gas alternating water injection parameters in heavy oil field.

deep heavy oil reservoir；gas alternating water；orthogonal experiment；injection parameter optimization；numerical simulation

2016-01-21；改回日期：2016-07-01。

王鳴川(1985—)，工程師，博士，現(xiàn)從事儲層建模與油藏數(shù)值模擬研究，電話：010-82312334，E-mail：wang_mingchuan@126.com。

國家科技重大專項“剩余油分布綜合預測與精細注采結(jié)構(gòu)調(diào)整技術(shù)”(2011ZX05010-002)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.03.010

TE319

A