菅曉翠

天然氣氣水交替驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化研究

菅曉翠

（大港油田公司第五采油廠， 天津 300283）

針對海上某油藏天然氣氣水交替驅(qū)開發(fā)方式設(shè)計了14個開發(fā)方案，利用組分模擬器對總注氣量、注氣速度和氣水比注入?yún)?shù)進行了優(yōu)化研究。通過對比各種方案下的原油采出程度和換油率兩個指標，結(jié)果表明氣水交替驅(qū)能有效控制氣體流度，形成穩(wěn)定的驅(qū)替前緣，對比每個方案采油指標后優(yōu)選出的該油藏的注入?yún)?shù)為總注氣量0.25HCPV，注氣速度為20 000 m3/d，氣水比為1∶2。

天然氣驅(qū)；提高采收率；氣水交替；注入?yún)?shù)優(yōu)化

海上油田注天然氣提高采收具有廣泛應(yīng)用前景[1,2]。海上某半背斜斷塊油藏，天然氣產(chǎn)量豐富，設(shè)計采用天然氣氣水交替驅(qū)方式開采。循環(huán)注入的水和天然氣除了能補充地層能量，還能降低油氣兩相界面張力，減小毛管阻力提高采收率[3,4]。此外，天然氣溶解在原油中能使原油體積發(fā)生膨脹，降低原油密度和粘度，增加原油流度；且隨著注氣量的增加，原油物性變化越大[5]。在地層條件下氣體和原油流度比大于1，單純注氣容易形成不穩(wěn)定的驅(qū)替前緣，造成指進現(xiàn)象，使氣體過早突破造成無效注氣[6,7]，而采用氣水交替方式注入能有效控制氣體流度，增大氣體波及體積[8]。影響氣水交替驅(qū)油效率的因素包括儲層物性以及注入?yún)?shù)。注入?yún)?shù)包括氣水比、周期數(shù)、注氣速度、總注氣量等。為了增加驅(qū)油效率，需要對該油藏氣水交替驅(qū)注入?yún)?shù)進行優(yōu)化。注氣會導(dǎo)致油藏組分組成發(fā)生變化，組分模擬器可以模擬不同組分在相間質(zhì)量交換的情況。因此，本文選用GEM組分模擬器對該油藏氣水交替驅(qū)的總注氣量、注氣速度和注水速度、注入周期、氣水比等參數(shù)進行了優(yōu)選，研究了不同注入?yún)?shù)對原油采出程度的影響，對該油藏實施合理的氣水交替驅(qū)方案提供了可靠的依據(jù)與參考。

1 地質(zhì)模型

該油藏埋3 600 m，原始地層壓力37.44 MPa，溫度86 ℃。孔隙度主要分布在9.8%~14.8%，滲透率介于120~350.1mD，為中孔中滲儲層。原油脫氣后密度695.3 kg/m3，原油粘度為1.28 mPa.s（79.8 ℃，35.93 MPa），原油體積系數(shù)1.229 3（79.8 ℃，35.93 MPa），溶解氣油比為66.3 m3/m3。本文選取一個反五點井網(wǎng)井組進行研究，該模型井距為600 m。平面網(wǎng)格數(shù)為21×21個，網(wǎng)格大小為30 m×30 m?？v向上分6個層，每層厚3 m。模型參數(shù)具體如表1所示。流體組分越多，模擬計算所花費的時間越長，為了計算方便，將流體劃分為7個擬組分，擬組分含量和性質(zhì)如表2所示。利用Winprop模擬計算在油藏溫度條件下注入氣和原油的最小混相壓力為43.2 MPa，油藏壓力接近于該最小混相壓力，因此，該油藏氣水交替驅(qū)過程為近混相驅(qū)替。

表1 油藏物性

表2 油藏流體組分及組成

2 參數(shù)優(yōu)化

2.1 總注氣量

注入氣量不足會減少原油中溶解天然氣的量，使原油粘度密度等物性變化大；注入氣量過多，容易形成氣竄造成無效注氣。針對注氣量對該井組開發(fā)效果的影響，共設(shè)計了6種方案（總注氣量分別0.18、0.20、0.21、0.25、0.27 HCPV）對總注氣量進行優(yōu)選。在各方案中，生產(chǎn)井定井底流壓10 MPa，氣水比為1∶1，天然氣段塞為7個。注氣速度為30 000 m3/d（地面條件），注水速度為100 m3/d（地面條件），生產(chǎn)5 a。

不同方案下的結(jié)果見表3，從圖1可以看出，當(dāng)注氣量為0.25HCPV時的采出程度最大，當(dāng)注氣量增加至0.27HCPV時采出程度顯著降低，這是由于注氣量增加會加劇氣竄，氣體沿著高滲層從注入井滲流到生產(chǎn)井，沒有對原油形成有效驅(qū)替。換油率指的是采出單位質(zhì)量的原油需要注入的氣量，隨著注氣量的增加，換油率逐漸減小，綜合采出程度和換油率兩個指標，確定最優(yōu)注入氣量為0.25HCPV。

表3 不同注氣量結(jié)果對比

圖1 不同注氣量下采出程度與換油率

2.2 注入速度

針對注氣速度對采收率的影響，在氣水比1∶1的條件下設(shè)計了5套方案研究該井組注氣速度對收率的影響，通過前面優(yōu)化的總注氣量為0.21 HCPV，注氣速度分別為10 000、12 000、20 000，25 000，30 000 m3/d。不同注氣速度下的采收率見表4，從圖2中可以看出換油率隨著注氣速度的增大而變大，這是因為注氣速度過大導(dǎo)致氣體過早突破，生產(chǎn)井汽油比急劇上升后換油率也隨之增大。在注氣速度為20 000 m3/d時采出程度達到22.39%，換油率為111.4 m3/t，此方案采出程度最大，換油率處于平均水平，因此，推薦合理注氣速度為20 000 m3/d。

表4 不同注氣速度結(jié)果對比

圖2 不同注氣速度下采出程度與換油率

2.3 氣水比

合理的氣水比能夠有效控制氣體流度，延緩氣體突破的時間，增加采油量，為了研究氣水比對采油量的影響，共設(shè)計了3套方案，氣水比分別為1∶1，1∶2,1∶3。注入氣量為0.25 HCPV，注氣速度為20 000 m3/d，生產(chǎn)時間為5 a，不同氣水比下的開發(fā)指標見表5。

表5 不同氣水比結(jié)果對比

從圖3中可以看出，在氣水比為1∶2時的采出程度為28.32%，換油率為64.4 m3/t，在所有方案中，該氣水比下的采出程度最大而換油率最小，因此推薦氣水比1∶2為最佳氣水比。

3 結(jié)論

（1）研究表明，氣水交替驅(qū)能夠有效延緩氣體突破時間，增加原油的采出程度，氣水交替驅(qū)適合該油藏的高效開發(fā)。

（2）研究方案說明注入天然氣不是越多采出程度越大，合理的天然氣注入量需要同時考慮采出程度和換油率兩個指標，才能經(jīng)濟有效的氣水交替驅(qū)。

（3）數(shù)值模擬研究表明，對該油藏實施天然氣氣水交替驅(qū)的最優(yōu)方案為總注氣量為0.25 HCPV，最佳注氣速度為20 000 m3/d，氣水比為1∶2。

圖3 不同氣水比下采出程度與換油率

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Optimization Study on Injection Parameters for Natural Gas /Water Alternative Drive

（Dagang Oilfield Company No.5 Oil Production Plant, Tianjin300283, China）

Fourteen development schemes were designed for development of a marine reservoir by natural gas/water alternative drive, and the injection parameters of total gas injection volume, gas injection rate and gas/water ratio were optimized by using a component simulator. Oil recovery and gas/oil ratio of various schemes were compared. The results showed that WAG can effectively control the gas mobility, and form stable front drive. The best injection parameters are as follows: total injection volume 0.25 HCPV, gas injection rate 20 000 m3/d ,and gas/water ratio 1:2 .

Natural gas flooding; Enhanced oil recovery; Gas water alternation; Injection parameter optimization

TE 357

A

1671-0460（2017）12-2560-03

2017-02-26

菅曉翠（1990-），女，天津人，助理工程師，主要從事油藏工程，提高采收率方面的研究。E-mail: 707666279@qq.com。