深层稠油油藏天然气气水交替注入参数优化

王鸣川，朱维耀，石成方，武 男

(1.中国石化石油勘探开发研究院；2.北京科技大学土木与环境工程学院；3.中国石油勘探开发研究院，北京，100083)

深层稠油油藏天然气气水交替注入参数优化

王鸣川1，朱维耀2，石成方3，武 男2

(1.中国石化石油勘探开发研究院；2.北京科技大学土木与环境工程学院；3.中国石油勘探开发研究院，北京，100083)

针对鲁中区M稠油油藏的地质与开发特征，结合相态拟合后的状态方程，建立先导试验区油藏数值模拟模型。利用历史拟合调整后的油藏数值模拟模型，采用正交试验设计方法，考虑天然气气水交替的注气量、首段塞尺寸、后续段塞尺寸、气水段塞比、注气时机和注气速度6个参数，以采收率为评价指标，对各注入参数进行正交试验研究。通过对试验结果的直观分析和方差分析，定量评价各注入参数对稠油油藏采收率的影响程度，得到各注入参数优先次序，并获得天然气气水交替各注入参数的最优组合，为现场天然气气水交替注入参数的确定提供指导和依据。

深层稠油油藏 气水交替 正交试验 注入参数优化 数值模拟

鲁中区M稠油油藏自上世纪九十年代投入开发后，先后经历了天然能量开发、笼统注水和分层注水开发阶段[1-3]。M油藏转注水开发后，含水率迅速上升，部分井的含水率接近90%，如果按照常规油田的开发思路，继续水驱，将会陷入“含水率高、采出程度低”的开发困境。蒸汽吞吐和蒸汽驱两种注蒸汽热采技术适用于埋深较浅(150～1 600 m)、渗透率大于200×10-3μm2的稠油油藏[4]，M油藏由于埋深大(>2 000 m)，地层压力高、吸汽能力差、热损失严重，导致注蒸汽热采技术的适用性差[5-8]，难以应用。气体具有容易注入深层储层的优点[4,9]，国内西部油藏开发过程中大多有天然气采出，注入的天然气可以回收再利用，使得注气采稠油经济成本低，方法可行。实验研究表明，在适当的压力下，注入气与原油多次接触能达到动态混相状态，具有较好的降粘效果，注气较注蒸汽具有更高的驱替效率[1,10]。从世界范围来看， 注气已经成为仅次于热采的第二大稠油EOR技术[11]。但气驱和水驱类似，连续气驱容易气窜。为了调整气驱驱替剖面，提高气驱驱替效率，现场通常采用气水交替注入的方式进行注气提高采收率[12]。国外稠油油藏的注气采油应用表明，气水交替驱可以有效改善油藏的气水交替后续水驱波及体积，提高油藏采收率[13,14]。天然气气水交替与目前应用较多的N2、CO2等气水交替不同，注入气与油藏流体的混相压力难以确定，甚至无固定混相压力，导致制定开发方案时，难以准确设计各注入参数的数值[14-16]。国内外对天然气的注入研究多为吞吐参数研究或单因素数值模拟研究[1,5,17-19]。因此，需对深层稠油油藏天然气气水交替注入参数进行研究，为该类油藏的优化开发提供指导。

1 油藏模型的建立与检验

1.1 油藏概况

鲁中区M油藏埋深2 680～2 850 m，油层平均厚度50 m，平均孔隙度20.06%，平均渗透率264.67×10-3μm2，为中孔、中渗储集层。地层条件下的原油粘度为60～70 mPa·s，58 ℃时地面脱气原油粘度为12 185 mPa·s，地面脱气原油密度为0.952 g/cm3。油藏初始平均压力为27 MPa。总体来看，M油藏原油粘度大，密度大，地下流动条件较差，为典型的深层稠油油藏。M油藏天然能量开发阶段末期含水率小于10%，采出程度3.11%。2008年转人工注水开发，截至2010年综合含水超过60%，采出程度6.36%。

1.2 地质模型的建立

天然气气水交替先导试验区为一楔形的断层封闭区，共4个井组21口井，为不规则的反七点井网。采用角点网格建立先导区的网格系统，平面网格划分为51×34，网格大小为20 m×20 m，纵向上按照隔夹层分布情况划分为50个网格，网格总数为86 700个，有效网格数为58 900个。在精细沉积相研究的基础上，采用确定性方法建立先导区的沉积相模型[20]，结合砂厚图，建立先导区的净毛比模型。根据相控建模原则，以测井数据为硬数据，采用序贯高斯模拟方法建立孔隙度模型和饱和度模型(图1)，并以孔隙度模型协同约束建立渗透率模型。

图1 M油藏三维孔隙度分布

1.3 相态拟合

天然气注入时，地层流体的物理化学性质如流体组成和组分、密度、粘度、体积系数、界面张力等都会发生相应变化，因此，相态拟合对气水交替过程的模拟十分重要。在对地层流体相态参数研究的基础上，本次研究采用PR3状态方程，对恒组分膨胀实验、等容衰竭实验和差异分离实验的实验数据进行拟合，最终得到拟合后的P-T相图(图2)。

(1)

PR3状态方程的表述如上[21]。

式中：p为压力，MPa；R为通用气体常数，8.314J/mol·K；T为热力学温度，K；V为摩尔体积，m3/mol；a为引力项参数，Pa·(m3/mol)2；b为斥力项参数，m3/mol；c为分子体积校正系数，m3/mol。

在相态拟合过程中，首先对重组分进行劈分，之后依据相似原则对组分进行合并，得到摩尔含量比较相近的7个拟组分，以实验测得的饱和压力、气油比、相对体积、体积系数等作为回归计算目标，将拟组分的相互作用系数、体积平移因子、粘度、临界体积等参数作为回归变量，经过反复调整和拟合，得到流体临界参数场和状态方程参数，为气水交替模拟计算提供可靠的PVT高压流体属性数据。

图2 M油藏流体的P-T相图

图3 先导试验区历史拟合

1.4 生产历史拟合

对生产动态的拟合是油藏数值模拟的关键一环，其目的是通过调整油藏模型参数，使油藏模型与实际油藏相符。首先对油藏含烃体积和地质储量进行了拟合，含烃体积相对误差小于3%，地质储量相对误差小于5%，满足储量拟合的要求。同时，为了进一步提高历史拟合质量，采用定液量生产方式，对油藏平均地层压力和产油量等指标进行了拟合(图3)。通过以上拟合过程，对油藏模型进行修正和检验，保证了模型的可靠性。

2 注入参数正交试验设计

根据气水交替的目的，以气水交替后继续水驱至含水98%时的采收率为评价指标，对天然气气水交替的驱油效果进行评价。

在前人深层稠油油藏天然气吞吐和气水交替研究的基础上，结合先导试验区天然气气水交替的主要影响因素，确定出需要优化的注入参数，以及每个注入参数的设计水平。注入参数主要为注气量、首段塞尺寸、后续段塞尺寸、气水段塞比、注气时机和注气速度。其中注气量为天然气气水交替过程中注入的天然气总量，首段塞尺寸为第一个天然气段塞的大小，后续段塞尺寸为第二个及以后天然气段塞的大小，气水段塞比为每个气水交替过程中天然气段塞与水段塞大小之比，注气时机为先导试验区注气与前期水驱的间隔时间，立即注气为0，间隔6个月注气为6，间隔一年注气为12，注气速度为日注天然气的量。每个注入参数设计三个水平(表1)。根据正交试验设计原则[22,23]，设计3水平7因素试验表(L18(37)，其中1个因素为空，用NT表示)，并用组分数值模拟方法对各个试验方案的评价指标(采收率)进行计算。正交试验结果和各试验方案的计算结果见表2。

表1 正交设计的注入参数及其水平

﹡HCPV代表油藏含烃体积

表2 正交试验结果

续上表

数值试验因 素总注气量/(HCPV*)首段塞尺寸/(HCPV)后续段塞尺寸/(HCPV)气水段塞比注气时机注气速度/(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代表油藏含烃体积

3 正交试验结果分析与讨论

为了对比深层稠油油藏天然气气水交替方法与水驱的效果，在先导试验区水驱生产历史拟合的基础上，以前期水驱的生产制度不变，持续水驱至含水率98%，得到水驱的采收率为13.1%。在正交试验所得数据(表2)的基础上，采用直观分析法，计算各注入参数不同水平对应的采收率均值k，并计算各注入参数采收率的极差R(表3)。

表3 正交试验结果直观分析

表2和表3的结果表明，注气量、首段塞尺寸、后续段塞尺寸、气水段塞比、注气时机和注气速度6个因素对天然气气水交替驱油效果均有影响。不同的注入参数组合，可以得到不同的采收率，从最低的17.42%到最高的21.19%，但是，不同组合方式的气水交替的采收率都明显高于持续水驱的采收率13.1%。

极差是同一注入参数评价指标平均最高值与最低值之差，反映了该注入参数对评价指标的影响程度。从表3的极差值可以看出，注气量和注气首段塞尺寸对稠油油藏的采收率影响程度最大，后续注气段塞尺寸、气水段塞比和注气时机的影响次之，注气速度的影响最小；各注入参数对采出程度的影响程度从大到小的顺序为：注气量-首段塞尺寸-后续段塞尺寸-气水段塞比-注气时机-注气速度。由各注入参数各水平的采出程度均值可以看出，给定的注入参数水平中，最优水平注入参数组合为：注气量0.12 HCPV，首段塞尺寸0.025 HCPV，后续段塞尺寸0.01 HCPV，气水段塞比1.5∶1，注气时机0，注气速度40 000 m3/d。

在直观分析的基础上，利用F检验法对各注入参数的试验结果进行方差分析。注气量、首段塞尺寸、后续段塞尺寸、气水段塞比、注气时机和注气速度6个参数的偏差平方和依次为11.358，5.198，2.381，0.778，0.219和0.023。从方差分析结果可以看出，注气量对天然气气水交替提高采收率的影响最为显著；其次，天然气首段塞尺寸和后续段塞尺寸对气水交替提高采收率的影响较为显著；气水段塞比、注气时机和注气速度这3个注入参数对天然气气水交替提高采收率的影响不明显。方差分析的结果同样证实，在天然气气水交替提高稠油油藏采收率中，需重点关注注气量、天然气首段塞尺寸和后续段塞尺寸这3个注入参数。

在注气提高稠油油藏采收率中，根据室内物理模拟实验和国外各大油田的经验，在注入气未突破之前，增油量和采收率是注入气体段塞尺寸的正函数。天然气气水交替驱油，可以有效防止注入气过早突破，同时可以提高油藏的宏观和微观驱替效率，所以注气量越大，最终采收率越高，为最重要的注入参数。但在实际的矿场实践中，一般采取采出气回注的方式作为注入气的气源，在注气量的优化中，需要同时考虑理论最优注气量与矿场实际。在气水交替过程中，注入气首段塞尺寸在后续气水段塞的推动下，既关系着首轮气水交替的效果，又关系着气体的突破时间，因此，注入气首段塞尺寸需设计为一个最优尺寸，太大或太小都会影响气水交替的驱油效果。后续注入气与首段注入气相比，在注采井间更加深入地向油藏纵向渗流，对难流动的原油进行驱替，影响气水交替在空间上的驱油效果，但后续注入气段塞尺寸不宜过大，防止发生注入气的快速突破，与注入气首段塞尺寸一样存在一个最佳尺寸。其它注入参数虽然对天然气气水交替提高采收率也有影响，但相比注气量、天然气首段塞尺寸和后续段塞尺寸3个注入参数，其影响程度明显降低。

4 结论

(1)先导区不同天然气气水交替开发方案采收率与水驱采收率的数值模拟结果表明，天然气气水交替开发方式可以有效提高深层稠油油藏采收率，采收率提高4.32%到8.09%。

(2)通过正交试验设计，以均匀可比的方式，在较少开发方案的基础上，得到深层稠油油藏先导试验区各注入参数对采收率的影响程度和优先次序。

(3)深层稠油油藏先导试验区天然气气水交替各注入参数的最优水平分别为：注气量0.12 HCPV，首段塞尺寸0.025 HCPV，后续段塞尺寸0.01 HCPV，气水段塞比1.5∶1，注气时机0，注气速度40 000 m3/d。

(4)各注入参数对天然气气水交替采收率的影响从大到小的顺序为：注气量-首段塞尺寸-后续段塞尺寸-气水段塞比-注气时机-注气速度。注气量、首段塞尺寸和后续段塞尺寸这3个因素对天然气气水交替驱油效果的影响最大，在设计开发方案时需要优先考虑。

致谢：中国石油吐哈勘探开发研究院为本次研究提供了先导试验区生产数据；吐哈勘探开发研究院赵健总工程师和孙欣华高级工程师在本次研究过程中给予了指导和帮助，在此表示感谢。

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(编辑 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。

王鸣川(1985—)，工程师，博士，现从事储层建模与油藏数值模拟研究，电话：010-82312334，E-mail：wang_mingchuan@126.com。

国家科技重大专项“剩余油分布综合预测与精细注采结构调整技术”(2011ZX05010-002)。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2016.03.010

TE319

A