林 飛，歐陽(yáng)傳湘，李春穎，廖 旋（長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 武漢 430100）

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低滲透油藏氣水交替驅(qū)數(shù)值模擬研究

林 飛，歐陽(yáng)傳湘，李春穎，廖 旋
（長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 武漢 430100）

摘要：吉林油田某區(qū)塊低阻低滲，縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重，是典型的低滲透砂巖油田。結(jié)合該區(qū)塊的地質(zhì)特征和注水開(kāi)發(fā)生產(chǎn)歷史，應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬軟件，采用單因子變量法，研究注入方式及注入?yún)?shù)等因素對(duì)低滲透油藏開(kāi)發(fā)效果的影響。結(jié)果表明，最佳的注入方案為注氣180 d后轉(zhuǎn)注水180 d的氣水交替的注入方式，注入周期為1 a，氣水比為1：1，注氣速度為10 000 m3/d左右。

關(guān)鍵詞：低滲油藏；氣水交替驅(qū)；油藏?cái)?shù)值模擬；參數(shù)優(yōu)化

低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)到后期時(shí)，含水率高，且仍有大量的剩余油未被采出，水驅(qū)采收率較低。注氣開(kāi)采是注水開(kāi)發(fā)后的有效開(kāi)發(fā)方式，能有效的提高最終采收率［1］。而在目前能源問(wèn)題日趨嚴(yán)重的情況下，如何提高低滲透油藏的采收率是國(guó)內(nèi)外共同關(guān)注的話題。研究區(qū)塊位于吉林油田，是典型的低滲透砂巖油氣藏，平均滲透率為7.5×10-3μm2，截至到目前為止，平均含水率已高達(dá)89.4%，且大部分井已經(jīng)進(jìn)入高含水期，水驅(qū)采收率很低。低滲透油藏滲流機(jī)理復(fù)雜，影響氣水交替驅(qū)最終結(jié)果的因素很多，由于吉林油田CO2資源豐富，因此本文以吉林油田某區(qū)塊為例，利用Eclipse軟件，重點(diǎn)研究氣水交替驅(qū)不同的注入?yún)?shù)對(duì)低滲透油藏采收率的影響［2，3］。注氣后轉(zhuǎn)注水的氣水交替驅(qū)注入方式效果好，注入周期為1 a，氣水比為1：1，注氣速度為10 000 m3/d左右。

1　模型的建立

研究區(qū)塊選用反九點(diǎn)法方式布井，井距為 250 m。模型利用Eclipse軟件，選取一個(gè)反九點(diǎn)井組，X、Y方向的網(wǎng)格步長(zhǎng)為25 m，網(wǎng)格數(shù)為21個(gè)，Z方向采用實(shí)際的地質(zhì)分層，劃分為18個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格總數(shù)為21×21×18=7 938個(gè)。模型采用前期研究確定的PVT相態(tài)參數(shù)、油氣、油水相對(duì)滲透率曲線以及毛細(xì)管壓力［4，5］。根據(jù)實(shí)際情況，軟件中輸入的儲(chǔ)層參數(shù)如表1。

表1　模型輸入?yún)?shù)表Table 1　Model input parameters

2　方案設(shè)計(jì)

利用油藏?cái)?shù)值模擬手段，定量的分析不同的注入方式、轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)、注氣周期、氣水比、注氣速度對(duì)驅(qū)替效果的影響［6］，共設(shè)計(jì)了23個(gè)方案。為了符合研究區(qū)塊的實(shí)際生產(chǎn)情況，方案均先進(jìn)行水驅(qū)，當(dāng)生產(chǎn)井含水率達(dá)90%時(shí)，再進(jìn)行氣驅(qū)或氣水交替驅(qū)，直至生產(chǎn)井含水率達(dá)到95%或者氣油比大于2 000 m3/m3時(shí)關(guān)井。所有方案中，注入井注水時(shí)日注入量為120 m3，注氣時(shí)日注入量為10 000 m3。

2.1注入方式優(yōu)化

為了研究注入方式對(duì)采收率的影響［6］，設(shè)計(jì)了6種方案。保持現(xiàn)有注采方式的方案1被視為基礎(chǔ)方案，方案2是在含水率達(dá)到90%后展開(kāi)連續(xù)氣驅(qū)，方案3是在含水率達(dá)到90%后直接進(jìn)行氣水交替，而方案4-6是在含水率達(dá)到90%后繼續(xù)注水1至3年，然后進(jìn)行氣水交替驅(qū)。不同注入方式的開(kāi)發(fā)效果見(jiàn)表2。

表2　注入方式優(yōu)化方案及結(jié)果Table 2　Scheme and results of injection solution optimization

由表2可以看出，含水率達(dá)到90%后直接進(jìn)行氣水交替驅(qū)的效果最好。主要是因?yàn)閱渭兊乃?qū)含水率上升過(guò)快，而單純的氣驅(qū)，容易導(dǎo)致氣竄，從而影響開(kāi)發(fā)效果，而氣水交替注入，降低了氣體的相對(duì)滲透率，一定程度上控制了氣體的指進(jìn)，降低了氣竄的可能性［7］。因此，氣水交替的開(kāi)發(fā)方式明顯優(yōu)于持續(xù)注水或持續(xù)注氣。建議盡早的進(jìn)行氣水交替驅(qū)。CO2既可以溶解于原油中，又可以溶解在水中，因此當(dāng)含水率達(dá)到90%后直接進(jìn)行氣水交替驅(qū)與繼續(xù)注水一段時(shí)間后再氣水交替相比，CO2溶解于原油的比例較大，開(kāi)發(fā)效果較好。因此，應(yīng)盡早的進(jìn)行氣水交替驅(qū)。

2.2注氣周期優(yōu)化

根據(jù)單因子變量原則，保持注水、注氣速度不變，模型模擬計(jì)算了在含水率達(dá)到90%以及氣水比為1∶1的條件下，不同的注氣周期對(duì)采收率的影響［7］。共設(shè)計(jì)了8種方案，如表3所示。

由表3可以看出，在氣水比、日注氣量及日注水量一定的情況下隨著注入周期的增大，采出程度先增大后減小，注氣210 d然后轉(zhuǎn)注水210 d的氣水交替方式效果最好?？紤]到實(shí)際礦場(chǎng)操作的方便性以及注氣時(shí)間不宜過(guò)長(zhǎng)，選用的注氣周期為180 d。

表3　注氣周期優(yōu)化方案及結(jié)果Table 3　Scheme and results of gas injection cycle optimization

2.3氣水比優(yōu)化

在含水率達(dá)到90%的基礎(chǔ)上，一個(gè)氣水交替周期中注氣時(shí)間為180 d時(shí)，保持注水、注氣速度等參數(shù)不變，通過(guò)改變注水時(shí)間來(lái)改變氣水比。不同注水時(shí)間下的氣水比、采出程度如表4。

表4　氣水比優(yōu)化方案及結(jié)果Table 4　Scheme and results of gas water ratio optimization

模擬結(jié)果表明，單個(gè)周期中注水時(shí)間為180 d，即氣水比為1∶1時(shí)采出程度最大。主要是因?yàn)楫?dāng)氣水比過(guò)小時(shí)，注水體積不斷增加，氣段塞沒(méi)有波及到那些水驅(qū)不到的油層，使得沒(méi)有被驅(qū)替出的殘余油量增多，導(dǎo)致采出程度下降；當(dāng)氣水比過(guò)大時(shí)，井口油氣比迅速上升，很短時(shí)間內(nèi)氣體便會(huì)突破，導(dǎo)致某些油井關(guān)井較早，致使采出程度下降［8］。因此，最佳的氣水比為1∶1。

2.4注氣速度優(yōu)化

模型采用注氣180 d然后轉(zhuǎn)注水180 d的氣水交替方式進(jìn)行模擬，在基本保持注采平衡的基礎(chǔ)上，選取了5種不同的注氣速度。設(shè)計(jì)方案及結(jié)果如表5。

表5　注氣速度優(yōu)化方案及結(jié)果Table 5　Scheme and results of gas injection rate optimization

由表5可知，日注氣速度對(duì)采出程度影響較大，隨著注氣速度的增大，采出程度先增大，當(dāng)日注氣量達(dá)到10 000 m3后，采出程度逐漸下降。因此，注氣速度達(dá)到10 000 m3/d時(shí)，增產(chǎn)效果最好。

3　結(jié) 論

（1）通過(guò)模擬研究發(fā)現(xiàn)，與持續(xù)注水和持續(xù)注氣相比，氣水交替驅(qū)的開(kāi)發(fā)方式驅(qū)油效果明顯，對(duì)于低滲透油田的開(kāi)發(fā)具有顯著的優(yōu)勢(shì)。

（2）研究方法為單因子變量法，最佳的注入方案為：注氣180 d后轉(zhuǎn)注水180 d的氣水交替注入方式，注入氣水比為1：1，注氣速度為10 000 m3/d。

（3）本文進(jìn)行的氣水交替驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化的思路及方法，對(duì)于改善低滲透油藏的開(kāi)發(fā)效果具有重要的意義。

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Numerical Simulation of Water Alternating Gas Injection in Low Permeability Reservoir

LIN Fei，OUYANG Chuan-xiang，LI Chun-ying，LIAO Xuan
（Yangtze University，Hubei Wuhan 430100，China）

Abstract：The study area in Jilin oilfield is a typical low permeability sandstone oilfield with low resistance and serious vertical heterogeneity.According to the actual geological characteristics and water flooding production history，numerical reservoir simulation software was used to research the influence of injection methods and parameters on development effect of low permeability reservoir.The results show that，the best solution is water injection for 180 days alternating gas injection for 180 days，with gas water ratio of 1：1 and gas injection rate of 10 000 m3/d，which lasts for a period of one year.

Key words：Low permeability reservoir；Water alternating gas；Numerical simulation；Parameters optimization

中圖分類(lèi)號(hào)：TE 357

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1671-0460（2016）01-0160-02

收稿日期：2015-10-14

作者簡(jiǎn)介：林飛（1990-），男，山東煙臺(tái)人，在讀研究生，主要從事油藏工程、油藏?cái)?shù)值模擬方面的研究。E-mail：324389610@qq.com。