低渗透油藏气水交替驱数值模拟研究

林 飞，欧阳传湘，李春颖，廖 旋（长江大学，湖北 武汉 430100）



低渗透油藏气水交替驱数值模拟研究

林 飞，欧阳传湘，李春颖，廖 旋
（长江大学，湖北 武汉 430100）

摘要：吉林油田某区块低阻低渗，纵向非均质性严重，是典型的低渗透砂岩油田。结合该区块的地质特征和注水开发生产历史，应用油藏数值模拟软件，采用单因子变量法，研究注入方式及注入参数等因素对低渗透油藏开发效果的影响。结果表明，最佳的注入方案为注气180 d后转注水180 d的气水交替的注入方式，注入周期为1 a，气水比为1：1，注气速度为10 000 m3/d左右。

关键词：低渗油藏；气水交替驱；油藏数值模拟；参数优化

低渗透油藏注水开发到后期时，含水率高，且仍有大量的剩余油未被采出，水驱采收率较低。注气开采是注水开发后的有效开发方式，能有效的提高最终采收率［1］。而在目前能源问题日趋严重的情况下，如何提高低渗透油藏的采收率是国内外共同关注的话题。研究区块位于吉林油田，是典型的低渗透砂岩油气藏，平均渗透率为7.5×10-3μm2，截至到目前为止，平均含水率已高达89.4%，且大部分井已经进入高含水期，水驱采收率很低。低渗透油藏渗流机理复杂，影响气水交替驱最终结果的因素很多，由于吉林油田CO2资源丰富，因此本文以吉林油田某区块为例，利用Eclipse软件，重点研究气水交替驱不同的注入参数对低渗透油藏采收率的影响［2，3］。注气后转注水的气水交替驱注入方式效果好，注入周期为1 a，气水比为1：1，注气速度为10 000 m3/d左右。

1　模型的建立

研究区块选用反九点法方式布井，井距为 250 m。模型利用Eclipse软件，选取一个反九点井组，X、Y方向的网格步长为25 m，网格数为21个，Z方向采用实际的地质分层，划分为18个网格，网格总数为21×21×18=7 938个。模型采用前期研究确定的PVT相态参数、油气、油水相对渗透率曲线以及毛细管压力［4，5］。根据实际情况，软件中输入的储层参数如表1。

表1　模型输入参数表Table 1　Model input parameters

2　方案设计

利用油藏数值模拟手段，定量的分析不同的注入方式、转注时机、注气周期、气水比、注气速度对驱替效果的影响［6］，共设计了23个方案。为了符合研究区块的实际生产情况，方案均先进行水驱，当生产井含水率达90%时，再进行气驱或气水交替驱，直至生产井含水率达到95%或者气油比大于2 000 m3/m3时关井。所有方案中，注入井注水时日注入量为120 m3，注气时日注入量为10 000 m3。

2.1注入方式优化

为了研究注入方式对采收率的影响［6］，设计了6种方案。保持现有注采方式的方案1被视为基础方案，方案2是在含水率达到90%后展开连续气驱，方案3是在含水率达到90%后直接进行气水交替，而方案4-6是在含水率达到90%后继续注水1至3年，然后进行气水交替驱。不同注入方式的开发效果见表2。

表2　注入方式优化方案及结果Table 2　Scheme and results of injection solution optimization

由表2可以看出，含水率达到90%后直接进行气水交替驱的效果最好。主要是因为单纯的水驱含水率上升过快，而单纯的气驱，容易导致气窜，从而影响开发效果，而气水交替注入，降低了气体的相对渗透率，一定程度上控制了气体的指进，降低了气窜的可能性［7］。因此，气水交替的开发方式明显优于持续注水或持续注气。建议尽早的进行气水交替驱。CO2既可以溶解于原油中，又可以溶解在水中，因此当含水率达到90%后直接进行气水交替驱与继续注水一段时间后再气水交替相比，CO2溶解于原油的比例较大，开发效果较好。因此，应尽早的进行气水交替驱。

2.2注气周期优化

根据单因子变量原则，保持注水、注气速度不变，模型模拟计算了在含水率达到90%以及气水比为1∶1的条件下，不同的注气周期对采收率的影响［7］。共设计了8种方案，如表3所示。

由表3可以看出，在气水比、日注气量及日注水量一定的情况下随着注入周期的增大，采出程度先增大后减小，注气210 d然后转注水210 d的气水交替方式效果最好。考虑到实际矿场操作的方便性以及注气时间不宜过长，选用的注气周期为180 d。

表3　注气周期优化方案及结果Table 3　Scheme and results of gas injection cycle optimization

2.3气水比优化

在含水率达到90%的基础上，一个气水交替周期中注气时间为180 d时，保持注水、注气速度等参数不变，通过改变注水时间来改变气水比。不同注水时间下的气水比、采出程度如表4。

表4　气水比优化方案及结果Table 4　Scheme and results of gas water ratio optimization

模拟结果表明，单个周期中注水时间为180 d，即气水比为1∶1时采出程度最大。主要是因为当气水比过小时，注水体积不断增加，气段塞没有波及到那些水驱不到的油层，使得没有被驱替出的残余油量增多，导致采出程度下降；当气水比过大时，井口油气比迅速上升，很短时间内气体便会突破，导致某些油井关井较早，致使采出程度下降［8］。因此，最佳的气水比为1∶1。

2.4注气速度优化

模型采用注气180 d然后转注水180 d的气水交替方式进行模拟，在基本保持注采平衡的基础上，选取了5种不同的注气速度。设计方案及结果如表5。

表5　注气速度优化方案及结果Table 5　Scheme and results of gas injection rate optimization

由表5可知，日注气速度对采出程度影响较大，随着注气速度的增大，采出程度先增大，当日注气量达到10 000 m3后，采出程度逐渐下降。因此，注气速度达到10 000 m3/d时，增产效果最好。

3　结 论

（1）通过模拟研究发现，与持续注水和持续注气相比，气水交替驱的开发方式驱油效果明显，对于低渗透油田的开发具有显著的优势。

（2）研究方法为单因子变量法，最佳的注入方案为：注气180 d后转注水180 d的气水交替注入方式，注入气水比为1：1，注气速度为10 000 m3/d。

（3）本文进行的气水交替驱注入参数优化的思路及方法，对于改善低渗透油藏的开发效果具有重要的意义。

参考文献：

［1］郭平，李士伦，杜志敏，等.低渗透油藏注气提高采收率评价［J］.西南石油学院学报，2002，24（5）∶46-50.

［2］李保振，李相方，姚约东.低渗油藏CO2驱中注采方式优化设计［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2010，32（2）∶101-107.

［3］祝春生，程林松.低渗透油藏CO2驱提高原油采收率评价研究［J］.钻采工艺，2007，30（6）∶55-57.

［4］张艳玉，崔红霞，韩会军，韩冰，李洪君.低渗透油藏天然气驱提高采收率数值模拟研究［J］.油气地质与采收率，2005，04∶61-63+87.

［5］吕蓓，马庆，程宏杰.长岩心注CO2气水交替驱试验模拟研究［J］.天然气与石油，2015，02∶69-72+12.

［6］宋兆杰，李治平，赖枫鹏，等.水驱油藏转注CO2驱油参数优化与效果评价［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2012，27（6）∶42-47.

［7］钟张起，史运芳，刘鹏程，等.低渗透油藏CO2驱注入时机研究［J］.断块油气田，2012，19（3）∶346-349.

［8］钟张起，薛宗安，刘鹏程，等.低渗油藏CO2驱气水段塞比优化［J］.石油天然气学报，2012，34（1）∶128-131.

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

中图分类号：TE 357

文献标识码：A

文章编号：1671-0460（2016）01-0160-02

收稿日期：2015-10-14

作者简介：林飞（1990-），男，山东烟台人，在读研究生，主要从事油藏工程、油藏数值模拟方面的研究。E-mail：324389610@qq.com。