J油田水气交替驱开发效果评价

薛 颖，石立华，喻高明，解 伟

(1.长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100； 2.陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075； 3.长江大学 油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北 武汉 430100)

J油田水气交替驱开发效果评价

薛 颖1，石立华2，喻高明3，解 伟2

(1.长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100； 2.陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075； 3.长江大学 油气钻采工程湖北省重点实验室，湖北 武汉 430100)

利用油藏数值模拟技术，采用单因素分析方法研究了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水比对J油田水气交替驱开发效果的影响，并比较了水驱、气驱及水气交替驱的开发效果；基于QIM-AG算法，对比了水驱、气驱和水气交替驱的经济开发效益。结果表明：注气速度、气水比、注水时机对采出程度影响较大，而井距、注入周期对采出程度影响相对较小；较高的注气速度(0.08HCPV/a)、压力保持程度为1、小井距、气水体积比为1.5∶1、注入周期为3个月时可获得较高的采出程度；在注入气水总体积相同的条件下，气水交替驱比单纯水驱或气驱可获得更高的最终采收率，且具有更大的开发净现值。

水气交替驱；提高采收率；数值模拟；参数优化

目前气驱已成为国内外除热采之外发展较快的提高采收率技术。水气交注非混相驱有机结合了水驱和空气驱，向水驱后的油层中注入高流度的气体，既克服了气驱过程中易于“气窜”的缺点，同时又可降低水相渗透率，改善水油流度比，扩大水驱波及体积[1-6]。井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水体积比是影响水气交替驱油效果的主要控制因素。国内外在此方面的研究主要基于室内物理模拟实验，而基于油藏数值模拟技术的开发效果整体评价与开发指标优化方面的研究较少。本文以陕北地区J油田低渗油藏为例，利用油藏数值模拟技术，系统分析了井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、水气交替注入周期、气水体积比对水气交替驱开发效果的影响规律，并在此基础上采用经济评价QIM-AG算法，对比了水驱、气驱和水气交替驱的经济开发效益,为同类油藏水气交替驱开发提供借鉴。

1 油藏数值模拟方案设计

J油田研究工区面积约12.85 km2,自上而下划分为12个油层组，油藏类型为岩性构造油藏，具有活跃的边、底水，地质储量1 579×104m3,目前采出程度9.46%。该油层埋深2 000 m，原始地层压力为13.5 MPa,孔隙度为14%～20%，平均为15%，渗透率为(5～70)×10-3μm2，平均为21×10-3μm2，属于低渗透储层。地层原油密度为0.883 g/cm3，地层原油黏度为2.5 mPa·s，饱和压力为5 MPa，定井底流压模拟，预测时间15 a。由于组分模型的算法复杂，在确保CMG数值模拟精度要求和计算机速度前提下，进行网格划分。将工区平面X方向划分46个网格，Y方向划分57个网格，网格步长为70 m，Z方向划分40个模拟小层，网格步长为2 m，总网格数104 880个。为进行模拟区块水气交替驱敏感性分析与效果评价，在实际油藏模型中切出面积约0.7 km2的模型，X、Y方向网格各12个、步长为70 m，Z方向网格40个、步长为2 m，网格总数为12×12×40=5 760个。

为综合考虑各个因素对采出程度的影响，需要考虑的参数主要包括6个：井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、注入周期、气水体积比。利用CMG数值模拟软件三维三相组分模型结合J油田实际地质模型及油藏参数，建立水气交替驱数值模型，对井网形式、注采井距、注气时机、注气速度、注入周期、气水体积比参数进行敏感性分析和评价，分析研究不同因素对开发效果的影响规律。

2 水气交替驱影响因素分析

2.1 井网形式的影响

低渗透油藏由于储层物性较差，自然产能低。因此，采用的开发井网应既有利于提高单井产量，又有利于提高驱替波及系数及采收率。根据油田实际情况，设计了反九点和五点2种井网形式，定井底流压6 MPa，在相同的注采速度下进行水气交替驱模拟研究，研究结果如表1所示。

表1 不同井网形式各生产指标对比(模拟开发第15年末)

五点法注水的优点是油层注采井比例高，受效方向多，在注水能充分受效情况下单井及全区产量均较相同井距的反九点要高，特别适用于原油黏度低、油层分布零散、渗透率及产能高的区块[7]。由图1可以看出，模拟开发15 a过程中,初期的第8—第9年内反九点井网采出程度略高于五点法井网,第10—第15年时反九点井网采出程度略低于五点法井网。综合而言，15年末反九点及五点井网采出程度、累积气油比及最终含水均相差不大；就注气量而言，五点法比反九点法高20×104m3，投资成本较高，在区块最终布井总数相同情况下，考虑到投资回收期，油田开发初期阶段尽量充分利用地层天然能量驱替，优先推荐反九点井网,开发后期根据油井含水与油井产油量变化加大注水力度转为五点井网。

图1 不同井网形式下水气交替驱采出程度

2.2 注采井距的影响

对于低渗透油藏，既要考虑单井控制储量及整个油田开发的经济合理性，井网不能太密，又要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递，注采井距不能过大。结合油藏实际参数，设计注采井距分别为250 m、350 m、450 m 3套方案，定生产井井底流压，在其他因素一定条件下进行指标对比，模拟开发15 a，模拟结果如表2和图2所示。模拟结果表明：井距对水气交替驱的开发效果有着明显的影响，井距为250 m时，最终含水率低，采出程度最高。井距过大，油井受效差，造成采出程度低。因此，合理的注采井距对采出程度的影响至关重要。

表2 不同注采井距下各生产指标对比

图2 不同井距下水气交替驱采出程度

2.3 注气时机的影响

不同注入时机对水气交替驱的效果也有很大影响。为得到最佳的转注压力水平，设计了100%、90%、80%、70%、60%地层压力水平5个转注压力时机进行模拟研究。模拟开发15 a，各方案主要开发指标如表3和图3所示。模拟结果表明：在压力保持程度越高时注气，原油采出程度越高。所以建议进行水气交替越早越好。考虑到油田初期弹性能量比较充足的实际情况，选择注气时机为地层压力压力降低到原始地层压力的90%时开始交替注入。较高地层压力保持程度下，注入气体的压缩程度和溶解度较大，轻烃组分溶解气油比高，发生非混相驱替的程度相对增加，气窜程度得到一定抑制，水气交替驱效率得到提高。因此，在原始压力附近，保持较高的地层压力对开展水气交替驱是十分必要的。

表3 不同注气时机下生产指标对比

图3 不同注气时机下水气交替驱采出程度

2.4 注气速度的影响

注气速度决定着气驱开发效果。注气速度过低意味着延长开采期限,影响经济效益,注气速度过大则严重影响气驱前缘的稳定性。同时注气速度的高低，影响重力分异作用及气体黏性指进，注气速度过高会使气体黏性指进现象更加严重。因此，水气交替驱(WAG)有一个适宜的注气速度范围[8-12]。设计注气速度分别为0.02、0.04、0.06、0.08 HCPV/a 4套方案，注气时机为目标区块地层压力降低到原始地层压力90%时开始交替注入，模拟开发15 a，各方案主要开发指标如表4和图4所示。结果表明：0.08 HCPV/a注气速度下的开发效果较优，随着注气速度的增加，采收率不断增加，但后期增长速度出现拐点，采收率增加速度变缓。因此，在注气开始后的一段时间(模拟第8年—第10年)内采用注气速度0.06～0.08 HCPV/a，可获得较高的采出程度和经济效益。

表4 不同注气速度下生产指标对比

图4 不同注气速度下水气交替驱采出程度

2.5 注入周期的影响

为了减小注入周期对水气交替驱开发效果的影响，设计了交替周期为3个月、6个月、12个月3种情况进行模拟研究，模拟水气交替驱开发15 a。各方案主要开发指标如表5和图5所示。

模拟结果表明：3种交替注入周期中，3个月交替周期下的采出程度最高，随着注入周期的增加，采出程度降低，说明注入周期越短越好，但随着注入周期增加，采出程度下降幅度减小，说明注入周期对采出程度的影响减弱， 因为这种情况下交替注入时间较短，有利于给地层提供充足的能量，最终压力也最高，但与其他两种情况下的结果相差不大，表明研究区块对交替注入周期敏感性较弱。因此，可根据油田设备实际操作管理要求，考虑注入周期的有效配置。

表5 不同注入周期下生产指标对比

图5 不同注入周期下水气交替驱采出程度

2.6 气水体积比的影响

气水体积比是指在气水交替中，一个注入周期内注入气体与注入水在油层条件下的体积比。作为气水交替过程中一个非常重要的参数， 气水体积比的大小对驱替流体的流度控制、气窜程度以及油藏采出程度具有重要影响。设计气水体积比分别为1∶2、1∶1.5、1∶1、1.5∶1、2∶1 5套方案，其他参数与基础方案相同。模拟结果如表6和图6所示。

模拟结果表明：随着气水体积比的增大，采出程度逐渐变大，当气水比为1.5∶1时，最终采出程度最高达到53.30%，随后随着气水体积比增大，最终采出程度反而下降。在注入气体总量相同的情况下，每个周期注入较大的气体段塞意味着对地层能量的及时补充，使气体有较长的作用时间，提高了气体的波及体积。气水体积比过大容易造成气体在生产井的过早突破。因此，综合考虑，对于J油田气水体积比保持在1∶1～1.5∶1为宜。

图6 不同气水体积比下采出程度变化曲线

表6 不同气水比下生产指标对比

Tab.6 Comparison of production indexes under different gas-to-water volume ratios

气水比累积产油量/104m3累积注气量/104m3累积注水量/104m3采出程度/%累积气油比/(m3·m-3)最终含水率/%最终压力/MPa1∶2.0135.909699.50178.7046.7025.6068.3011.401∶1.5145.2011781.40159.9049.9028.1061.3011.301∶1.0153.8014779.10132.7052.8034.2063.8011.201.5∶1155.2017523.20108.2053.3045.6068.5011.102∶1.0154.3019087.6094.1053.0053.8068.4011.10

2.7 水气交替驱、水驱、气驱开发效果对比

以相同反9点井网为例，选取气水体积比1∶1.5，气体注入速度为0.06 HCPV/a，水注入速度0.06 PV/a，模拟开发15 a，对比分析了注水、注气和水气交替注入(WAG驱)驱油的各项主要开发指标，结果如表7所示。

表7 不同开发方式的开发指标对比

模拟结果表明：与气驱和水驱相比，水气交替驱可取得更好的开发效果，采出程度相对提高2.5%～7.8%，含水率相对水驱降低18.6%。

3 水气交替驱开发效果经济评价

基于以上单因素敏感性分析，采用油藏生产动态法对不同方案进行了经济评价。该方法采用了目前先进的QIM-AG(Quadratic Interpolation Model-based optimization algorithm guided by the Approximated Gradient)算法[13]，将油藏开发生产视为一个复杂的动态系统，基于油藏数值模拟技术建立最优控制数学模型，最终的目标函数为净现值NPV，使方案时时处于最优的状态，实现油田生产经济效益最大化 。其中，NPV的计算公式为

NPV=Fo×Ro-Fw×Rw-Fg×Rg-Fiw×Riw。

(1)

式中：NPV为净现值；Fo为累积产油量，104m3；Fw为累积产水量，104t；Fiw为累积注水量，104m3；Fg为累积注气量，104m3；Ro为原油销售价格，元/t；Rw为水处理成本，元/t；Rg为注气成本，元/m3；Riw为注水成本，元/t。

由不同方案下净现值对比结果(表8)可知，与水驱、单一气驱相比，水气交替驱方案经济效益显著。

表8 不同方案下净现值对比(第15年)

4 结 论

(1)利用油藏数值模拟技术对比了不同影响因素下水气交替驱提高采收率效果，较高的注气速度(0.08 HCPV/a)、压力保持程度为1、小井距、气水体积比为1.5∶1、注入周期为3个月时可获得较高的采出程度。

(2)针对J油田低渗透油藏，采用水气交替注入方式可以较好地降低气体的黏性指进和重力舌进，提高注入气的波及体积，但油、气、水三相流动会导致油层驱替压力升高，在注气方案设计时应充分考虑注入系统留有足够的盈余能力。

(3)基于QIM-AG算法，对比了水驱、气驱和水气交替驱开发方案净现值，表明水气交替驱经济效益更为显著。

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责任编辑：贺元旦

2014-12-01

国家重大科技专项项目“基于非线性渗流的水驱油藏数值模拟技术及剩余油分布模式研究”(编号：2011ZX05024-002-004)；陕西省科技统筹创新工程计划课题“提高延长主力油层开发效果关键技术”(编号：2011KTZB01)

薛颖(1987-)，女，硕士研究生，主要从事油气田开发方面的研究。E-mail:814496054@qq.com

1673-064X(2015)02-0054-06

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