天然气气水交替驱注入参数优化研究

菅晓翠

天然气气水交替驱注入参数优化研究

菅晓翠

（大港油田公司第五采油厂， 天津 300283）

针对海上某油藏天然气气水交替驱开发方式设计了14个开发方案，利用组分模拟器对总注气量、注气速度和气水比注入参数进行了优化研究。通过对比各种方案下的原油采出程度和换油率两个指标，结果表明气水交替驱能有效控制气体流度，形成稳定的驱替前缘，对比每个方案采油指标后优选出的该油藏的注入参数为总注气量0.25HCPV，注气速度为20 000 m3/d，气水比为1∶2。

天然气驱；提高采收率；气水交替；注入参数优化

海上油田注天然气提高采收具有广泛应用前景[1,2]。海上某半背斜断块油藏，天然气产量丰富，设计采用天然气气水交替驱方式开采。循环注入的水和天然气除了能补充地层能量，还能降低油气两相界面张力，减小毛管阻力提高采收率[3,4]。此外，天然气溶解在原油中能使原油体积发生膨胀，降低原油密度和粘度，增加原油流度；且随着注气量的增加，原油物性变化越大[5]。在地层条件下气体和原油流度比大于1，单纯注气容易形成不稳定的驱替前缘，造成指进现象，使气体过早突破造成无效注气[6,7]，而采用气水交替方式注入能有效控制气体流度，增大气体波及体积[8]。影响气水交替驱油效率的因素包括储层物性以及注入参数。注入参数包括气水比、周期数、注气速度、总注气量等。为了增加驱油效率，需要对该油藏气水交替驱注入参数进行优化。注气会导致油藏组分组成发生变化，组分模拟器可以模拟不同组分在相间质量交换的情况。因此，本文选用GEM组分模拟器对该油藏气水交替驱的总注气量、注气速度和注水速度、注入周期、气水比等参数进行了优选，研究了不同注入参数对原油采出程度的影响，对该油藏实施合理的气水交替驱方案提供了可靠的依据与参考。

1 地质模型

该油藏埋3 600 m，原始地层压力37.44 MPa，温度86 ℃。孔隙度主要分布在9.8%~14.8%，渗透率介于120~350.1mD，为中孔中渗储层。原油脱气后密度695.3 kg/m3，原油粘度为1.28 mPa.s（79.8 ℃，35.93 MPa），原油体积系数1.229 3（79.8 ℃，35.93 MPa），溶解气油比为66.3 m3/m3。本文选取一个反五点井网井组进行研究，该模型井距为600 m。平面网格数为21×21个，网格大小为30 m×30 m。纵向上分6个层，每层厚3 m。模型参数具体如表1所示。流体组分越多，模拟计算所花费的时间越长，为了计算方便，将流体划分为7个拟组分，拟组分含量和性质如表2所示。利用Winprop模拟计算在油藏温度条件下注入气和原油的最小混相压力为43.2 MPa，油藏压力接近于该最小混相压力，因此，该油藏气水交替驱过程为近混相驱替。

表1 油藏物性

表2 油藏流体组分及组成

2 参数优化

2.1 总注气量

注入气量不足会减少原油中溶解天然气的量，使原油粘度密度等物性变化大；注入气量过多，容易形成气窜造成无效注气。针对注气量对该井组开发效果的影响，共设计了6种方案（总注气量分别0.18、0.20、0.21、0.25、0.27 HCPV）对总注气量进行优选。在各方案中，生产井定井底流压10 MPa，气水比为1∶1，天然气段塞为7个。注气速度为30 000 m3/d（地面条件），注水速度为100 m3/d（地面条件），生产5 a。

不同方案下的结果见表3，从图1可以看出，当注气量为0.25HCPV时的采出程度最大，当注气量增加至0.27HCPV时采出程度显著降低，这是由于注气量增加会加剧气窜，气体沿着高渗层从注入井渗流到生产井，没有对原油形成有效驱替。换油率指的是采出单位质量的原油需要注入的气量，随着注气量的增加，换油率逐渐减小，综合采出程度和换油率两个指标，确定最优注入气量为0.25HCPV。

表3 不同注气量结果对比

图1 不同注气量下采出程度与换油率

2.2 注入速度

针对注气速度对采收率的影响，在气水比1∶1的条件下设计了5套方案研究该井组注气速度对收率的影响，通过前面优化的总注气量为0.21 HCPV，注气速度分别为10 000、12 000、20 000，25 000，30 000 m3/d。不同注气速度下的采收率见表4，从图2中可以看出换油率随着注气速度的增大而变大，这是因为注气速度过大导致气体过早突破，生产井汽油比急剧上升后换油率也随之增大。在注气速度为20 000 m3/d时采出程度达到22.39%，换油率为111.4 m3/t，此方案采出程度最大，换油率处于平均水平，因此，推荐合理注气速度为20 000 m3/d。

表4 不同注气速度结果对比

图2 不同注气速度下采出程度与换油率

2.3 气水比

合理的气水比能够有效控制气体流度，延缓气体突破的时间，增加采油量，为了研究气水比对采油量的影响，共设计了3套方案，气水比分别为1∶1，1∶2,1∶3。注入气量为0.25 HCPV，注气速度为20 000 m3/d，生产时间为5 a，不同气水比下的开发指标见表5。

表5 不同气水比结果对比

从图3中可以看出，在气水比为1∶2时的采出程度为28.32%，换油率为64.4 m3/t，在所有方案中，该气水比下的采出程度最大而换油率最小，因此推荐气水比1∶2为最佳气水比。

3 结论

（1）研究表明，气水交替驱能够有效延缓气体突破时间，增加原油的采出程度，气水交替驱适合该油藏的高效开发。

（2）研究方案说明注入天然气不是越多采出程度越大，合理的天然气注入量需要同时考虑采出程度和换油率两个指标，才能经济有效的气水交替驱。

（3）数值模拟研究表明，对该油藏实施天然气气水交替驱的最优方案为总注气量为0.25 HCPV，最佳注气速度为20 000 m3/d，气水比为1∶2。

图3 不同气水比下采出程度与换油率

［1］ 马涛, 王强, 陈文征,等. 注天然气提高采收率应用现状[J]. 科技导报, 2014(21):72-75.

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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

菅晓翠（1990-），女，天津人，助理工程师，主要从事油藏工程，提高采收率方面的研究。E-mail: 707666279@qq.com。