水气交替提高采收率技术进展

2024-03-12潘佳莹佀彬凡孙晓东朱文杰

精细石油化工进展 2024年1期

潘佳莹，闫健，佀彬凡，孙晓东，王立，朱文杰

1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065； 2.长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃庆阳 745000

水气交替（WAG）注入技术是一种利用水和气体交替注入油藏，提高油藏采收率的技术，其原理是结合水驱和气驱的优点，通过控制流度比和改善宏观驱油效率，提高油藏的可动用程度和驱替效率。WAG 注入技术自1957 年首次由Mobil在加拿大阿尔伯塔省的一个砂岩油藏中应用以来，已经在世界各地的许多油田得到了广泛的推广和实施，取得了显著的效果［1］。WAG 注入技术具有降低注入成本、减少环境污染和提高油气利用率等优势，是一种经济有效地提高油藏采收率的技术。

WAG 注入技术是一种复杂的多相流动过程，需要综合运用理论分析、实验研究、数值模拟和现场试验等方法进行深入的研究和探索。

本文在总结归纳WAG 注入技术的发展历程和现状的基础上，分析比较WAG注入技术的不同方案和参数，评价WAG 注入技术的性能和效果，指出水气交替注入技术存在的问题并提出改进措施，对WAG注入技术的发展方向和研究重点进行展望，以期为WAG技术的进一步研究和应用提供参考。

1 水气交替类型与驱油机制

经过多年的发展，结合现场油藏实际情况，基于不同特征的油藏以及弥补传统水气交替驱的缺点，水气交替技术已经演变出多个类型。水气交替技术根据注入方式的不同分为WAG注入、水气同时（SWAG）注入和混合水气交替（HWAG）注入。在WAG注入中，根据注入流体类型及气体混相状态的不同，最常见的划分为水气交替混相驱和水气交替非混相驱。目前水气交替注入的气体主要包括CO2、蒸汽、烃类气体和N2等，注入的液体主要包括水、低矿化度水、聚合物、表面活性剂、乳化剂和纳米颗粒等。水气交替技术的分类如图1所示。

图1 水气交替技术的分类

1.1 按照注入方式分类

文献［2］记载：1963 年， Seeligson Field 油田应用了同时注入水和压缩气体的技术，虽然这个过程没有明显的周期性，但在文献中通常被归类为水气交替注入的一种类型。该技术的实施过程分为两个阶段，第一阶段是同时注入水和浓缩气体，第二阶段转为注入水和干燥气体。与单纯注水相比，同时注入水和浓缩气体可以显著提高原油产量和采收率。在第一阶段结束时，采收率约增加了5%；在第二阶段结束时，采收率约增加了10%。

1998 年，水气交替技术开始在大庆油田萨尔图区块应用，取得了显著的效果，提高了原油产量和采收率，降低了水气比和采出成本。截至2016年，该区块共实施水气交替技术的井数达到了1 170 口，累计注入天然气约1.5 亿m3，累计增产原油约1.2 万t，平均增产率在10%以上［3-5］。

WAG 注入和SWAG 注入是利用水和气体的交替或同时注入来改善油藏的驱油效率［6］。它们的作用机制有一些相似之处，都是利用水和气体的不同流动特性来实现油藏的三维驱替，水可以抑制气体的窜流，气体可以降低原油的黏度，从而提高原油的驱替效率。如果气体是混相的，还可以降低或消除油气间的界面张力，实现微观上的混相驱油。

WAG 注入的优点是不仅可以减少气体注入量、节约资源成本，而且可以调节水气比、注入量及注入周期等参数，优化设计方案；其缺点是需要更多的井筒空间，增加了操作复杂度，还可能使渗透率级差更大，在某种程度上降低了驱替效率［2，7-8］。SWAG 注入的优点是可以提高注入效率，减少注入压力，加快油气突破时间，提高原油产量；其缺点是需要更多的设备和管道，增加了投资成本，而且可能产出更多的水，增加处理费用［7］。

1.2 按照流体类型分类

1.2.1 水和蒸汽交替（WASP）注入

水和蒸汽交替（WASP）注入是一种提高热油藏开采效率的方法，具有降低蒸汽的需求量、增加油气产量、延长油田寿命等优点。WASP 注入可以在高温高盐的条件下保持稳定，提高油水相对渗透率，减少水的流失［9］。Bautista 等［10］在West Coalinga 油田的一个蒸汽驱动项目中应用WASP注入技术，结果发现，与传统的蒸汽驱相比，WASP 注入可以节省约40%的蒸汽成本，提高约20%的累积产油量。WASP 注入技术曾在West Coalinga 油田进行了试点应用，以此解决蒸汽注入过程中的蒸汽突破问题，结果发现WASP 注入技术可以改善储层的置换效果［11］。在WASP 注入技术中，蒸汽是可凝结的，而在传统的WAG 注入过程中，气相通常是不可凝结的。更重要的是，蒸汽还携带热能，可以更好地降低原油的黏度，从而提高油的产量，减小流度比。

1.2.2 纳米颗粒和气体交替（NWAG）注入

在伊朗Ahwaz 油田中使用SiO2纳米颗粒和N2交替注入的方法，以提高碳酸盐岩油藏的采收率［12］，结果表明，SiO2纳米颗粒可以改善油藏的润湿性，降低油水界面张力，增加毛细管数，提高微观驱替效率。Cao 等［13］建立数值模拟模型研究铝酸钠纳米颗粒和CO2交替注入的方法，该方法可提高重质油油藏的采收率［14］。NWAG 注入可以增加注入水的黏度，降低气体相的流动性，改善流体的驱替平衡，有效抑制气体在孔隙中的运移，从而提高驱油效率。

1.2.3 泡沫辅助WAG（FAWAG）注入

泡沫辅助WAG 注入技术最早由Bond 和Holbrook 于1958 年提出［15］。泡沫在增油过程中的主要作用是降低气相的流动性，从而提高采油效率并延缓突破时间［16-17］。Ghaseminezhad 等［18］比较了纯水注入、WAG 注入以及同时注入CO2和不同浓度的表面活性剂溶液的效果后发现，在二次采油中，泡沫辅助WAG注入的油产量明显高于其他注入方案。影响泡沫辅助WAG 注入效果的因素还包括泡沫强度、泡沫稳定性以及表面活性剂的吸附能力［19］。其中，泡沫强度对气液流度比影响较大，泡沫强度越高，流度比越低［20］。泡沫稳定性是指泡沫在注入过程中保持其形态和性能的能力，它决定了泡沫在储层中的传播范围和持续时间，泡沫稳定性越高，其对气液流动的控制能力越强。表面活性剂的吸附决定了表面活性剂在储层中的分布和回收，表面活性剂的吸附性越低，则其利用率越高，可降低经济和环境成本［21］。

泡沫辅助WAG注入虽然具有诸多优势，但是泡沫辅助WAG注入的效果受到表面活性剂类型、浓度、矿化度、温度、压力、气水比、流速、储层岩石类型、孔隙结构和含油饱和度等因素的影响。同时，泡沫辅助WAG 注入的机制和模型还不完善，缺乏可靠的预测工具和标准。此外，泡沫辅助WAG 注入的实验和现场数据还不充分，缺乏验证其可行性和经济性的证据。

1.2.4 聚合物交替气体（PAG）注入

为了克服早期气体突破和重力分层的问题，对WAG 注入过程进行的另一种改进是聚合物交替气体（polymer-WAG 或PAG）注入［22］。位于渤海湾的随州36-1 油田在聚合物驱后采用PAG 注入技术，在分析油藏中剩余油的含量和分布基础上，设计和优化PAG 注入的方案。通过正交设计，从16个预测方案中得到了PAG 注入的最优参数，分别是气体注入量为0.3 PV，注入速率为0.03 PV/a，气液比为1∶2，交替周期为30 d。结果显示，与聚合物驱相比，PAG 可以提高约5%的采收率［23］。

Li 等［24］以美国北伯班克油田的TR78 区块作为研究对象，比较了PAG 注入、WAG 注入和连续注气（CGI）的性能，并优化了PAG 注入过程中的聚合物浓度和注入周期后发现：与WAG 注入相比，PAG 注入使采收率从7.3%提高到21.6%。由此证实了在高度非均质的油藏中，使用PAG 注入技术对提高采收率有较好的效果。

Abbas 等［25］利用数值模拟软件STARS-CMG建立了一个均质高渗透率油藏模型，采用单井注入单井采出（P-I）的驱替方式，比较了水驱、CO2驱、WAG、聚合物驱和PAG 等提高采收率（EOR）方法的可能性和效果，结果发现，与水驱相比，CO2驱、WAG、聚合物驱和PAG分别可以提高采收率3%、6.8%、15%和19.6%。可见，PAG 的优势主要体现在减少气体窜流、改善驱油效率，并且还有利于CO2在油藏中的封存，减少温室气体排放。

1.3 按照混相状态分类

按混相状态分类可以把水气交替技术分为水气交替混相驱和水气交替非混相驱。当注入的气体与储层原油近乎或完全混相时，这种技术效率更高。与非混相的注入相比，混相或近乎混相的注入通常具有更高的采收率［26］。

混相驱是指注入的气体与原油能够形成单相或准单相的混合物，从而降低油的黏度和流动度比，提高油的流动性和驱替效率。混相驱需要使油藏压力高于最小混相压力（MMP），实现混相状态，其主要应用于陆上油田的密集井网，也有少数应用于海上油田的稀疏井网［8］。

非混相驱是指注入的气体与原油不能形成单相或准单相的混合物，而是以两相或三相的形式存在。非混相驱适用于气源匮乏或油藏性质不利于实施重力稳定气驱的情况，主要用于改善驱替前缘稳定性和提高波及效率［27］。

2 WAG注入技术的影响因素

2.1 水的矿化度

Sauerer 等［28］通过实测10 种不同原油和4 种不同矿化度水的油水界面张力，分析不同离子对油水界面张力的影响，结果发现，随着地层水矿化度的增加，油水界面张力先降低后升高，形成了一个最低值。这是因为地层水中的离子与原油中的表面活性物质发生相互作用，导致界面张力的变化。矿化度越低，油水界面张力越小，油水相渗能力越强。

Ghorbani 等［29］研究低矿化度水驱对储层润湿性的影响，并分析低矿化度水与合成油接触后的相行为后发现，低矿化度水驱并没有改变合成油的组成，并且矿化度越低，岩石表面电荷越小，润湿性越接近中性或亲油性，更有利于降低残余油饱和度。

Rostami 等［30］利用高压高温毛细管黏度计测量不同矿化度水与原油接触后的黏度变化后发现，低矿化度水驱能够降低原油的黏度，从而提高原油的可动性，低矿化度水驱能够释放出更多的表面活性物质，从而改变原油的流变性质，而且矿化度越低，气体在水中的溶解度越高。

2.2 滞后效应

滞后效应是指在水气交替注入过程中，油、水和气的相对渗透率和毛细管压力随着饱和度的变化而发生滞后的现象，其主要原因是油、水和气之间的相互作用，如黏弹性、表面活性和溶解度等。

滞后效应影响水气交替注入的机制主要有以下方面［31-33］：

1）降低油的相对渗透率，从而降低油的流动性和采收率；

2）增加水和气的相对渗透率，导致水和气的窜流，降低溶剂利用率；

3）影响最佳WAG 注入比的确定和WAG 注入驱替的优化设计；

4）控制油、水和气的分布和流动方向，降低纵向和水平驱替效率；

5）影响油、水和气的相平衡和相行为，从而影响油的溶解度、膨胀度和黏度等物性；

6）改变油、气、水的相界面张力，从而改变毛细管压力和渗透率的关系。

2.3 油藏非均质性

Khan 等［32］用2D 和3D 扇区模型进行高分辨率组分模拟，采用调整过的状态方程（EoS）描述流体性质，比较均质油藏和非均质油藏中水气交替驱油的性能，结果发现，与均质油藏相比，非均质油藏在进行水气交替注入时见效更快，但期望最终采收率（EUR）更低，气体突破更早，气油比（GOR）和含水率（WCT）更高；在小井距下，均质油藏中的气体指进和重力分层效应小于非均质油藏，但在大井距下则相反。在非均质油藏中，高渗透率储层显示出明显的气体超越，导致纵向驱油效率差。

孟凡坤等［34］基于Buckley-Leverett 方程，建立了考虑渗透率非均质性和相对渗透率非线性的低渗透油藏CO2水气交替注入数学模型，通过数值模拟分析不同的渗透率非均质性系数、相对渗透率指数和水气比对CO2水气交替注入能力的影响，结果发现，渗透率非均质性和相对渗透率非线性对CO2水气交替注入能力有显著影响，且存在最佳水气比使得CO2水气交替注入能力达到最大。

2.4 润湿性

润湿性是控制多孔介质中流体流动和分布的主要因素之一，储层的润湿性会影响到关键的变量。

储层润湿性决定了油水界面的接触角和表面张力，使其可以影响毛细管压力的大小和分布［35］。储层润湿性可以改变油水相的相对渗透率曲线的形状和位置，从而改变油水相的流动能力和流动比例。当储层是强亲水性时，水作为润湿相会占据小孔隙并覆盖所有岩石表面，油作为非润湿相会位于大孔隙的中心。当储层是强亲油性时，油水的位置和分布会发生反转。当储层是混合润湿性时，大孔隙中存在连续的亲油孔道，可以使水驱后的残余油饱和度降低［36-37］。储层润湿性通过影响油水相的界面张力和黏滞力，可以改变油水相的流动稳定性和弥散系数［38］。储层润湿性还会改变油水相的微观分布方式，从而影响油水相的有效流动区域和渗流路径［39］。在WAG注入中，润湿性条件还会影响到采收率、注入效率、最佳WAG比例和三相相对渗透率等方面［40］。

Hachem 等［41］以硅烷改变岩石润湿性的方法，减少水气交替过程中水注入时遇到的气体阻塞，提高注入能力，通过测量接触角和进行离心试验，结果发现，硅烷处理可以有效地使砂岩和石灰岩表面更加疏水；同时在砂岩和石灰岩岩心中进行了核心驱替实验，结果表明，经过硅烷处理，在水气交替循环后，水相相对渗透率分别提高了45%和65%。

2.5 WAG比例

Khan 等［42］开发了一个用于计算不同WAG 比例、黏度重力比和流度比下的非均质油藏的分析模型，研究发现：WAG 比例越小，采收率越高；在低WAG比例和低水平渗透率非均质性下，油藏倾角的增加和纵向渗透率各向异性会提高纵向驱油效率。但是该模型忽视了润湿性对WAG 效率的影响，润湿性在很多情况中被认为是影响WAG性能的主要因素，特别是在高WAG 比例条件下［43］，因为在高WAG 比例下采出的油量较少。在水湿油藏中，这种效应尤其严重，高WAG 比例条件下获得的采收率最小；而在混湿和油湿介质中，WAG 比例对驱油效率影响较小，可以获得较高的采收率［44］。

Christie 等［45］通过不同的黏性-重力比来模拟不同的WAG 比例条件对WAG 注入效果的影响，结果发现，WAG 比例对采收率有显著的影响，而且存在一个最优的WAG比例，可以使采收率达到最大，即当WAG 比值为0.5 时，采收率最高；而当WAG比为0或1时，采收率最低。

Kootiani 等［46］发现，WAG 比例和流量对驱替效率有显著影响，且存在一个最佳WAG 比例，使得驱替效率达到最大，当流量为0.5 mL/min 时，最佳的WAG 比值为0.5；当流量为1 mL/min时，最佳的WAG 比值为0.67。这是因为流量会影响油相和气相的饱和度分布，所以最佳的WAG比值与流量有关。但是，他们只研究了一定范围内的WAG比例和流量，没有探索其他可能的组合和优化方案，所以该结论只能体现一定的普遍性和实用性。

3 挑战与对策

不论是在油田现场，还是在实验室内进行水气交替提高采收率研究总是伴随着挑战与问题。在一般情况下，水气交替技术面临的挑战和采取的对策包括以下方面。

3.1 气体提前突破

气体提前突破是指在注入气体驱油过程中，注入的气体在到达生产井之前就突破了岩心，导致驱油效率降低，成本增加［47］。气体提前突破可以分为毛细管突破和机械突破两类。

毛细管突破是由于毛细管效应引起的气体突破，当注入的气体压力超过了岩心中的毛细管压力时，气体就会从裂缝或孔隙中进入饱和水的岩心，形成连续的气相通道［48-49］。该现象主要发生在低渗透岩心中。

机械突破是指由于岩心的物理变化引起的气体突破，当注入的气体压力超过了岩心的强度时，气体就会导致岩心发生裂缝或塌陷，形成新的气相通道［48，50］。该现象主要发生在高渗透岩心中。

在Brage 油田中，应用WAG 技术3 个月后，发生气体突破现象，观察到了驱替效率降低［51］，这主要是因为生产井和注入井之间存在薄而高渗的储层。Erivwo 等［52］在Ogini 油田研究不同的WAG 注入方案和参数对提前突破的影响，最终得到改善措施的建议，如调整WAG的比例、周期、顺序等参数；添加聚合物、泡沫等化学剂；注入低盐度水或低渗透率水；在WAG 过程中使用智能完井控水（AICD）技术。

3.2 设备问题的挑战

应用WAG 注入技术时需要使用一些特殊的设备和仪器，如气体压缩机、水泵、流量计、压力计、温度计、混合器和分配器等，这些设备和仪器在WAG注入过程中可能会遇到一些挑战：①设备的选择和配置；②气体泄漏、腐蚀、结垢、堵塞和水合物等；③设备技术限制。

在Snorre 油田，由于腐蚀导致的管道环空泄漏对压缩机的维护造成了高昂的运行成本［53］。在Cornea 油田，当WAG 比例为1∶1 时，原油产量最高。然而，由于压缩机的限制，无法获得最佳的WAG 比例［54］。在Al-Shaheen油田，存在压缩机的可靠性问题［55］。在Gullfaks 油田，初估原油采收率能增加8%～10%，然而，在WAG 注入过程中，WAG 比例却发生了变化，主要是受到了压缩机容量的限制［56］。因此，在WAG注入中气体压缩机建议措施有以下方面：①气体压缩机需要根据油藏的最小混溶压力（MMP）和注入速率来确定压缩比和功率；②气体压缩机需要考虑气体的成分、温度、湿度和杂质等因素；③气体压缩机需要定期进行检查、维护和更换。

在Statfjord 油田，由于CO2与水反应产生了酸性溶液，使油管出现了严重的腐蚀和裂缝［6］。CO2和水的混合物的pH越低、温度越高、流速越快，越容易腐蚀设备［57］。改善腐蚀的措施包括［58-59］：①使用耐腐蚀性高的金属材料，或者在设备表面涂上防腐层。②添加一些缓蚀剂，如氨、胺和硫酸盐等，以抑制金属和CO2的反应。③控制CO2的压力和温度，以降低CO2的活性和腐蚀速率。

在Minas 油田应用N2WAG 注入技术时发现，油管出现了塑性变形和应力松弛，这主要是由于高温高压下的N2引起了油管的热膨胀［33］。在Zakum 油田应用CO2WAG 注入技术时发现，油管出现了裂缝和泄漏，主要原因是CO2与水和盐反应产生了碳酸盐结晶［60］。为了预防或减少这类问题，需要选择合适的油管材料，如耐腐蚀合金（CRA），或者在油管内壁涂上防垢剂。此外，还需要定期检测和维护油管的完整性以及控制注入气体的压力和温度［61］。

3.3 沥青质的沉积

沥青质沉积会降低储层的渗透率和孔隙度，还会降低井筒的渗透率和流动能力，甚至会改变储层润湿性及原油物性，大大影响WAG注入的驱油效率和注入能力［62-63］。

2006 年，Khanifar 等［64］对阿布扎比一处油田使用气体、水和WAG 注入方案进行生产，以PVT实验和高压过滤器来评估不同压力和温度下的沥青质沉积量，结果发现，在WAG 注入过程中会有显著的沥青质沉积。Cho 等［65］使用组分模拟方法研究沥青沉积对CO2-LPG WAG 注入的影响后发现，LPG的加入加速了沥青沉积，降低了气体的流动性。Ahmadi 等［66］对不同的WAG 注入方案进行了研究，具体包括水、热水、N2、CO2、伴生气和4 种WAG（CO2/水、N2/水、伴生气/水和伴生气/热水），以寻找最有效的方法，结果发现，伴生气与水交替沉积的沥青质最少。

WAG 注入中改善沥青质沉积的措施有以下方面［66-67］：

1）优化注入的压力和温度，避免超过沥青质沉积的临界点，从而减少沥青质的析出和沉积；

2）优化注入的周期、比例和速率，以适应不同的储层条件和流体性质，从而控制沥青质的溶解度和流动性；

3）使用表面活性剂等防止或溶解沥青质沉积，从而保持储层和井筒的渗流能力。