J油田水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

薛 穎，石立華，喻高明，解 偉

(1.長(zhǎng)江大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100； 2.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司 研究院，陜西 西安 710075； 3.長(zhǎng)江大學(xué) 油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 武漢 430100)

J油田水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

薛 穎1，石立華2，喻高明3，解 偉2

(1.長(zhǎng)江大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢 430100； 2.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司 研究院，陜西 西安 710075； 3.長(zhǎng)江大學(xué) 油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 武漢 430100)

利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，采用單因素分析方法研究了井網(wǎng)形式、注采井距、注氣時(shí)機(jī)、注氣速度、水氣交替注入周期、氣水比對(duì)J油田水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的影響，并比較了水驅(qū)、氣驅(qū)及水氣交替驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果；基于QIM-AG算法，對(duì)比了水驅(qū)、氣驅(qū)和水氣交替驅(qū)的經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)效益。結(jié)果表明：注氣速度、氣水比、注水時(shí)機(jī)對(duì)采出程度影響較大，而井距、注入周期對(duì)采出程度影響相對(duì)較?。惠^高的注氣速度(0.08HCPV/a)、壓力保持程度為1、小井距、氣水體積比為1.5∶1、注入周期為3個(gè)月時(shí)可獲得較高的采出程度；在注入氣水總體積相同的條件下，氣水交替驅(qū)比單純水驅(qū)或氣驅(qū)可獲得更高的最終采收率，且具有更大的開(kāi)發(fā)凈現(xiàn)值。

水氣交替驅(qū)；提高采收率；數(shù)值模擬；參數(shù)優(yōu)化

目前氣驅(qū)已成為國(guó)內(nèi)外除熱采之外發(fā)展較快的提高采收率技術(shù)。水氣交注非混相驅(qū)有機(jī)結(jié)合了水驅(qū)和空氣驅(qū)，向水驅(qū)后的油層中注入高流度的氣體，既克服了氣驅(qū)過(guò)程中易于“氣竄”的缺點(diǎn)，同時(shí)又可降低水相滲透率，改善水油流度比，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積[1-6]。井網(wǎng)形式、注采井距、注氣時(shí)機(jī)、注氣速度、水氣交替注入周期、氣水體積比是影響水氣交替驅(qū)油效果的主要控制因素。國(guó)內(nèi)外在此方面的研究主要基于室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)，而基于油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)的開(kāi)發(fā)效果整體評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)指標(biāo)優(yōu)化方面的研究較少。本文以陜北地區(qū)J油田低滲油藏為例，利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，系統(tǒng)分析了井網(wǎng)形式、注采井距、注氣時(shí)機(jī)、注氣速度、水氣交替注入周期、氣水體積比對(duì)水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的影響規(guī)律，并在此基礎(chǔ)上采用經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)QIM-AG算法，對(duì)比了水驅(qū)、氣驅(qū)和水氣交替驅(qū)的經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)效益,為同類油藏水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)提供借鑒。

1 油藏?cái)?shù)值模擬方案設(shè)計(jì)

J油田研究工區(qū)面積約12.85 km2,自上而下劃分為12個(gè)油層組，油藏類型為巖性構(gòu)造油藏，具有活躍的邊、底水，地質(zhì)儲(chǔ)量1 579×104m3,目前采出程度9.46%。該油層埋深2 000 m，原始地層壓力為13.5 MPa,孔隙度為14%～20%，平均為15%，滲透率為(5～70)×10-3μm2，平均為21×10-3μm2，屬于低滲透儲(chǔ)層。地層原油密度為0.883 g/cm3，地層原油黏度為2.5 mPa·s，飽和壓力為5 MPa，定井底流壓模擬，預(yù)測(cè)時(shí)間15 a。由于組分模型的算法復(fù)雜，在確保CMG數(shù)值模擬精度要求和計(jì)算機(jī)速度前提下，進(jìn)行網(wǎng)格劃分。將工區(qū)平面X方向劃分46個(gè)網(wǎng)格，Y方向劃分57個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長(zhǎng)為70 m，Z方向劃分40個(gè)模擬小層，網(wǎng)格步長(zhǎng)為2 m，總網(wǎng)格數(shù)104 880個(gè)。為進(jìn)行模擬區(qū)塊水氣交替驅(qū)敏感性分析與效果評(píng)價(jià)，在實(shí)際油藏模型中切出面積約0.7 km2的模型，X、Y方向網(wǎng)格各12個(gè)、步長(zhǎng)為70 m，Z方向網(wǎng)格40個(gè)、步長(zhǎng)為2 m，網(wǎng)格總數(shù)為12×12×40=5 760個(gè)。

為綜合考慮各個(gè)因素對(duì)采出程度的影響，需要考慮的參數(shù)主要包括6個(gè)：井網(wǎng)形式、注采井距、注氣時(shí)機(jī)、注氣速度、注入周期、氣水體積比。利用CMG數(shù)值模擬軟件三維三相組分模型結(jié)合J油田實(shí)際地質(zhì)模型及油藏參數(shù)，建立水氣交替驅(qū)數(shù)值模型，對(duì)井網(wǎng)形式、注采井距、注氣時(shí)機(jī)、注氣速度、注入周期、氣水體積比參數(shù)進(jìn)行敏感性分析和評(píng)價(jià)，分析研究不同因素對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響規(guī)律。

2 水氣交替驅(qū)影響因素分析

2.1 井網(wǎng)形式的影響

低滲透油藏由于儲(chǔ)層物性較差，自然產(chǎn)能低。因此，采用的開(kāi)發(fā)井網(wǎng)應(yīng)既有利于提高單井產(chǎn)量，又有利于提高驅(qū)替波及系數(shù)及采收率。根據(jù)油田實(shí)際情況，設(shè)計(jì)了反九點(diǎn)和五點(diǎn)2種井網(wǎng)形式，定井底流壓6 MPa，在相同的注采速度下進(jìn)行水氣交替驅(qū)模擬研究，研究結(jié)果如表1所示。

表1 不同井網(wǎng)形式各生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比(模擬開(kāi)發(fā)第15年末)

五點(diǎn)法注水的優(yōu)點(diǎn)是油層注采井比例高，受效方向多，在注水能充分受效情況下單井及全區(qū)產(chǎn)量均較相同井距的反九點(diǎn)要高，特別適用于原油黏度低、油層分布零散、滲透率及產(chǎn)能高的區(qū)塊[7]。由圖1可以看出，模擬開(kāi)發(fā)15 a過(guò)程中,初期的第8—第9年內(nèi)反九點(diǎn)井網(wǎng)采出程度略高于五點(diǎn)法井網(wǎng),第10—第15年時(shí)反九點(diǎn)井網(wǎng)采出程度略低于五點(diǎn)法井網(wǎng)。綜合而言，15年末反九點(diǎn)及五點(diǎn)井網(wǎng)采出程度、累積氣油比及最終含水均相差不大；就注氣量而言，五點(diǎn)法比反九點(diǎn)法高20×104m3，投資成本較高，在區(qū)塊最終布井總數(shù)相同情況下，考慮到投資回收期，油田開(kāi)發(fā)初期階段盡量充分利用地層天然能量驅(qū)替，優(yōu)先推薦反九點(diǎn)井網(wǎng),開(kāi)發(fā)后期根據(jù)油井含水與油井產(chǎn)油量變化加大注水力度轉(zhuǎn)為五點(diǎn)井網(wǎng)。

圖1 不同井網(wǎng)形式下水氣交替驅(qū)采出程度

2.2 注采井距的影響

對(duì)于低滲透油藏，既要考慮單井控制儲(chǔ)量及整個(gè)油田開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)合理性，井網(wǎng)不能太密，又要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞，注采井距不能過(guò)大。結(jié)合油藏實(shí)際參數(shù)，設(shè)計(jì)注采井距分別為250 m、350 m、450 m 3套方案，定生產(chǎn)井井底流壓，在其他因素一定條件下進(jìn)行指標(biāo)對(duì)比，模擬開(kāi)發(fā)15 a，模擬結(jié)果如表2和圖2所示。模擬結(jié)果表明：井距對(duì)水氣交替驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果有著明顯的影響，井距為250 m時(shí)，最終含水率低，采出程度最高。井距過(guò)大，油井受效差，造成采出程度低。因此，合理的注采井距對(duì)采出程度的影響至關(guān)重要。

表2 不同注采井距下各生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比

圖2 不同井距下水氣交替驅(qū)采出程度

2.3 注氣時(shí)機(jī)的影響

不同注入時(shí)機(jī)對(duì)水氣交替驅(qū)的效果也有很大影響。為得到最佳的轉(zhuǎn)注壓力水平，設(shè)計(jì)了100%、90%、80%、70%、60%地層壓力水平5個(gè)轉(zhuǎn)注壓力時(shí)機(jī)進(jìn)行模擬研究。模擬開(kāi)發(fā)15 a，各方案主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)如表3和圖3所示。模擬結(jié)果表明：在壓力保持程度越高時(shí)注氣，原油采出程度越高。所以建議進(jìn)行水氣交替越早越好?？紤]到油田初期彈性能量比較充足的實(shí)際情況，選擇注氣時(shí)機(jī)為地層壓力壓力降低到原始地層壓力的90%時(shí)開(kāi)始交替注入。較高地層壓力保持程度下，注入氣體的壓縮程度和溶解度較大，輕烴組分溶解氣油比高，發(fā)生非混相驅(qū)替的程度相對(duì)增加，氣竄程度得到一定抑制，水氣交替驅(qū)效率得到提高。因此，在原始?jí)毫Ω浇?，保持較高的地層壓力對(duì)開(kāi)展水氣交替驅(qū)是十分必要的。

表3 不同注氣時(shí)機(jī)下生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比

圖3 不同注氣時(shí)機(jī)下水氣交替驅(qū)采出程度

2.4 注氣速度的影響

注氣速度決定著氣驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。注氣速度過(guò)低意味著延長(zhǎng)開(kāi)采期限,影響經(jīng)濟(jì)效益,注氣速度過(guò)大則嚴(yán)重影響氣驅(qū)前緣的穩(wěn)定性。同時(shí)注氣速度的高低，影響重力分異作用及氣體黏性指進(jìn)，注氣速度過(guò)高會(huì)使氣體黏性指進(jìn)現(xiàn)象更加嚴(yán)重。因此，水氣交替驅(qū)(WAG)有一個(gè)適宜的注氣速度范圍[8-12]。設(shè)計(jì)注氣速度分別為0.02、0.04、0.06、0.08 HCPV/a 4套方案，注氣時(shí)機(jī)為目標(biāo)區(qū)塊地層壓力降低到原始地層壓力90%時(shí)開(kāi)始交替注入，模擬開(kāi)發(fā)15 a，各方案主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)如表4和圖4所示。結(jié)果表明：0.08 HCPV/a注氣速度下的開(kāi)發(fā)效果較優(yōu)，隨著注氣速度的增加，采收率不斷增加，但后期增長(zhǎng)速度出現(xiàn)拐點(diǎn)，采收率增加速度變緩。因此，在注氣開(kāi)始后的一段時(shí)間(模擬第8年—第10年)內(nèi)采用注氣速度0.06～0.08 HCPV/a，可獲得較高的采出程度和經(jīng)濟(jì)效益。

表4 不同注氣速度下生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比

圖4 不同注氣速度下水氣交替驅(qū)采出程度

2.5 注入周期的影響

為了減小注入周期對(duì)水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的影響，設(shè)計(jì)了交替周期為3個(gè)月、6個(gè)月、12個(gè)月3種情況進(jìn)行模擬研究，模擬水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)15 a。各方案主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)如表5和圖5所示。

模擬結(jié)果表明：3種交替注入周期中，3個(gè)月交替周期下的采出程度最高，隨著注入周期的增加，采出程度降低，說(shuō)明注入周期越短越好，但隨著注入周期增加，采出程度下降幅度減小，說(shuō)明注入周期對(duì)采出程度的影響減弱， 因?yàn)檫@種情況下交替注入時(shí)間較短，有利于給地層提供充足的能量，最終壓力也最高，但與其他兩種情況下的結(jié)果相差不大，表明研究區(qū)塊對(duì)交替注入周期敏感性較弱。因此，可根據(jù)油田設(shè)備實(shí)際操作管理要求，考慮注入周期的有效配置。

表5 不同注入周期下生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比

圖5 不同注入周期下水氣交替驅(qū)采出程度

2.6 氣水體積比的影響

氣水體積比是指在氣水交替中，一個(gè)注入周期內(nèi)注入氣體與注入水在油層條件下的體積比。作為氣水交替過(guò)程中一個(gè)非常重要的參數(shù)， 氣水體積比的大小對(duì)驅(qū)替流體的流度控制、氣竄程度以及油藏采出程度具有重要影響。設(shè)計(jì)氣水體積比分別為1∶2、1∶1.5、1∶1、1.5∶1、2∶1 5套方案，其他參數(shù)與基礎(chǔ)方案相同。模擬結(jié)果如表6和圖6所示。

模擬結(jié)果表明：隨著氣水體積比的增大，采出程度逐漸變大，當(dāng)氣水比為1.5∶1時(shí)，最終采出程度最高達(dá)到53.30%，隨后隨著氣水體積比增大，最終采出程度反而下降。在注入氣體總量相同的情況下，每個(gè)周期注入較大的氣體段塞意味著對(duì)地層能量的及時(shí)補(bǔ)充，使氣體有較長(zhǎng)的作用時(shí)間，提高了氣體的波及體積。氣水體積比過(guò)大容易造成氣體在生產(chǎn)井的過(guò)早突破。因此，綜合考慮，對(duì)于J油田氣水體積比保持在1∶1～1.5∶1為宜。

圖6 不同氣水體積比下采出程度變化曲線

表6 不同氣水比下生產(chǎn)指標(biāo)對(duì)比

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

氣水比累積產(chǎn)油量/104m3累積注氣量/104m3累積注水量/104m3采出程度/%累積氣油比/(m3·m-3)最終含水率/%最終壓力/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 水氣交替驅(qū)、水驅(qū)、氣驅(qū)開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

以相同反9點(diǎn)井網(wǎng)為例，選取氣水體積比1∶1.5，氣體注入速度為0.06 HCPV/a，水注入速度0.06 PV/a，模擬開(kāi)發(fā)15 a，對(duì)比分析了注水、注氣和水氣交替注入(WAG驅(qū))驅(qū)油的各項(xiàng)主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)，結(jié)果如表7所示。

表7 不同開(kāi)發(fā)方式的開(kāi)發(fā)指標(biāo)對(duì)比

模擬結(jié)果表明：與氣驅(qū)和水驅(qū)相比，水氣交替驅(qū)可取得更好的開(kāi)發(fā)效果，采出程度相對(duì)提高2.5%～7.8%，含水率相對(duì)水驅(qū)降低18.6%。

3 水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)效果經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

基于以上單因素敏感性分析，采用油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)法對(duì)不同方案進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。該方法采用了目前先進(jìn)的QIM-AG(Quadratic Interpolation Model-based optimization algorithm guided by the Approximated Gradient)算法[13]，將油藏開(kāi)發(fā)生產(chǎn)視為一個(gè)復(fù)雜的動(dòng)態(tài)系統(tǒng)，基于油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)建立最優(yōu)控制數(shù)學(xué)模型，最終的目標(biāo)函數(shù)為凈現(xiàn)值NPV，使方案時(shí)時(shí)處于最優(yōu)的狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)油田生產(chǎn)經(jīng)濟(jì)效益最大化 。其中，NPV的計(jì)算公式為

NPV=Fo×Ro-Fw×Rw-Fg×Rg-Fiw×Riw。

(1)

式中：NPV為凈現(xiàn)值；Fo為累積產(chǎn)油量，104m3；Fw為累積產(chǎn)水量，104t；Fiw為累積注水量，104m3；Fg為累積注氣量，104m3；Ro為原油銷售價(jià)格，元/t；Rw為水處理成本，元/t；Rg為注氣成本，元/m3；Riw為注水成本，元/t。

由不同方案下凈現(xiàn)值對(duì)比結(jié)果(表8)可知，與水驅(qū)、單一氣驅(qū)相比，水氣交替驅(qū)方案經(jīng)濟(jì)效益顯著。

表8 不同方案下凈現(xiàn)值對(duì)比(第15年)

4 結(jié) 論

(1)利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)對(duì)比了不同影響因素下水氣交替驅(qū)提高采收率效果，較高的注氣速度(0.08 HCPV/a)、壓力保持程度為1、小井距、氣水體積比為1.5∶1、注入周期為3個(gè)月時(shí)可獲得較高的采出程度。

(2)針對(duì)J油田低滲透油藏，采用水氣交替注入方式可以較好地降低氣體的黏性指進(jìn)和重力舌進(jìn)，提高注入氣的波及體積，但油、氣、水三相流動(dòng)會(huì)導(dǎo)致油層驅(qū)替壓力升高，在注氣方案設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)充分考慮注入系統(tǒng)留有足夠的盈余能力。

(3)基于QIM-AG算法，對(duì)比了水驅(qū)、氣驅(qū)和水氣交替驅(qū)開(kāi)發(fā)方案凈現(xiàn)值，表明水氣交替驅(qū)經(jīng)濟(jì)效益更為顯著。

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責(zé)任編輯：賀元旦

2014-12-01

國(guó)家重大科技專項(xiàng)項(xiàng)目“基于非線性滲流的水驅(qū)油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)及剩余油分布模式研究”(編號(hào)：2011ZX05024-002-004)；陜西省科技統(tǒng)籌創(chuàng)新工程計(jì)劃課題“提高延長(zhǎng)主力油層開(kāi)發(fā)效果關(guān)鍵技術(shù)”(編號(hào)：2011KTZB01)

薛穎(1987-)，女，碩士研究生，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的研究。E-mail:814496054@qq.com

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

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