數值模擬分析水氣混注的影響因素

周 洵，唐 海，顧亞鵬

（成都理工大學能源學院，四川成都 610059）

注氣驅油是在衰竭油田提高采收率的一種重要的方法。氣驅提高采收率在原則上是可以采出所有的原油，但是氣驅的波及系數不高[1]。其原因包括儲層的非均質性，氣體的密度和黏度相對較低。在均質儲層當中氣體密度低，會導致重力覆蓋，會嚴重影響氣體的波及效率和原油的采收率。水氣交替注入和水氣混注在注氣驅油提高采收率的過程中起到了提高波及效率的作用。主要是用水控制流體的流動和穩定驅替前沿。

Caudle and Dyes（1958）[2]水氣交替注入防止在注氣驅油提高采收率的過程中起到了提高波及效率的作用。主要是用水控制流體的流動和穩定驅替前沿。SWAG 水氣混注也有同樣的效果。因為氣驅的微觀驅替要比水驅的效果好，SWAG 注入過程包含了氣和水在微觀條件下波及效率的提高。SWAG 已經被證明是一種有效的三采方式。這種方式的波及系數要比常用的氣驅高。

Stone（1982）[3]and Jenkins（1984）[4]提出了新的在一切穩定狀態下注氣注水關于重力分異的模型。

Lake（1989）[5]氣驅在原油開采的過程中能夠提高采收率，但波及效率不高。

Waggoner et al（1992）[6]在非均質儲層當中滲透率的變化起著主導作用。

Christiansen et al（1998）[7]SWAG 注入方式已經在一些油田中得以應用，對59 個區塊的經驗總結水氣混驅提高采收率在5 %～10 %。

Stone（2004）[8]對比了水氣混注和單獨注水的效果，他總結了水氣混注并且非混相的狀態下，在水濕油藏和中性油藏當中能夠降低剩余油含水飽和度50 %～100 %。與交替注入相比能夠提高三倍氣體在垂向上的波及效率。

Jamshidnezhad etal. （2008）[9]用數值模擬的方法研究了在衰竭時開采油藏中的水氣合注提高采收率。

Rossen etal（2010）[10]進一步研究了Jenkins（1984）的模型并提出了新的方法來計算分離長度。同時他們還做了數值模擬來證明他們的分析結果。

Marjan Sherafati（2014）[11]用數值模擬的實驗得出，同向流和對向流的轉換在水氣混注中的作用，以及相對滲透率的影響。

圖1 均質儲集體中注入流體分布圖Fig.1 Injection fluid distribution in homogeneous reservoir

本文主要從水氣混注過程中水氣混注段運移長度的影響因素出發，沒有對流態做過多的考慮。分析了在水氣混注段影響采收率的主要因素。

在均質儲集體中，流體的流動受到了注入流體與油藏流體密度和流動特性不同的影響（見圖1）。在非均質油藏當中油藏滲透率的不同占主要因素（見圖2）。注入流體優先通過高滲區域，形成一個通道。繞過了低滲區域，沒有被波及到。

如果在均值儲層當中，在重力控制儲層中流體的流動時，注入氣體一般密度比原油（或水）的要低，最終分離到了油頂部，底部則未被波及到。水氣交替注入或者水氣混注能夠提高波及效率。因此，原油衰竭油藏開采可以通過水和氣共混注入進行開采。

1 理論模型

Stone（1982）and Jenkins（1984）的公式對在完全進入分離區域之前水氣運移的距離進行了預測。方程描述了這一穩定狀態，能夠算出所有被驅替出的原油的量。在每個區域（混合段，上移段和下移段）飽和度和流動性都是不同的。長方形和圓柱形模型流動混合區域在Lg和Rg位置消失。

式中：Q-注入氣和水的總容量；Kz-垂直滲透率；ρw和ρg-水和氣的密度；g-重力加速度；-混合區域總的相對滲透率。

在（Stone 2004）的水氣混注和水氣交替注入中沒有考慮水氣混注過程中不同參數的影響。Rossen etal.（2010）進一步研究了Jenkins（1984）的模型并提出了新的方法來計算分離長度。同時他們還做了數值模擬來證明他們的分析結果。本文主要針對水氣混注混相驅油進行研究。

圖2 非均質油藏中注入流體分布圖Fig.2 Injection fluid distribution in heterogeneous reservoir

2 實驗模型

測試了不同位置的注入并且研究了注水效果，還有儲層縱向滲透率對儲層波及系數和原油采收率的影響。通過數值模擬實驗對研究對象進行了模擬研究。

使用CMG 軟件進行模擬，設定儲層的基本參數，氣和水分別在同一側的兩口不同位置的水平井中注入，甲烷在最小混相壓力下注入到未飽和的油藏中（油藏參數借鑒葡北油田[12]）。儲層原油性質：該油藏埋深較大，砂體連續性好，油層中部深度3 436 m，油層平均厚度13.9 m，地層溫度92.5 ℃，地層壓力37.58 MPa。儲層物性屬中孔中滲儲層，平均孔隙度17.8 %，平均滲透率110.5×10-3μm2。油藏流體性質：油藏流體屬于典型的揮發性流體，原油性質具有“二低五高”的特點，即低密度（0.803 g/cm3），低黏度（0.4 mPa·s），高體積系數（2.292），高氣油比（＞440 m3/m3），高收縮率（63.52%），輕質組分摩爾含量高（57.161 %）和高飽和壓力（31.14 MPa）[13]。1998 年8 月開始，葡北油田進入水氣交替混相驅開發階段。日注水量814 m3，日注氣量17.26×104m3[14]。油水相對滲透率曲線顯示葡北油田具有弱親水特征，且隨著油藏滲透率的增加，有親油的傾向，平均殘余油飽和度30 %，束縛水飽和度為27 %左右[15]（見圖3、圖4）。

圖3 平均油水相滲曲線Fig.3 Average oil / water phase permeability curve

圖4 平均油氣相滲曲線Fig.4 Average oil gas phase permeability curve

圖5 上部注水底部注氣模擬結果Fig.5 Simulation results of gas injection at the bottom of the upper water injection

圖6 中間注水底部注氣模擬結果Fig.6 Simulation results of bottom gas injection in middle water injection

首先考慮對均值條件下不混注入位置的注入進行研究。實驗設定四種井型：（1）上部注水，底部注氣（見圖5）；（2）中間注水，底部注氣（見圖6）；（3）底部注水，底部注氣（見圖7）。

圖7 底部注水底部注氣模擬結果Fig.7 Simulation results of bottom gas injection in bottom water injection

圖8 不混注入方式采收率模擬結果Fig.8 Simulation results of non mixed injection method

圖9 不同垂向滲透率模擬結果Fig.9 Simulation results of different vertical permeability

圖10 不同垂向滲透率采收率模擬結果Fig.10 Simulation results of different vertical permeability recovery rate

通過模擬對比得出的結果，中間注水下面注氣的注入形式比較好（見圖8）。

最后，通過對以上三種因素的對比，優選出最合適的注入方式，使得水氣混合段的運移段能夠達到更長的距離，使其得到更高的驅油效率。

在優選出合適的注入方式之后，對水氣混注條件下儲層滲透率的縱向滲透率作為考慮因素進行研究。因為在注入的過程中，縱向滲透率在水氣相遇以及分離階段起到了至關重要的作用，因此考慮了縱向滲透率對水氣混注同行段的影響（見圖9）。

通過對不同縱向滲透率的對比，縱向滲透率越低，水氣混注中氣體運移的橫向距離越遠，整體的驅替效果較好，采收率較高（見圖10）。

3 總結

水氣混注要比單獨注水或者注氣更有效。本次研究考慮了水氣混注的幾種因素。

（1）當水和氣同時注入兩口平行的水平井中的時候，注水井在儲層上部可能效果會更好。在注氣過程中小的干擾可能會導致井底或其他地方的氣體不穩定。

（2）垂向滲透率對水氣混合段的長度的影響也是非常大的，滲透率的縱橫比越小，水氣橫向運移的距離就長，有利于提高波及效率。

從結果分析中可以看出，這些因素對原油的開采具有較強的影響。他們能夠影響流動過程中水氣分離之前的運移長度和不均勻性。

［1］ Lake，L.Enhanced Oil Recovery，Prentice Hall，Englewood Cliffs，NJ，1989.

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［5］ Lake，L.Enhanced Oil Recovery，Prentice Hall，Englewood Cliffs，NJ，1989.

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［8］ Stone，H. L.： "A Simultaneous Water and Gas Flood Design with Extraordinary Vertical Gas Sweep，" SPE paper 91724，presented at the 2004 SPE International Petroleum Conference in Mexico，7-9 November，Puebla，Mexico.

［9］ Jamshidnezhad，M.，Chen，C. Kool，P. and Rossen，W.R.Well Stimulation and Gravity Segregation in Gas Improved Oil Recovery，SPE 112375，presented the 2008 SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control held in Lafayette，Louisiana，U.S.A.，13-15 February 2008.

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