1、300玉东超深层稠油气水交替驱参数优化研究孙欣华 王斌文 王伟胜 路磊 张娜 白国娟（吐哈油田分公司勘探开发研究院）摘 要：玉东超深层稠油埋藏深、物性差、非均质性强，注水开发存在单向指进严重、水驱采收率低等问题，因此进行了气水交替驱提高采收率研究。在油藏地质综合研究的基础上，制定了天然气水交替驱试验区优选原则，完成了先导试验区选择。利用 Petrel 软件建立机理模型，采用 CMG 软件结合物理模拟实验结果对气水交替驱开发效果关键影响因素进行了分析，包括累计注气段塞尺寸、第一注气段塞尺寸、后续注气段塞尺寸、气水段塞比高、注气速度等，并进行了合理优化。根据氮气试注数据和油藏地质资料，采用油藏工程
2、方法完成了注气能力论证，确定了合理注气压差和合理日注气量。在数值模拟和油藏工程综合研究的基础上完成了试验区单井注气参数优化。该项试验预计提高采收率 6.6-7.1%，在国内外均属于首例，优化技术为同类油田提高采收率提供了技术借鉴。关键词：超深层；稠油；气水交替；注气段塞；注气速度1 油田概况鲁克沁油田玉东区块位于吐哈盆地，油藏埋深在 26003000m 之间，断层多、断块复杂，地层原油黏度 311mPas，50时地面原油黏度 19600mPas，属于超深层稠油油藏。目前采用常规注水开发。岩心分析表明，玉东油田渗透率级差一般在 80 以上，变异系数大于 0.7，突进系数大于 3，表现为严重非均质
3、性，地层油水黏度比大，油田含水上升快，目前采出程度不足 4%，综合含水已达 65%左右。通过室内水驱油、数值模拟、经验公式及统计规律等多种方法预测得到玉东油田水驱采收率为13.5%15.8%,比较低，迫切需要探索有效提高采收率的技术手段。室内物理模拟实验表明：天然气驱、气水交替驱、氮气泡沫段塞驱和化学剂驱均可提高驱油效率20%以上（图 1） 。考虑到鲁克沁地层水矿化度高,化学剂敏感性强、风险大，优先选择天然气/水交替驱作为提高采收率的技术手段开展矿场试验。 010203040506070800 2 4 6注 入 段 塞 （ PV）驱油效率（%）水 驱 天 然 气 驱气 水 交 替 驱 氮 气
4、泡 沫 驱化 学 剂 驱图 1 不同驱替介质驱油效率对比图2 试验区优选气水交替驱试验区优选原则：（1）试验区地质认识清楚，连通性好；（2）试验区内有不同注采井距的井，可对效果进行对比评价；（3）注入井目前注入压力较低；（4）有一定的地面基础，地面配套投资相对较少，试验能够迅速开展。根据优选原则，结合油藏地质情况，选择玉东 203 井区作为先导试验区（图 2） 。玉东 203 井区油301层平均厚度为 60m，原始含油饱和度为 68.1%，储层孔隙度为 23.5%，渗透率为 230mD。气水交替井 4口（玉东 203、玉东 3-3（转注） 、玉东 204-19 和玉东 2-42 井）,采油井
5、17 口。试验区目前油井开井18 口，日产油 122t，累计产油 24.43104t，水井开井 3 口，日注水 159m3，累计注水19.21104m3，累计注采比为 0.47。试验区平均地层压力为 26.5MPa，水井区压力稍高于油井区，表明注采连通状况好，不存在水井憋压现象。-2940-2960-2960-2900- 2 9 0 0-2920-2880-2850-2860-2860-2840-2800-2920-2940-3000-2980-3020-3020-3000-2980-3040-3060-3100-3080-3060-3100-3080-3060-3040-3120-3120-
6、3140-3100-2920-2900-2940-2960-3020-2900-2920-3100-3120-3120-3140-3140-3160-3160-3180-2760-2740-2900-3000-3020-3000- 2 9 4 0-2980-3000-2980-2960-2940-2920-3020-3060-3060-3100-3080-3060-3040-3040-3040-3120-3000-2960-2920-3040-3080AAB-2970-2950-2900-2900-2850-2850-2820-2800-2800-2790-2770-2750-2740-273
7、0-2730-2720-2700-2700-2700-2670-2690-2690-2680-2640-2650-2650-2610-2600-2600-2600-2600-2590-2580-2580-2560-2550-2540-2550-2500-3060-30302 5鲁 7Y D 2Y D 3Y D 4Y D 2 0 1Y D 2 0 2Y D 2 0 3Y D 2 0 1 - 1Y D 3 - 2Y D 3 - 4Y D 5Y D 2 0 4 - 1Y D 4 - 2Y D 4 - 5Y D 4 - 6Y D 4 - 1Y D 2 0 4 - 2Y D 2 0 4 - 4Y D 2
8、 0 4 - 6Y D 2 0 4 - 7Y D 2 0 4 - 8Y D 2 0 4 - 9鲁 8鲁 9Y D 1 0 1鲁 8 - 6鲁 8 - 4鲁 8 - 7鲁 8 - 2鲁 8 - 3Y D 2 0 2 - 1Y D 2 0 2 - 2Y D 2 0 2 - 3 CY D 2 0 2 - 4Y D 2 0 4 - 1 0Y D 2 0 4 - 1 1Y D 2 0 4 - 1 2Y D 2 0 4 - 1 4Y D 2 0 4 - 1 5Y D 2 0 4 - 1 6Y D 2 0 4 - 2 0Y D 2 0 4 - 2 2Y D 2 0 4 - 2 4Y D 平 3 - 5Y D
9、 2 - 4 8Y D 3 - 9鲁 8 - 1 0鲁 8 - 1Y D 2 0 4 - 2 7鲁 8 - 9鲁 平 1Y D 2 - 4 9Y D 2 - 5 1Y D 2 0 1 XY D 6Y D 2 - 2 2Y D 2 - 2 3Y D 3 - 1 3BY D 2 0 4 - 3 3 CAY D 2 0 4 - 3 0A BY D 4 - 1 3 CBAABY D 3 - 1 0A鲁 平 3BAXY D 平 2AB- 2 6 7 0-2780-2820-2840Y D 2 0 4Y D 2 - 6 4Y D 2 - 6 5Y D 平 3Y D 2 - 2 6-2630Y D 2 -
10、4 0Y D 平 4AB2 0 4 - 1 3 72 0 4 - 1 2 62 0 4 - 1 2 32 0 4 - 1 3 6A2 0 4 - 1 2 12 0 4 - 1 1 5Y D 4 - 7Y D 2 0 4 - 2 8- 2 9 5 6Y D 2 0 4 - 2 5Y D 2 - 4 6AY D 2 - 4 4Y D 2 0 4 - 1 7- 2 9 2 4- 2 9 4 2Y D 2 0 4 - 1 3 2Y D 2 0 4 - 2 1Y D 4 - 4Y D 4 - 3- 2 9 7 3Y D 2 0 4 - 2 6Y D 2 0 4 - 1 3 14 54 64 74 74
11、44 74 34 64 54 74 74 44 74 32 6 1 5 7 2 72 41 5 7 2 32 5 2 6 1 5 7 2 72 41 5 7 2 3Y D 2 - 1 1 7Y D 2 - 2 7- 2 7 9 4-2890Y D 4 - 82 - 1 2 6Y D 2 - 7 5Y D 2 - 7 0Y D 2 - 7 1Y D 2 - 7 6Y D 2 - 7 7Y D 2 - 7 4Y D 2 0 4 - 1 2 2图 例构造线 纯油区断 层-2300预测含油区注水井合采井 新部合采井 新布注水井下油层井上油层井 待转注油井 新部下油层井-2790-2690-2640Y
12、D 2 - 1Y D 平 1Y D 1 0 2Y D 2 - 3 4Y D 2 - 2 4BAABY D 2 - 2 1Y D 2 - 2Y D 2 - 4 5Y D 2 - 1 3Y D 2 - 1 4Y D 2 - 4 1Y D 2 - 4 2Y D 2 0 4 - 3 2Y D 2 0 4 - 3 1Y D 2 - 3 7Y D 2 - 3 6Y D 2 0 4 - 1 9Y D 2 - 1 1 3Y D 2 - 1 7Y D 2 - 1 0Y D 2 - 1 2Y D 平 7Y D 2 0 4 - 1 3 9ABY D 1BAY D 平 1 2Y D 2 - 5 0Y D 2 - 5
13、2Y D 2 - 5 3Y D 2 - 7 2Y D 2 - 6 6Y D 2 - 7 3Y D 2 - 5 5Y D 2 - 5 4Y D 2 - 7 8Y D 2 - 1 2 8Y D 2 - 1 2 9Y D 2 - 5 6Y D 2 - 9Y D 1 - 2Y D 2 - 1 8Y D 2 - 2 5Y D 2 - 1 6Y D 2 - 1 1Y D 2 - 1 9Y D 2 - 3 2Y D 2 - 6Y D 2 - 1 5Y D 2 - 7Y D 2 - 5鲁 8 - 1 2鲁 8 0 1鲁 8 - 1 4AB鲁 平 2Y D 2 0 4 - 5Y D 2 0 4 - 1 3 8Y
14、 D 2 0 4 - 1 2 7Y D 2 0 4 - 1 2 8Y D 2 0 4 - 32 0 4 - 1 3 32 0 4 - 1 3 52 0 4 - 1 2 4Y D 2 0 4 - 1 2 5Y D 2 0 4 - 1 2 9Y D 2 0 4 - 1 3Y D 2 0 4 - 1 1 4Y D 2 0 4 - 1 8Y D 2 0 4 - 3 4Y D 2 0 4 - 3 5Y D 4 - 1 02 0 4 - 1 2 0Y D 4 - 1 2Y D 4 - 1 1Y D 4 - 9Y D 3 - 3Y D 3 - 6Y D 3 - 1 1Y D 2 - 1 2 1Y D 2 -
15、 1 2 0Y D 2 - 1 2 4Y D 2 - 1 2 5Y D 2 - 1 2 3Y D 2 - 1 2 2Y D 平 1 1Y D 2 0 4 - 1 4 0Y D 2 0 4 - 1 4 1Y D 平 5Y D 2 - 8 5Y D 平 8Y D 2 0 4 - 2 9Y D 2 - 1 2 7Y D 平 6Y D 平 1 0Y D 平 9Y D 平 1 4Y D 平 1 5Y D 平 1 6Y D 平 1 7Y D 平 1 8Y D 平 1 9Y D 平 2 0Y D 2 - 7 9鲁 平 1 1鲁 平 1 2Y D 2 - 2 9Y D 2 - 2 8Y D 2 - 8 1鲁
16、8 - 1 5鲁 8 - 1 6鲁 8 - 1 7Y D 2 - 8 6Y D 2 0 4 - 3 6Y D 2 0 4 - 3 7Y D 2 0 4 - 3 8Y D 4 - 1 4Y D 2 - 8 3Y D 2 - 8 4Y D 2 - 8 0Y D 2 - 8 2Y D 2 - 6 3Y D 2 - 1 1 8Y D 平 1 3ABY D 2 - 1 3 1Y D 2 - 1 3 0Y D 2 - 1 3 2Y D 4 - 1 5Y D 2 - 4 3鲁 克 沁 油 田 中 区 T2k2 油 层 顶 面 构 造 井 位 图( k m )0 . 200 . 4 0 . 6 0 . 8 1
17、 . 0吐 哈 油 田 公 司 勘 探 开 发 研 究 院 编 图 ： 杨 文 战 绘 图 ： 陈 惠 蓉 审 核 ： 崔 英 怀 赵 健 技 术 负 责 ： 李 艳 明 单 位 负 责 ： 李 正 科 二 零 一 一 年 四 月Y D 2 - 3 0Y D 2 - 8 7Y D 2 - 3 1图 2 气水交替驱试验区示意图3 气水交替驱关键影响因素根据玉东油田主要井网形式及油藏韵律特征，利用 Petrel 软件建立反九点井网反韵律机理模型，采用 CMG 软件进行气水交替驱影响因素分析，结合物理模拟实验进行综合研究。3.1 累计注气段塞影响气水交替驱方式为半年注气、半年注水，注气速度为 200
18、00m3/d，注水速度为 200m3/d，每个天然气段塞尺寸为 0.008PV，利用数值模拟分别研究气水交替驱累计注气段塞尺寸0.016PV、0.032PV、0.048PV 和 0.064PV、0.08PV、0.096PV，即段塞分别为：2 个、4 个、6 个、8 个、10 个、12 个后，然后继续水驱开发，预测生产 20 年的开发效果（表 1） 。表 1 不同累计注气体积下气水交替驱效果预测注 气 量 交 末 期 累 计 采 增 量 R（ PV） 替 含 水 出 程 度 （ %）数 （ %） （ %）0 / 95.32 13 /0.016 2 93.92 15.54 2.540.032 4
19、93.17 17.26 4.260.048 6 92.35 18.47 5.470.064 8 92.83 19 60.08 10 93.24 19.15 6.150.096 12 93.11 19.03 6.03随着注气段塞的增加，生产含水不断降低，采出程度逐渐增加，但累计注气段塞体积超过 0.08PV后，虽然生产含水继续降低，但采出程度却有所下降，这主要是由于注入大量的天然气后，发生了气302窜。因此累计注气段塞不宜过大。3.2 初期天然气段塞尺寸影响在累计注入量均为 0.08PV 的情况下，设计第一个段塞的尺寸分别为 0.008PV、0.016PV 及0.032PV，后续段塞均为 0.0
20、16PV。对不同尺寸初期段塞的开发效果进行预测（表 2） 。表 2 不同第一段塞注气量效果预测第 一 段塞 大 小 末 期 含 水 累 计 采出 程 度 增 量 R（ PV） （ %） （ %） （ %）0 95.32 13 /0.008 93.24 19.15 6.150.016 93.17 19.28 6.280.032 92.35 20.13 7.13研究结果表明，在后续注气段塞尺寸相同的情况下，第一注气段塞尺寸越大，采收率越高。3.3 后续天然气段塞尺寸影响当累计注气量 0.08PV，第一个天然气段塞尺寸为 0.032PV 的条件下，设计后续每个段塞尺寸分别为 0.008PV、0.01
21、6PV、0.032PV，气水比为 1:1 时，研究不同后续段塞气水交替驱的开发效果（表 3） 。表 3 不同后续段塞尺寸效果预测后 续 段塞 大 小（ PV）0.008 92.34 20.220.016 92.5 20.130.032 92.48 20.08末 期 含 水（ %） 累 计 采出 程 度（ %）研究结果表明，在第一段塞注气体积相同的情况下，后续注气段塞尺寸越小，采收率略微有所提高，但增加幅度较小。3.4 气水段塞比例影响设计累计注气段塞为 0.08PV，第一个天然气段塞体积为 0.032PV，后续每个段塞的注气体积为0.016PV 时，研究气水比为 1:1、1:2 及 1:3 时
22、，气水交替驱的开发效果（表 4） 。表 4 不同气水比效果预测末 期 含 水 累 计 采（ %） 出 程 度（ %）1:01 92.5 20.131:02 92.3 19.841:03 92.55 19.65气 水 比研究结果表明，气水段塞比为 1:1 时，气水交替驱开发 20 年的累产油最高，综合含水也相对较低，因此气水段塞比 1:1 是气水交替驱开发最佳的气水段塞比例。3.5 注气时机影响设计累计注气量 0.08PV，第一个天然气段塞体积为 0.032 PV，后续每个段塞的注气体积为 0.008 303PV，气水比为 1：1 时，分别预测在不同注水体积后转气水交替驱，然后继续转水驱开发至含
23、水率达95%。计算结果表明（图 3） ，注气越早，原油采收率越高。1819202122230 0.2 0.4 0.6注 水 段 塞 （ PV）采收率（%）图 3 注气时机对采收率的影响物理模拟实验表明，水驱转天然气驱越早，驱油效率提高的幅度越大。注水段塞为 0.4PV 转天然气驱，可以在水驱基础上提高驱油效率 20左右。注水段塞为 1.0PV 转天然气驱，可以在水驱基础上提高驱油效率 10左右（图 4） 。010203040506070800 1 2 3 4PV驱油效率，水 驱 0.4PV后 转 天 然 气 驱水 驱 1.0PV转 天 然 气 驱.4驱油效率，水 驱 后 转 天 然 气 驱水
24、驱 转 天 然 气 驱图 4 水驱后不同时机转天然气驱比较3.6 注气速度影响注气速度较低时，不利于天然气较快溶解在原油中，膨胀降黏效果较差；注气速度过高，易较早地形成气窜通道。因此需选择合适的注气速度。数值模拟研究表明注气速度应控制在 1.23 万方（标况）之间（图 5） 。1618202224260 10000 20000 30000 40000注 气 速 度 （ 标 准 状 况 ， m3/d）采收率（%）图 5 注气速度对采收率的影响3.7 不同油藏压力保持水平影响为研究不同油藏压力对天然气气水交替驱开发效果的影响，设置油藏压力系数分别为3040.8、0.9、1.0、1.1、1.2，预测
25、至含水率达到 95%时的采收率（表 5） 。注气时地层压力越高，地层能量越充足，天然气溶解能力越高，原油黏度越低，气水交替驱采收率也越高。表 5 不同油藏压力系数下的采收率压 力 系 数（ 小 数 油 藏 压 力（ MPa） 注 入 速 度(sm3/d) 采 收 率（ %）0.8 22 20000 20.10.9 24.75 20000 20.871 27.5 20000 21.161.1 30.25 20000 21.521.2 33.3 20000 21.55不同岩心平均压力下，天然气驱驱油效率物理模拟实验结果表明：压力越高，其驱油效率越高，低压下与高压下天然气驱驱油效率差异很大（图 6）
26、 。主要是因为：压力越高，天然气在原油中的溶解度越大，溶解气驱越显著；相当一部分天然气在原油中以拟饱和状态存在，压力越高，处于拟饱和状态的天然气越多，降黏作用越大。01020304050607080900 1 2 3 4 5累 计 段 塞 （ PV）驱油效率（%）10MPa23MPa27MPa32MPa图 6 玉东 2-42 井注气指示曲线3.8 结论与认识通过以上对各项影响因素的分析，最后确定气水交替驱注气参数的优化结果为：天然气地下累计注入体积 0.080.1PV，天然气第一段塞在 0.0180.032 PV 之间，天然气后续段塞在 0.008 PV 左右，气水比 1:1，日注气速度控制在
27、 1.23 万方之间。4 注气能力论证4.1 玉东 2-42 井氮气试注分析玉东 2-42 井试注最高压力 37MPa，稳定压力 3637MPa。流压监测显示，压力波动较大，最高压力为 45.27MPa，最低压力 32.65MPa。压力达到 45.27MPa 后开始下降，逐渐下降为 24.47MPa。分析表明玉东 2-42 井注氮气拟启动压力 29MP,要满足方案设计日注气 3 万方，井口最低压力需达到32MPa（图 7） ，建议采用 35MPa 压缩机。305252627282930313233343536370 5 10 15日 注 气 （ 万 方 ）井口压力（MPa）图 7 玉东 2-4
28、2 井注气指示曲线4.2 注气井吸气能力计算为准确分析注气井井底压力与井口压力、注入量关系，采用了平均温度、平均偏差系数计算方法。公式如下： 8 sscswftf edZTqfeP252182 1)(034. 其中： wftfT式中 流动管柱内气体平均温度， K；TTtf注气井井口温度， K；Twf注气井井底温度， K；Ptf注气井井口压力， MPa；Pwf注气井井底压力， MPa；qsc注气量， m3/d； 在 条件下，气体压缩系数；zT,fMoody 摩阻系数；d油管内径，m； ZTSgh03415.式中 h 油管下到气层中部的深度，m； g气体相对密度，小数。3 口注水井最大注气压差在
29、12.7MPa 左右，待转注井玉东 3-3 最大注气压差为 16.17MPa，最大日306注气量在 3.55 万方之间。随着注气进行，所需井口压力增加，初期注入压力应考虑后续注气压力增加的影响，因此确定初期合理井口压力为 2729MPa，合理注气压差在 7.29.7MPa 之间，合理日注气量在 2.33 万方之间（表 6） 。表 6 单井初期合理注气量统计表井 号 合 理 井口 压 力（ Mpa) 合 理注 气 量（ 万 方 ） 合 理 注气 压 差（ Mpa） 吸 气 指 数（ 104m3/d.Mpa)YD203 29 2.76 8.8 0.32YD2-42 29 2.33 8.2 0.28
30、YD204-19 28 2.77 7.2 0.39YD3-3 27 3.02 9.7 0.315 试验区注气参数确定在数值模拟及油藏工程研究的基础上，综合确定了试验区注气参数优化原则：（1）初期日注气量不超过合理注气量；（2）第一注气段塞不超过 0.032PV；（3）后续轮次单次注气段塞在0.0080.01PV 之间；（4）累计注气段塞在 0.08-0.1PV 之间；（5）每一轮次气水段塞大致相同。设计第一轮次注气天数 180 天，注气段塞在 0.0180.03PV 之间；设计后续注气轮次为 8 个，注气段塞在 0.060.09PV 之间，单轮次注气天数为 120 天（表 7） ；试验区累计注
31、气段塞为 0.093PV。注水天数均为 120 天，日注采比在 1.01.2 之间。表 7 单井注气参数优化表日 注 气（ 万 方 ） 段 塞大 小（ PV)日 注 气（ 万 方 ） 段 塞大 小（ PV)玉 东 203 2.76 0.018 1.96 0.066玉 东 3-3 3.00 0.022 1.80 0.070玉 东 204-19 2.36 0.030 1.31 0.088玉 东 2-42 2.31 0.024 1.16 0.064合 计 10.43 6.22第 一 轮 次 后 续 轮 次井 号设计了 7 套方案进行了指标预测，结果表明：气水交替驱明显优于注水开发效果，提高采收率6.
32、6%7.1%。参考文献1郭万奎，廖广志，邵振波.注气提高采收率技术M.北京:石油工业出版社，2003.2袁士义，刘尚奇，张义堂等. 热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究J.石油学报， 2004，25(1).3徐艳梅,郭平,张茂林等. 温五区块注烃气效果影响因素研究J.西南石油大学学报，2007,29(2).4李福垲,贾文瑞.注气非混相驱数值模拟机理研究J.大庆石油地质与开发,1994，13(3).5 郭平,孙雷,孙良田等.不同种类气体注入对原油物性的影响研究J.特种油气藏,2003,10(B9).6 马昌明.LPG 吞吐开采稠油数值模拟研究J.特种油气藏，,2000,22(3).7 高树生，熊伟，李建存等.多孔介质中蒸汽泡沫渗流影响因素分析J.特种油气藏，2004，11（3）.8秦同洛，李玺，陈元千.实用油藏工程方法M. 北京：石油工业出版社，1989.第一作者简介：孙欣华，高级工程师， 1998 年毕业于西南石油学院石油工程专业，现从事油田开发工作。
