基于優勢水流通道的減氧空氣吞吐注氣量優化方法研究

郭小哲，田 凱，曹玉峰，高旺來

(1.中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249；2.中國石油吐哈油田分公司魯克沁采油廠，新疆 鄯善 838202)

0 引言

魯克沁三疊系深層稠油近1億t儲量，埋深約3 000 m，儲層滲透率50～500 mD，地下原油黏度150～500 cp，歷經20年的開發，形成注水開發配套技術。由于較低的油水流度比及較高的儲層非均質，許多單井控制儲量采出程度普遍低于15%，但含水已高達80%以上，水驅效果急待改善[1-3]。

以抑水增油為主要作用機理的減氧空氣吞吐顯示出較好的技術經濟效果。經現場實際應用，從2016—2018年共實施井次約369口，據綜合效果評價統計，其中實現預期效果的占71.8%，單井增油250 t以上，有效值120天以上，換油率8 t/104m3以上，投入產出比大于1的占80%。減氧空氣吞吐有效地提高了水驅后的采出程度，為油藏的進一步優化開發提供了實踐經驗。

減氧空氣介于空氣與氮氣之間，其10%以下含氧量低于空氣的氧成份比例，又不是純氮氣，在獲取時可通過壓縮空氣進行減氧處理，或者應用純氮氣加注空氣降氧處理，相對于注空氣降低了施工風險，比注氮氣減少了制氣成本，在吞吐過程中，三者的機理基本相似，因此，減氧空氣吞吐具有明顯優勢[4-5]。

目前的研究多集中在減氧空氣驅油機理的研究[4-7]，減氧空氣吞吐研究較少，其滲流規律認識及增油機理也多借助于N2、CO2和天然氣吞吐等研究[8-14]，深層稠油減氧空氣吞吐的研究還較少，特別是注氣量的選取依據在現場應用中存在著較大困惑，缺乏研究報道[15-16]。該文從優勢水流通道的界定和定量計算入手，借助填砂管實驗及數值模擬方法，設計了針對不同滲透率級差、小層有效厚度及井距的注氣量優化方法，為現場制定減氧空氣方案提供參考。

1 注氣量優化的原因和思路

從減氧空氣吞吐增油機理及現場應用效果兩個方面，說明注氣量的關鍵是優勢水流通道中進氣比例，并由此引出注氣量優化的思路。

1.1 減氧空氣吞吐增油機理

減氧空氣吞吐的作用機理是注入氣優先進入高水淹通道，稱為優勢水流通道，分散相的氣泡或者氣體段塞占據和切割水相，再生產時，氣體隨水流動通過孔隙喉道時產生變形力，增加水流阻力，迫使水流轉向，進入到低水淹區，驅替該區域原油，從而擴大水的波及體積，實現抑水增油[17]。

由增油機理可知，減氧空氣吞吐注氣量的關鍵是優勢水流通道的體積。當注氣量較小時，不足以在優勢水流通道中產生有效的堵水作用；當注氣量較大時，雖然氣體在優勢水流通道中充分存在，但更多的氣體進入到低水淹區，如此會把該區域的油推向儲層深處，不利于增油，而且如果與其他井或者高滲區形成氣竄通道則會大大降低吞吐效果。

此外，儲層的滲透率、滲透率級差、有效厚度、地層壓力等物性參數也是影響注氣量的重要因素。在一定注氣速度的情況下，注氣壓力會越來越高，受注氣設備的額定功率的限制，當注氣壓力達到界限值(一般35～40 MPa)時停止注氣轉入悶井待產，此時 ，若儲層物性差(滲透率低、有效厚度小、地層壓力高)，注氣量會受到更大的影響。

1.2 減氧空氣吞吐實際效果

現場減氧空氣吞吐的實際施工過程中，注氣量往往根據儲層厚度和滲透率進行經驗估算，約為(20～60)×104m3。圖1為魯克沁油藏369口(次)的減氧空氣吞吐井的注氣量與增油量、換油率之間的關系圖。由圖1可知，注氣量與增油量、換油率的相關性較差，低的注氣量也能實現高的增油量和換油率，而高的注氣量也有許多并沒有達到預期效果。因此，注氣量雖然受厚度、滲透率、級差等影響，但有效作用部分主要集中在進入優勢水流通道的分散氣體，進一步說明了以優勢水流通道為主的注氣量優化更具有針對性。

圖1 注氣量與增油量、換油率關系Fig.1 Relationship between gas injection volume，oil increase and oil change rate

1.3 注氣量優化的思路

注入氣體是否進入了優勢水流通道并在其中發揮堵水作用是減氧空氣吞吐效果顯現的關鍵，因此，注氣量的優化步驟為:

1)判別優勢水流通道并進行定量計算。優勢水流通道的判別應用數值模擬與含水率方程相結合的方法，首先確定優勢水流通道的界限含水飽和度，然后得到井間連通通道占井間滲流區域的比例，最后設計出優勢水流通道孔隙體積的計算方法。

2)確定優勢水流通道注入氣體孔隙體積倍數。注入氣在優勢水流通道中占據的最優比例通過填砂管實驗進行優化。

3)計算層間吸氣指數。通過數值模擬方法分析不同滲透率級差下等厚度儲層的低滲層吸氣基數，作為不同厚度條件下高滲層和低滲層吸氣指數計算的依據，再由優勢水流通道優化氣量反推注氣總量，根據地層壓力和溫度進行折算，最終得到地面注氣量的優化結果。

4)結果驗證。通過與數值模擬注氣量優化結果進行對比，驗證該方法的可靠性。

2 優勢水流通道的計算

對優勢水流通道的研究很多[18-22]，該文認為優勢水流通道中的含水較高、滲流阻力小、水流動速度快是油井含水0.9以上的主要來源通道，通過孔隙中的流量含水率也達到0.9以上，由此，應用孔隙中的含水飽和度進行優勢水流通道判別既易理解又相對簡單。

根據油水兩相滲流理論[23]，可以通過相滲曲線確定含水率曲線，其公式為:

(1)

式中:fw為含水率；μw為水的黏度，cp；μo為油的黏度，cp；krw為水的相對滲透率；kro為油的相對滲透率。

取現場儲層參數:低滲層滲透率100 mD，高滲層滲透率300 mD，地下油黏度為300 cp，地下水黏度為1 cp，油水相對滲透率曲線如圖2所示，由式(1)得到如圖3所示的含水率曲線圖。

圖2 油水相對滲透率曲線圖Fig.2 Oil-water relative permeability curve

圖3 含水率與含水飽和度關系圖Fig.3 Relationship between water content and water saturation

由圖3可得到含水率為0.9時對應的含水飽和度為0.48，即，儲層中通過含水飽和度達到0.48的孔隙時，總液體流量的含水率可達0.9以上。

應用油藏數值模擬軟件進行一口注水井和一口采油井生產模擬，構造網格數為30×30×3的概念模型，x方向和y方向網格步長Dx=Dy=5 m，z方向網格步長Dz=10 m(儲層厚度30 m)；縱向上中間層滲透率為300 mD，上下兩層滲透率都為100 mD，層間級差為3。當油井含水達0.9時，中間高滲層含水飽和度分布如圖4所示。

圖4 高滲層含水飽和度分布Fig.4 Water saturation distribution of high permeability layer

圖4顏色區域顯示了含水大于0.48的網格塊，兩井間被該網格塊充滿的區域為優勢水流通道區域，則定義優勢水流通道系數α為優勢水流通道區域寬度B與井距L(假設井間控制區域為正方形)之間的比例，即:

(2)

式中:α為優勢水流通道系數；B為優勢水流通道區域寬度，m；L為井距，m。

該模型中井距為150 m，優勢水流通道區域寬度為15 m，則優勢水流通道系數α為0.1。

對于不同滲透率巖石的相滲數據及注采規模，油井含水達0.9時形成的優勢水流通道系數變化不大，因此，確定優勢水流通道的孔隙體積Vφ為:

Vφ=αL2hkhφk

(3)

式中:Vφ為優勢水流通道孔隙體積，m3；hkh為高滲層有效厚度，m；φk為高滲層孔隙度。

由式(3)計算出該模型中優勢水流通道孔隙體積為6 750 m3。3 注氣孔隙體積倍數的確定

應用填砂管實驗模擬水驅、注減氧空氣及再生產過程，保持產液量不變，不同時段的驅替壓力變化如圖5所示。

圖5 填砂管吞吐實驗驅替壓力變化圖Fig.5 Displacement pressure change diagram of the huff and puff test with sand-filled pipe

注氣后再生產出現峰值壓力，注氣后生產末期壓力高于水驅末期壓力，再生產初期含水由原來的0.9降到0.36，以上三點說明減氧空氣在孔隙中增大了水相滲流阻力，增加了油的流動能力，實現了抑水增油作用。

設定不同的注氣量進行實驗，結果對比如表1所示。各項吞吐效果參數并不是隨著注氣量的增加而增大的，當注氣量在0.2 PV時，峰值壓力及末期壓力最大，說明該注氣規模下減氧空氣產生的堵水作用最強，反映到產出油、采收率增量等增油指標上，其值也最優。經過6組不同滲透率的填砂管實驗，0.2 PV注氣量都表現為最優，因此，在實際單井注氣量優化時，基于優勢水流通道體積的注氣孔隙體積倍數Qig確定為0.2 PV。

表1 不同注氣量吞吐效果對比Table 1 Comparison of the huff and puff effect of different gas injection volumes

4 吸氣指數的確定

減氧空氣吞吐時，注入氣優先進入高滲層的優勢水流通道，增加水流阻力以擴大波及體積，達到抑水增油目的，但仍有部分氣體會進入到低滲層非優勢水流通道中。以兩層等厚模型進行低滲層吸氣基數(低滲層吸氣基數是兩層厚度相等時低滲層吸氣量與總注氣量的比值)的數值模擬，結果如圖6所示。

圖6 不同滲透率級差低滲層吸氣基數圖Fig.6 Inhalegas base of low permeability layer with different permeability contrast

由圖6可知，滲透率級差越大，低滲層吸氣基數越低，進入高滲優勢水流通道的氣量也就越多。對曲線進行冪指數擬合，得到公式為:

(4)

式中:β為低滲層吸氣基數；Ik為滲透率級差。

不同厚度儲層的吸氣指數(不同厚度時各層吸氣量與總注氣量的比)在此吸氣基數上進行厚度求權，即:

(5)

(6)

式中:βh為高滲層吸氣指數；βl為低滲層吸氣指數；hkl為低滲層有效厚度，m。

由此，對于中間高滲層、上下低滲層，滲透率級差為3的模型，高滲層吸氣指數為0.763，低滲層吸氣指數為0.237。

5 注氣量優化與檢驗

基于優勢水流通道孔隙體積的注氣量優化公式設計為:

(7)

式中:Vgsc為地面條件下優化注氣量，m3；Bg為氣體體積系數，m3/m3，28 MPa/80 ℃地層條件下約為0.003 87 m3/m3。

由此得到一注一采概念模型的最優注氣量為45.69×104m3。

為了驗證該注氣量的吞吐效果，在概念模型的基礎上進行不同注氣量的數值模擬。當采油井含水0.9時，開始注入減氧空氣，注入速度為4.5×104m3/d，悶井7天后以原產液量規模繼續生產，模擬得到的結果如圖7所示。以換油率為主要評價指標，注氣量在45×104m3附近時，換油率達到12.75 m3/104m3最高值，此方案的有效期為171天，增油574 m3，也是各方案中最好的，因此，數值模擬結果與優化計算結果一致，驗證了方法的可靠性。

圖7 不同注氣量與換油率的對應關系圖Fig.7 Correspondence between different gas injection volume and oil change rate

為了進行不同措施井的注氣量設計參考，用該文方法計算出的優化注氣量如表2所示。

表2 不同參數的井優化注氣量參照表Table 2 Reference table for gas injection volume optimization of wells with different parameters

由表2可知，井距越大、儲層越厚，優勢水流通道孔隙體積則越大，需要的注氣量也相應越大。又由計算方法可知，滲透率級差越大，所需注氣量變小。表2中200 m井距的方案，滲透率級差為6時，優化注氣量達到105.87×104m3，實則是井距和儲層厚度產生的結果。

6 結論

1)優勢水流通道的存在是油井含水高的主要原因，減氧空氣吞吐增效的關鍵是氣體合理封堵優勢水流通道孔隙中水的流動，最優的注氣量依賴優勢水流通道孔隙體積的大??；

2)依據注采關系確定的井間優勢水流通道，與由于平面非均質的高滲帶形成的優勢水流通道有差異，但后者除了較難確定外，還存在很大的不確定性；

3)低滲層吸氣量能占到總注氣量的20%～30%，若注氣厚度較大時，進入優勢水流通道的氣體堵水作用會被消弱，建議適當選擇針對性強的小層進行吞吐措施；

4)理論設計注氣量是施工方案的重要參考，由于增油機理復雜，影響因素很多，因此，實際操作過程中可適當根據經驗及歷史井效果進行調整。