2016, Vol. 38
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2. 中国石油大学(北京)博士后流动站, 北京 昌平 102249;
3. 中国石化国际石油勘探开发有限公司, 北京 朝阳 100101;
4. 中国石油大港油田分公司勘探公司, 天津 大港 300280
2. Post-doctoral Research Station, China University of Petroleum(Beijing), Changping, Beijing 102249, China;
3. SINOPEC International Petroleum E & P Corporation, Chaoyang, Beijing 100101, China;
4. Exploration Branch, Dagang Oilfield Company, PetroChina, Dagang, Tianjin 300280, China
气-水交替注入（WAG）类项目自1957 年在加拿大首次报道以来，在过去半个多世纪内WAG 类项目矿场实施数量攀升，在矿场的应用中取得了较大成功[1-3]。考虑储层物性与流体性质等地质条件的差异，WAG 逐渐发展成了混相WAG、非混相WAG、Hybrid-WAG、SWAG、Tapering 及DUWAG等类型，旨在有效地提高波及效率和改善驱替效果[1-15]。目前，在各型WAG 段塞方案优化时，采用采收率、TRF（Tertiary Recovery Factor）、累计净现金流及NPV（净现值）等评价指标确定最佳段塞方案，其中采收率指标应用最为广泛[1-2, 4-11, 14]。
2003年Kulkarni M M 用6 英寸岩芯进行CO2驱替实验时发现，在ROIP（剩余地质储量）采收率与累计注入PV（孔隙体积倍数）数关系曲线中，CGI（连续注入）具有明显的优势；但在ROIP 采收率/注气量与累计注入PV 数关系曲线中，WAG 又具有明显优势，结论截然相反，认为ROIP 采收率/注气量作为评价指标更为合理，并定义为TRF[15]。2010 年Chen S 等人在CO2 WAG 混相驱段塞设计时发现，由于采用了不同气-水比的WAG 段塞，使得在相同累计气段塞大小下得到了不同的采收率值，并推荐用NPV 作为方案评价指标[16]。
然而，无论选用哪种指标来评价方案，现有的WAG 方法在段塞设计时本身就忽略了注入气与地层剩余油之间的定量关系。本文提出一种富气驱EWAG（Efficiency WAG）注入方法，定量设计各WAG 周期中富气利用率高的富气段塞与残余富气回采率大的水段塞，以及总WAG 周期数，能使注气项目获得最大采收率与经济效益。结合ECLIPS-E300 组分模拟器，用M 油田数据开展了验证研究。
1 富气凝析机理WAG 富气驱凝析机理示意图见图 1，其过程特征为：（1）当注入气与油藏流体接触时，富气的中间烃组分凝析到原油中，注入气逐渐变贫，最终失去凝析能力；（2）失去凝析能力的贫气超覆原油向前运动；（3）当更多的注入富气进入油藏时，大量中间组分凝析到混合带尾部，最终使混合带后缘与注入富气混相；（4）开始形成的贫气部分向前运移，由于后缘也与注入气混相，这部分向前运动的贫气成为总体积中很小的一部分；（5）油井生产特征表现为：一小段贫气后是混相带。
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| 图1 WAG 富气驱凝析机理示意图 Fig. 1 Schematic of mechanism of enriched-gas condensation |
在富气混相驱过程中，理论上波及区内可动油被适量富气“彻底”凝析并排驱后，产出气中C2∼C6组分含量保持在较低水平范围之内；当混相带尾部突破后，产出气中C2∼C6 组分含量恢复到伴生气的水平。反之，当注入富气过剩时，后续富气未与足够原油充分凝析传质后就被逐渐排出，富气驱替效率变差，此时产出气中C2∼C6 组分含量将会高于伴生气中的含量，并随着这种不利程度的加剧，排驱气中C2∼C6 含量上升并接近注入气中的水平。
从上面的分析得知，C2∼C6 组分含量的变化可以间接地反映富气的驱替效率。而在给定温度、压力条件下，C2∼C6 组分含量的变化可以用气体密度变化来表征。
2 EWAG 设计方法 2.1 气段塞在富气注入阶段，当大量前缘贫气到达生产井时，受大量贫气的影响，产出气密度下降，在产出气密度曲线上出现反应点A 点（图 2）；当后缘混合物突破后，继续注入过量富气，此时产出气中C2∼C6组分必然会快速上升，则可找到产出气密度曲线上的反应点B 点，如图 2 所示。显然在图上，A 点到B 点所对应的富气段塞的单位体积注入气的驱替效率最高，即为最佳富气段塞。
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| 图2 注气阶段产出气密度与注入量关系 Fig. 2 Schematic of the produced gas density vs. injection volume curve during gas injection period |
在EWAG 富气段塞设计时，尤其在第1 个WAG周期地下剩余油饱和度较高的情况下，如果注入富气在油层内发生严重超覆、指进等不利于扩大波及体积的问题，则B 点会过早出现，导致最佳富气段塞过小。在这种情况下，采取必要的措施提高注气波及体积或重新优化注采层位。
2.2 水段塞气-水切换后，注入水驱替残余在地层中的富气，改善并调整注入井吸入剖面和波及区油水系统分布并达到新的平衡，以提高后续富气的波及效率。紧接混合物后缘，水驱前缘携带残余气富气到达生产井，残余富气产出量增加，产出气密度保持在相对较高的水平；当注入水在某种程度上到达调整纵向和平面矛盾时，富气产出量下降，气产出密度下降到某一值并逐渐趋于稳定，即产出气密度曲线（图 3）反应点C 点。图 3 中，B 点到C 点所对应水段塞的单位体积水段塞的残余富气回采效率最高，即最佳水段塞大小。
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| 图3 注水阶段产出气密度与注入量关系 Fig. 3 Schematic of the produced gas density vs. injection volume curve during water injection period after finishing gas slug injection |
在实际富气驱中，由于注入富气的扩散和弥散等因素[17-19]，地层中会形成一定的残余气饱和度。即便是注入气恰好与波及区剩余油“彻底”凝析并驱替，因残余富气的存在，尤其在第2 个WAG 周期以后产出气密度也会略高于伴生气密度。在EWAG中，随着注入周期增加，剩余油饱和度的下降，地层中残余富气饱和度逐渐增加，产出气密度将呈台阶式上升。建议产出气密度达到注入气密度90% 以上时结束EWAG 注入。
Bermudez L 等[5] 在用富化度高于MME 以上富气开展驱替研究时发现，在给定气-水比条件下少数几个WAG 周期就可获得最大采收率。笔者认为，在EWAG 中，注入周期取决于剩余油饱和度、储层非均质性等因素。
3 应用算例 3.1 油田背景M 油田F4 油藏属于中-高孔高渗海相砂岩油藏，平均埋深1 400 m。研究区目标层位平均油层厚度7.8 m，平均孔隙度21%，平均渗透率1 464 mD；油藏饱和压力11.4 MPa，当前地层压力10.2 MPa，油藏温度83.9 °C；原油黏度0.515 mPa⋅s。
3.2 模型描述用研究区目标层油藏储层参数建立了一个不规则三层网格模型，模型渗透率分布见图 4。选择“一注五采”井组开展研究，井组控制区1.025 km2，孔隙体积170.5×104 m3，原始地质储量130.19×104 m3，剩余地质储量57.97×104 m3。用ECLIPS-E300（2006 版）建立了9 组分模拟器。在油藏压力和温度条件下，用长细管实验、Holm L W等[20] 提出的混相界定标准确定MMC 富气中LPG含量为37%。原油、干气、LPG 组成见表 1。
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| 图4 研究区地质模型渗透率分布图 Fig. 4 Permeability distribution of the reservoir in the study area |
| 表1 原油与注入气组成 Table 1 Crude oil and injected gas compositions |
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用MME 富气开展基础模拟研究，注入井定注入量600 Rm3/d（地下体积），采油井控制井底压力10 MPa。关井条件为综合含水率98%，产出气密度为注入富气密度的90%。
3.4 模拟方案设计设计富气累计注入量相同的连续注气（CGI，气-水比1：0）、普通型（Common-WAG，气-水比1：1）、Hybrid-WAG 与EWAG 等4 个注气方案及纯水驱方案开展模拟，从采收率、产出气密度、TRF以及累计净现金流共4 个指标进行对比研究。
3.5 结果与讨论 3.5.1 结果各方案设计结果与模拟预测统计指标见表 2。从表 2 中段塞设计结果看，本案例中EWAG 方案共设计了3 个WAG 周期，其气段塞逐渐减小，气-水比逐渐增大。与文献[15]描述的Tapering WAG 类似，气段塞逐渐减小。
但实质上，EWAG 气段塞大小与波及区内剩余油有关。本案例地质模型储层薄且相对均质，在第2、第3 个WAG 周期前虽然注入了一定量的水段塞，但波及体积没有发生质的变化，而波及区剩余油量逐渐减小，从而导致了后续富气段塞减小。如果在某WAG 周期中注气波及体积扩大，则后续富气段塞大小有可能增加。
3.5.2 讨论（1）采收率
从表 2 中采收率指标看，各WAG 方案富气驱效果比较理想，与水驱相比，OOIP 采收率提高4.19%以上。
| 表2 方案段塞设计结果与模拟预测统计指标 Table 2 The slug design and flooding simulation results |
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Hadlow R E[6] 在1992 年统计的CO2 驱提高OOIP 采收率8.00%∼14.00%；Christensen J R 等[1]统计了54 个项目的结果，混相驱提高OOIP 采收率9.70%，烃气驱提高OOIP 采收率为8.00%；Solan R 等[9] 用1D 模型研究MME 以上富化度富气扩散对采收率影响时得出OOIP 采收率约为5.00%∼15.00%。EWAG 方案OOIP 采收率5.82%，比其他WAG 方案高出0.51%∼1.63%。
（2）产出气密度
从图 5 看，EWAG 方案产出气密度控制的效果最好。Common-WAG（1：1）第1 个周期中气段塞过小，产出气密度一度低于伴生气密度，显然波及区内原油未被足量富气“彻底”凝析并驱替。在第2 个周期水段塞过小，产出气密度保持高值，注入水未达到调整波及区油水系统新平衡；在CGI 和Hybrid-WAG中，第1 个富气段塞过剩，产出气密度过高，在整个驱替过程中两个方案的产出气密度曲线变化趋势基本一致。
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| 图5 方案产出气密度与注入量 Fig. 5 The produced gas density vs. injection volume |
文献[1, 10, 13]中报道，通常Hybrid 是在第1 个大气段塞后设计第2 个小气段塞或1：1 的WAG 段塞，从本文研究结果看，这种气-水比1：1 的小段塞Common-WAG 设计需因地制宜。在第1 个大气段塞结束后，富气大量残余地下，后续水段塞过小，注入水虽能波及并驱替部分残余富气，但远未达到调整吸入剖面和改善波及区油水系统重新分布的目的。
Bermudez L 等[5] 在均质油藏MME 以上富气WAG 驱参数研究时也认为WAG 驱替效果好于连续注入，气-水比小于1 时不利于提高采收率，与本文认识一致。
（3）TRF 指标
在图 6 中，当各WAG 方案后续水驱结束时，EWAG 方案TRF 值为122.08，高出其他方案7.07∼18.40。EWAG 方案考虑了注入富气与地下原油和注入水与残余富气间的定量关系，使其单位富气驱替效率最大，单位水段塞的液化气回采率更高，因而方案TRF 值最大。
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| 图6 方案TRF 评价指标 Fig. 6 The TRF value vs. injection volume |
（4）累计净现金流
从图 7 看，EWAG 方案的累计净现金流指标具有明显优势，比其他方案高$（4.1∼10.3）×106。在不同的注气方案中，WAG 方案的累计净现金流整体上优于CGI 方案，WAG 水段塞的设计改善了后续富气波及与驱替效率。
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| 图7 方案累计净现金流指标评价结果 Fig. 7 The cumulative net cash flow values of WAG scenarios |
富气驱过程中产出气密度变化可以定性表征富气驱替效率。基于产出气密度变化特征提出一种富气驱WAG 注入新方法（EWAG），定量设计各周期富气段塞与水段塞，以及总WAG 周期数。用M 油田F4 油藏储层数据建立9 组分的不规则三层网格模型，用干气和LPG 混合组成富气，选择“一注五采”井组开展模拟验证研究。本案例中，EWAG 方案共设计了富气段塞逐渐减小的3 个WAG 周期。在几种常见的WAG 注入方法中，EWAG 在采收率、TRF、液化气回采率及累计净现金流指标上具有明显的优势。
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