利用正交试验优化异常高压油藏混相驱方案研究

祝浪涛 廖新维 陈奕洲 郭新慧 李 朗

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)



利用正交试验优化异常高压油藏混相驱方案研究

祝浪涛 廖新维 陈奕洲 郭新慧 李 朗

(中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室， 北京 102249)

针对国外Y油田异常高压且原油具有挥发性的特点，设计正交试验方案，利用数值模拟软件，优化和评价注采参数。首先对储层原油的PVT性质进行拟合，并模拟注气膨胀试验，分析和研究产出气、N2、CO2对原油相态和物理性质的影响；然后，根据正交试验的原理设计试验方案，以采出程度和换油效率为评价指标，对关井气油比、回注压力时机、注气速度、CO2与N2的比值以及井底压力5个参数进行优化研究，并采用极差分析和方差分析对结果进行评价。模拟结果表明，当注入气摩尔分数为40%时，产出气、N2和CO2分别使原油体积膨胀了1.72，1.85，1.42倍，黏度分别变为初始黏度的0.68，1.85，0.82倍；最优注采参数是关井气油体积比为3 000，注入压力时机为45 MPa，注入气量为1.5倍，CO2和N2的比例为4∶1，生产井井底流压为30 MPa。

正交试验； PVTi； 注气参数； 数值模拟

烃气驱主要通过降低流体渗流阻力和增大驱替动力来提高原油的采出程度，主要原理是烃气能够降低原油的表面张力和黏度从而降低流体渗流阻力，增大原油的体积系数使得原油膨胀从而提供驱替动力。目前，国外烃气驱得到广泛应用并被进行了比较深入的研究[1]，国内也成功实施了注烃气矿场试验并进行了初步研究。2002年，王进安等人[2]对低渗透挥发性油藏进行了注烃类气驱室内试验研究；2005年，Shokoya等人[3]研究了不同浓度CO2对烃气驱油效果的影响；2009年，Bon等人[4]对富含CO2的烃气驱进行了研究；2012年，陈晓军等人[5]针对扎尔则油田进行注烃气混相驱替研究；2014年，胡伟等人[6]采用正交试验的方法对注烃气影响因素进行了研究。研究表明烃气驱在提高原油采收率方面有着巨大的优势，但关于CO2和N2加入烃气后对气驱效果的影响以及对异常高压注烃气混相驱的相关研究却相对较少。

因此本次研究以国外Y油田为研究对象，以油藏原有井网为基础，根据正交试验原理设计试验方案，对关井气油比、回注压力时机、注气速度、CO2与N2的比值以及井底压力5个注气参数进行优化研究，对试验结果进行分析，得到最优的注采参数组合及各种因素对气驱效果的影响程度，为气驱参数优化研究提供一种新的研究思路。

1 区域概况

国外Y油田整个构造比较平缓，平面延展性较好，垂向非均值性严重，大部分区域无底水，只含束缚水。埋藏深度为4 300～4 500 m，平均厚度达到110 m，储层温度为98 ℃，压力为75.5～77.6 MPa，饱和压力为28.4 MPa，压力系数为1.72～1.76，属于异常高压油藏。气油体积比为477.5～521.5，在PT相图中，储层条件位于近临界点位置，油藏原油为挥发性原油。

Y油田于上个世纪80年代被发现，由于原油高含15%左右的剧毒H2S，开采难度大且脱硫费用巨大。为省去脱硫费用并利用气驱在提高采出程度方面的优势，本油田的最优开发方案为直接回注产出气。

2 PVT拟合及气驱提高采收率原理

注气提高采收率的原理主要是通过气相与油相两相之间的相互作用，使得储层原油物理性质和相态发生明显变化。为了分析CO2和N2与储层原油之间的相互作用，本次研究根据PVTi拟合得到的临界参数，并利用PVTi模块模拟注气膨胀实验过程，得到CO2、N2和产出气3种气体注入后，注入气摩尔分数分别为0，10%，20%，30%，40%时的饱和压力以及在40 MPa下原油的黏度和体积系数。

图1 原油相态随注入气摩尔分数的变化曲线

从图1(a)中可以看出，随着N2注入比例的增加，原油饱和压力显著增大。摩尔百分数为40%时，原油饱和压力从最初的27.9 MPa增加到96.9 MPa；产出气的注入并没有改变原油的饱和压力；随CO2的比例的增加，原油的饱和压力出现下降的趋势，当CO2摩尔分数达到40%时，原油饱和压力从原来的27.9 MPa降低到21.1 MPa。同时可以看出3种气体的体积系数都随着注入气比例的增加而增大；在相同注入气摩尔分数条件下，3种气体的体积系数大小依次为N2、产出气、CO2。因此可以得出N2的膨胀性能最好，产出气次之，CO2最差。从图1(b)中可以看出，CO2和产出气均具有降黏作用，CO2的降黏效果优于产出气；N2具有增黏作用，当N2的摩尔分数达到40%时，原油的黏度从最初的0.145 mPa·s增加到0.259 mPa·s。这主要是因为N2的饱和压力较高，使得出现油气两相后混合物的总体黏度增加。

3 注气参数优化

相对于其他注入气，产出气与储层配伍性更好，不易伤害储层，并且易溶于原油达到混相驱替。产出气的降黏和降低表面张力效果与CO2和N2相比，好于N2但劣于CO2。根据文献调研[5-6]知，注入气量越大采出程度越高，但产出气量有限，因此为提高采出程度，可以在产出气中加入CO2和N2来提高注入气量。本次研究在Y油田原有井组基础上采用5点井网(图2)进行注气参数优化研究。注入井和生产井的距离为1 500 m，整个数值模型网格数目为15×15×52，厚度为110 m。

图2 井网示意图

Y油田产出气回注混相驱替时，注入井井口压力为65.0 MPa，井底油压不能超过地层破裂压力83.0 MPa。经文献调研[7-9]知，注气速度(回注气与产出气比例)、注入气时机P回注、VCO2∶VN2、关井气油体积比GOR和生产井的井底压力BHP等5个因素是气驱的主要影响因素。根据正交试验原理，选用这5个因素作为正交试验因素[10-11]，每个因素取4个水平(表1)。依据正交表L16(45)设计了16个试验方案。为评价气驱开发效果，选择换油效率和采出程度为评价指标。采出程度是针对开发效果进行评价，换油效率是针对经济指标进行评价。对16个试验方案进行数值模拟研究，得到相应预测结果(表2)。

3.2 注气参数优化

根据表2的模拟结果，分析5个因素的不同水平与2个评价水平的交汇关系，确定最优的注气参数组合。

从表2可以看出，回注时压力越高，采出程度和换油效率越低，但下降幅度逐渐减小。因为储层压力下降幅度越大，膨胀驱油能力越大，但增幅变缓，因此建议注入压力时机为45 MPa。

表1 正文试验因素表

表2 16种方案对应的换油效率和采出程度表

换油效率随着注入气比例的增加而逐渐下降，因为注入气比例越大越容易发生气窜。由于在低注入气比例时，储层压力下降很快，原油的膨胀能力很大，气驱对提高原油采收率贡献小，随着注入气比例逐渐增大，储层压力下降趋势逐渐减慢，原油的膨胀能力降低，气驱对提高原油采出程度贡献增大，因此出现了采出程度随注入气比例上升而呈现先下降后上升最后保持稳定的变化趋势。综合考虑确定最佳注入气比例为1.5。

换油效率随着CO2与N2的比值上升而下降，采出程度整体呈上升趋势。CO2在原油中的溶解性、降黏效果和使原油膨胀的能力高于N2，因此CO2比例越高采出程度越大；N2难溶于原油，膨胀性能好，N2含量越大波及系数越大，换油效率越大，气串越早，因此N2越大采出程度就越小。为最大限度提高采出程度，CO2与N2的最优比例为4∶1。

关井GOR对原油采出程度的影响十分显著。关井GOR越高采出程度越高，最大相差11%左右；但其对换油效率的影响不大，换油效率随着关井GOR的增大而降低，但下降幅度不大。综合考虑，确定最优关井气油体积比GOR为3 000。

生产井的BHP与2个评价指标关系表明：当油井BHP低于原油与气体的混相压力29.8 MPa时，在近井地带不能达到混相驱替使得原油的采出程度变小；当油井BHP高于混相压力时油藏始终处于混相驱替，原油采出程度较高。另外一方面当BHP低于原油饱和压力时，溶解气析出，原油的膨胀性能增大，换油效率增大；当BHP高于饱和压力时，原油将与注入气实现混相驱替，换油效率逐渐增大并最终趋于稳定不变。为使原油与注入气达到混相，最优的生产井井底流压为30.0 MPa。

极差可以分析各种因素对油藏开发效果评价指标的影响[13]，因素的极差值越大，对评价指标的影响越大。根据16个方案的试验数据结果，计算各种因素的2个评价指标极差(表3)。根据表3可以得出5种因素对换油效率的影响，由大到小依次为：关井GOR、P回注、注气速度、VCO2∶VN2、BHP；对采出程度的影响从大到小依次为：关井GOR、VCO2∶VN2、BHP、P回注、注气速度。

3.3 方差分析

为弥补极差分析[14-15]的缺陷，进一步采用方差分析方法进行研究。根据正交试验方差分析原理，计算各种因素下的列偏差平方和对应的误差平方和[12]，并最终得出各个因素与2个评价指标相应的F统计值，结果见表4。

查F值分布表知：F0.25(4,16)=1.50；F0.01(4,16)=4.77。从表4中可以看出，关井GOR的F1值在所有因素中最大，为5.520 391，大于F0.01(4,16)，说明关井GOR对换油效率的影响程度达到了99%以上。同理由于关井GOR的F2值为60.529 47，远远大于F0.01(4,16)，因此关井GOR对采出程度的影响程度同样达到了99%以上。P回注和注气速度的F1值小于F0.25(4,16)，说明这2个因素对换油效率影响不大；VCO2∶VN2与BHP的F1值都远小于F0.25(4,16)，说明这2个因素对换油效率的影响非常弱。除关井GOR以外的4个因素的F2值都远小于F0.25(4,16)，说明这4个因素对原油的采出程度影响较弱。

表3 5种因素极差分析

注：k1,k2,k3,k4表示换油效率在1,2,3,4水平下的均值；K1,K2,K3,K4表示采出程度在1,2,3,4水平下的均值；R表示4个水平的极差。

表4 5种因素方差分析

注：F1表示的是换油效率的F统计值；F2表示的是采出程度的F统计值。

综上所述，对于换油效率而言，影响程度由大到小依次为：关井GOR、P回注、注气速度、VCO2∶VN2、BHP。关井GOR是影响换油效率的最主要因素，而P回注和注入气速度是影响换油效率的次要因素，其他2个因素影响最弱。对于采出程度而言，影响程度从大到小依次为：关井GOR、VCO2∶VN2、BHP、P回注、注气速度，关井GOR为主要因素，VCO2∶VN2为次要因素，其他3个因素影响较小。

4 结 语

(1)利用PVTi模块模拟产出气、N2和CO2等3种气体的注气膨胀试验，结果表明N2的膨胀性能最好，降黏效果最差。

(2)基于油藏数值模拟技术，根据正交试验原理，在注气试验中抓住主要影响因素，减少试验次数，减少大量的实际工作量，分析注产出气(烃气)提高采出程度和换油效率的影响因素及影响程度，该方法具有一定的推广性。

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Analysis for Hydrocarbon Miscible Displacement in Abnormal High Pressure Reservoirs Based on Orthogonal Design Experiments

ZHULangtaoLIAOXinweiCHENYizhouGUOXinhuiLILang

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102200, China)

The overseas Y oilfield is an abnormal high pressure volatile reservoir. To optimize and evaluate its parameters for hydrocarbon miscible displacement, in this paper, we designed some numerical orthogonal experiments and made use of numerical simulation software. Firstly, the PVTi module of Eclipse is used to simulate the gas-injection expansion experiments and analyze the effects of injected gas (produced gas, N2and CO2) on the phase behavior of crude oil. Then, according to the experimental results, recovery factor and oil exchange efficiency are used as the criterions to evaluate five injection and production parameters, including shut-in gas oil ratio, injection pressure opportunity, gas injection rate, the rate between CO2and N2, and production well bottom pressure. The results show that when the mole fraction of dissolved gas reaches 40%, the oil relative volumes of production gas, N2and CO2increase to 1.72 times, 1.85 times, and 1.42 times respectively. Meanwhile, the viscosities increase by 0.68 times, 1.85 times and 0.82 times. The optimal combination of parameters are as the following: the shut-in gas oil ratio is 3 000; injection pressure opportunity is 45 MPa; gas injection rate is 1.5; the rate between CO2and N2is 4∶1, and production well bottom pressure is 30 MPa.

orthogonal experiments; PVTi; gas injection parameters; numerical simulation

2015-03-11

国家自然科学基金项目“超低渗透油藏注气提高采收率理论与技术研究”(U1262101)

祝浪涛(1992 — )，男，中国石油大学(北京)在读硕士研究生，研究方向为油藏数值模拟技术。

TE32+3

A

1673-1980(2015)05-0094-05