大港油田稠油注天然气吞吐降黏参数优选

汤勇  江铭  汪勇

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都，610000）

作者简介:汤勇，男（1976-），四川成都人，西南石油大学石油与天然气工程学院教授，博导，主要从事油气田开发工程油藏数值模拟研究。地址：（610500）四川省成都市西南石油大学油藏工程研究实验室。

摘  要：大港油田稠油储量丰富，针对其稠油黏度高，埋藏深，流动性差等特点，提出了注天然气吞吐的开发方案，并以室内动态混溶实验为基础，确定了稠油注天然气吞吐的可行性，并利用数值模拟手段，分析各注采工艺参数对吞吐效果的敏感性，选定最佳注采工艺参数，提出推荐方案，为现场施工以及国内外类似稠油油田开发提供了一定的理论基础。

关键词：稠油；天然气吞吐；动态混溶；数值模拟；注采工艺

大港油田孔南区块枣V官197断块位于王官屯油田北部孔东分支断层上升盘，断层走向多为北东向，位于官38-16断块和官87断块之间，目的层为孔一段枣五油组，油藏埋深为1850-2040m，含油面积0.497km²，地质储量153.6×10⁴t。储层岩性以含钙细粒长石砂岩为主，岩石成分以长石和石英石为主。根据试油资料统计，断块原始地层压力在18.5-20.35MPa之间，压力系数0.96-1.01之间，断块地层温度70-75℃，地温梯度3.5-3.8℃/100m，属于正常压力、正常温度系统。储层孔隙度为14.0%~25.7%，平均值孔隙度为19.6%；储层渗透率为46.2~393.41mD。平均值为122.47mD，泥质含量8.32%。原始含油饱和度46.53%。地层水水型为CaCl₂型，总矿化度为20814，该断块原油的主要特点是黏度较高，原油比重为0.9678。73℃时的地面原油粘度为2777.551mPa•s，地层条件下粘度约为1299.60mPa•s。

从2013年11月截止至2017年12月，官197区块官34-18井区总井数15口，油井9口，开井7口，日产油44.16t，日产水65.32m³，平均单井日产油6.31t，含水59.7%，累积产油6.21×10⁴t，累积产水13.78×10⁴m³，采出程度4.04%，采油速度1.05%。水井6口，开井6口，日注水173m³，累积注水28.83×10⁴m³，累积注采比1.36。

为了进一步改善该区块稠油流动性能，考虑实施注天然气吞吐技术以提高单井产量，注气降黏实验表明注天然气能有效降低原油黏度^[1-3]，为了进一步明确目标区块实施注天然气操作工艺参数，本文通过数值模拟研究确定该区块稠油注天然气吞吐降黏度的主要参数，用于指导该区块注天然气吞吐技术矿场应用。

1. 稠油注天然气降黏室内研究评价

稠油注天然气吞吐技术是在较高的压力下，将天然气注入地层，使天然气与地面原油充分接触混合，降低原油黏度，提高原油在地层中的流动能力；同时，注入的天然气在地层中溶解压缩后，利用溶解气驱和压缩气体的驱动能量将原油驱至井底并加以开发^[4-6]。为了研究注天然气吞吐对官35-11井原油降黏的有效性，对该井的稠油进行了天然气动态混溶室内评价实验。

本次室内动态混溶实验测试了不同注气压力下的溶解气油比以及注气后原油的黏度。实验结果表明，随着注入压力的增加，溶解气油比增加（图1）。在注入压力为22MPa，温度为79℃的底层条件下溶解气油比为98m³/m³，在该注入压力下，溶解气达到饱和时，粘度从2777.5mPa•s降低到41.76mPa•s，降黏幅度达到98%，说明该区块稠油溶解天然气降粘显著，潜力较大。

图1 大港油田官35-11井稠油注天然气后气油比与黏度关系曲线

2. 天然气吞吐参数优化设置

影响稠油油藏注天然气吞吐的主要因素为储层参数^[7-8]，包括：储层厚度，储层渗透率，储层纵向韵律的影响以及注采工艺参数，包括:注气量，注气速度，焖井时间，日采液量，吞吐周期以及注气时机等^[9-12]。本次模拟研究采用CMG模拟软件中的GEM模块，对上述6个注采工艺参数进行了优化，并优选出了各个注采工艺参数，最终确定矿场技术实施方案。

2.1单井模型

根据官35-11井测井解释资料，将单井径向流模型纵向上划分为32层，其中有效网格为18层，I方向和J方向分别为10和18。I方向网格尺寸：1m，1m，2m，2m，4m，4m，8m，8m，20m，70m。模型厚度117.9m，有效厚度46.2m，生产井位于模型中心，储层孔隙度8.9%～23.92%，平均孔隙度16.16%。渗透率3.31mD～238.51mD，平均渗透率为126.75mD。单井控制储量为1.202×10⁵m³（约11.82×10⁴t）。

2.2天然气吞吐参数优化设置

2.2.1注气量

设置注气量分别为10×10⁴m³、20×10⁴m³、30×10⁴m³、40×10⁴m³、50×10⁴m³、60×10⁴m³、70×10⁴m³、80×10⁴m³共8种方案，模型型焖井10天，注气速度为1×10⁴m³/d，回采时日产液量为25m³/d，单周期生产1年，衰竭开发时产油量为715.15t（表1）。模拟结果显示，注气量越大，稳产能力越强，但注气量越大原油被推至更远处，不利于回采。建议单井注入量：(40~70)×10⁴m³。

表1注气量敏感方案模拟对比结果

2.2.2注气速度

模拟注气速度为0.25×10⁴m³/d、0.5×10⁴m³/d、1×10⁴m³/d、1.5×10⁴m³/d、2×10⁴m³/d、2.5×10⁴m³/d、3×10⁴m³/d时吞吐开采效果，各方案总注气量均为10×10⁴m³时，焖井10天，回采时日产液量为25m³/d，单周期生产1年，衰竭开发时产油量为715.15t。根据数值模拟结果（表2），总注气量相同时，注气速度越大，产油高峰越小，增油量越小，稳产能力越强，且其敏感性随注气速度增大而减弱，建议注气速度<3×10⁴m³/d。注气速度较小时，注入井附近压力小，气体膨胀引起的增能作用占主导；注气速度较大时，重力分异作用不明显，注入气能够有效波及至下部储层，此时天然气-原油混溶降粘作用占主导作用。

表2 注气速度敏感方案对比结果

2.2.3焖井时间

模拟计算焖井时间为2~30天时吞吐效果，注气量40×10⁴m³，注气速度1×10⁴m³/d，回采时日产液量为25m³/d，单周期生产1年，衰竭开发时产油量为715.15t。焖井期对于吞吐效果相对不敏感，焖井越久稳产能力越强，但地层能量会损失，产油高峰越低，故推荐焖井期为10~15天。

图2 焖井时间与增油量的关系

2.2.4日采液量

模拟计算回采时日产液量为25~70m³/d时吞吐效果。模型注气速度为1×10⁴m³/d，注气量40×10⁴m³，焖井10天，单周期生产1年，衰竭开发时产油量为715.15t。采液强度对吞吐效果相对不敏感，但为充分释放地层能量，回采时日产液量应大于40m³/d。

图3 日产液量与增油量的关系

2.2.5吞吐周期

模拟计算1~6吞吐周期时的开采效果，模型气速度1×10⁴m³/d，周期注气量40×10⁴m³，焖井时间10天，回采时日产液量为40m³/d，单周期生产6个月，衰竭开发1~6周期累积产油量依次为：378.2t、732.7t、1063.7t、1311.8t、1678.2t、2186.4t。吞吐周期数增加，单周期采油量下降1.9%(2次吞吐)、5.7%(3次)、13%(4次)，26.4%(5次)吐周期越多，吞吐周期宜为3~4次。

图4 吞吐周期与增油量的关系

2.2.6注气时机

计算第二周期注气时机为第一周期后3个月后，6个月后，9个月后，12个月后的吞吐效果，模型注气速度1×10⁴m³/d，周期注气量40×10⁴m³，焖井10天，模型计算2年。计算结果显示，第二后期注入太早不利于第一周期回采，建议于第一周期回采6~9月后开始实施第二周期吞吐。

图5 不同注气时机的采收率

2.2.7 综合推荐方案

综上得到孔南地区稠油天然气吞吐推荐方案为如表所示。 

表4 综合推荐方案

I—表示吞吐效果与参数敏感性强；II—表示吞吐效果与参数敏感性相对强；III—表示吞吐效果与参数敏感性相对弱。

根据优选指标，建议现场实施过程中，注气速度为10000m³/d，注气量为40×10⁴ m³，焖井时间为10d，采液速度为40m³/d，吞吐周期为3个周期，第二周期注气时机为6个月。

3. 结论

（1）天然气-原油混溶实验表明：官35-11井最佳混溶时间为24h，地层条件下溶解气油比为98m³/m³，气油比与压力呈近线性关系，注天然气后降粘率高达98.15%。数值模拟结果表明：距离井筒10m处粘度降幅：第一、二、三周期分别为94%、97%和98%，注天然气吞吐机理上是可行的。

（2）操作工艺参数中，注入量、注入速度、吞吐周期对吞吐效果的影响相对较大。官35-11井注天然气吞吐最优工艺参数：注入速度宜小于3万方/天，周期注气量宜为400~700t，焖井时间宜为10~15天，日产液量应大于40m³/d，周期回采时间6~9月为最佳，吞吐周期宜为3~4个。

（3）本次优选结果为，吞吐3周期，周期注入量为40万方，一共注入120万方，注入速度为10000m³/d，日产液量40m³/d，吞吐周期6个月。数值模拟结果显示：平均日产油8.8t/d, 增产4.5倍，吞吐后总产油4774t，增产油3711t，采收率可达4%。通过本次天然气吞吐技术研究，不仅可以为该区块的开发奠定基础，也为国内外同类油田开发提供了一定的经验。

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