基于数值模拟与正交试验的致密砾岩油藏水-烃气交替吞吐参数优化

汤传意; 田冷; 田辉; 李卫华; 楚翔舒; 段超; 曲长友

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2507417

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (20) :8594-8605 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2507417

石油、天然气工业

基于数值模拟与正交试验的致密砾岩油藏水-烃气交替吞吐参数优化

汤传意 ¹^,²^,³^,⁴ ,
田冷 ¹^,²^,³^,^* ,
田辉 ¹^,²^,³^,⁴ ,
李卫华 ¹^,²^,³ ,
楚翔舒 ¹^,²^,³ ,
段超 ⁴ ,
曲长友 ¹^,²^,³

作者信息 +

Optimization of Water-hydrocarbon Alternating Injection Parameters in Tight Conglomerate Reservoirs Based on Numerical Simulation and Orthogonal Experiments

TANG Chuan-yi ¹^,²^,³^,⁴ ,
TIAN Leng ¹^,²^,³^,^* ,
TIAN Hui ¹^,²^,³^,⁴ ,
LI Wei-hua ¹^,²^,³ ,
CHU Xiang-shu ¹^,²^,³ ,
DUAN Chao ⁴ ,
QU Chang-you ¹^,²^,³

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摘要

X致密油区块储层具有致密、渗透率特低、有效层厚较大且砂泥岩薄互层发育的特征,当前主要开发方式为水平井分段体积压裂改造后采用衰竭式开发。目前该区块存在饱和压差小、地层压力下降速率快、储层已发生严重脱气的问题,区块单井平均日产油3.7 t、日产气1.7×10⁴ m³,且区域内高气油比井转为抽油开发后效果仍不理想,因此亟需开展针对性补能及提高采收率技术研究。鉴于该区块伴生气产量充足,烃类气回注被确定为优先探索的补能技术方向。通过数值模拟方法系统分析水-烃气交替吞吐技术的关键运行参数(如气水比、吞吐周期、注入压力等),明确其开发效果的主控因素;在此基础上,结合正交试验设计优化该区块的水气交替注入(water-alternating-gas injection,WAG)增产方案。矿场适用性分析表明,优化方案开发效果显著,与基础衰竭开发相比,最终采收率提升8.1%,可为同类致密砾岩储层后续生产措施优化调整提供技术参考。

Abstract

The X tight oil block reservoir is characterized by its tightness, extremely low permeability, relatively large effective layer thickness, and the development of thin interbeddings of sandstone and mudstone. The current main development method is horizontal wells with staged volumetric fracturing modification followed by depletion-driven production. At present, this block faces issues such as low saturation pressure difference, rapid decline of formation pressure, and severe reservoir degassing. The average daily production per well in the block is 3.7 tons of oil and 1.7×10⁴ m³ of gas, and even wells with high gas-oil ratios in the area do not perform well after switching to pumping production. Therefore, it is urgently necessary to carry out targeted energy supplementation and recovery improvement technology research. Given the adequate associated gas production in the block, hydrocarbon gas reinjection was identified as the priority exploration direction for energy supplementation technology. The key operational parameters of the water-hydrocarbon gas alternating huff-and-puff technology (such as gas-to-water ratio, huff-and-puff cycle, injection pressure, etc.) were systematically analyzed through numerical simulation, clarifying the main controlling factors of its development effectiveness. On this basis, an optimized water-alternating-gas injection (WAG) production enhancement scheme for the block was developed in combination with orthogonal experimental design. The applicability analysis for the field shows that the optimized plan has significant development effects, increasing the ultimavte recovery factor by 8.1% compared to basic depletion development, and can provide a technical reference for the optimization and adjustment of subsequent production measures in similar tight conglomerate reservoirs.

Graphical abstract

关键词

水-烃气交替吞吐 / 致密砾岩储层 / 正交试验设计 / 注气提高采收率

Key words

alternating water-gas injection / tight conglomerate reservoirs / orthogonal experimental design / gas injection to enhance recovery

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汤传意, 田冷, 田辉, 李卫华, 楚翔舒, 段超, 曲长友. 基于数值模拟与正交试验的致密砾岩油藏水-烃气交替吞吐参数优化[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(20): 8594-8605 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2507417

TANG Chuan-yi, TIAN Leng, TIAN Hui, LI Wei-hua, CHU Xiang-shu, DUAN Chao, QU Chang-you. Optimization of Water-hydrocarbon Alternating Injection Parameters in Tight Conglomerate Reservoirs Based on Numerical Simulation and Orthogonal Experiments[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(20): 8594-8605 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2507417

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目前,中国致密砾岩油藏的探明储量规模已达10亿吨级^[1-2]。该类储层作为特低渗油藏中的“甜点区”,具备良好的油气成藏条件,但受岩性复杂、非均质性强及油层有效动用率低等因素制约^[3],需通过压裂改造才能实现有效开发。如何实现长期稳产已成为该类油藏开发的研究重点。

常规水力压裂虽可获得较高初期产能,但普遍存在地层能量衰减快、产量递减显著的问题,难以满足效益开发需求^[4-5]。在各类提高采收率技术中,烃类气体因与原油相容性好,能有效降低原油黏度、改善流动性,已成为致密油藏开发的重要技术方向^[6-9]。X区块伴生气源丰富,具备实施烃类气回注的有利条件。然而,该区块目标井区目前开发形势严峻:地饱压差小,地层压力下降快,储层已严重脱气,单井平均日产油仅3.7 t,而日产气达1.7×10⁴ m³,区域内高气油比井转抽效果不佳,亟须有效的增能及提采措施。此外,该区块储层非均质性强,孔喉结构复杂,单纯采用烃类气吞吐易引发气窜,进一步制约开发效果^[10-14]。

针对注气过程中的气窜问题,研究表明,水气交替注入可通过前置水段塞有效控制气体流度,扩大波及体积,抑制气窜^[15-17]。近年来,针对水与烃类气交替注入在低渗及致密油藏中的应用,多项研究取得了重要进展。徐崇军等^[18]通过物理模拟分析了CO₂与水的交替注入过程,发现水段塞可有效延缓气体突破,提高微观波及效率。张晶晨等^[19]在M井区克下组砾岩油藏中开展CO₂与水交替注入试验,证实该工艺在控制气窜的同时提高了洗油效率。王嘉新等^[20]通过实验模拟优化了CO₂与水段塞的组合方式,指出合理的注气注水比例可显著改善开发效果。Li等^[21]针对深部致密储层开展气水驱替实验,揭示了压力变化与储层非均质性对气水迁移的主导作用,但未涉及致密砾岩油藏多相流体相互作用。Behzad等^[22]通过伴生气水气交替注入实验,明确1∶1水气比、近混溶压力更利于提高采收率,但未考虑强非均质储层对气窜的影响。综上,针对强非均质致密砾岩油藏,水与烃类气交替过程中相态变化规律、注入参数优化及其对气窜的控制机制仍需系统研究。

基于以上研究现状,以X区块致密砾岩油藏为研究对象,重点开展水-烃气交替吞吐技术的主控因素分析及方案设计研究,以期为同类油藏的高效开发提供理论依据与技术参考。

1 油藏模型建立

根据全区地质特征,建立M区块数值模型,模型网格步长为15 m×15 m×2.5 m,在X方向上的网格数为138,Y方向网格数为200个,Z方向共36层,总网格数为993 600个(图1)。

在建立储层网格系统的基础上,需进一步获取流体压力-体积-温度(PVT)数据,方可构建组分数值模型。在PVT拟合过程中,流体组分划分的精细度与拟合精度呈正相关,但过细的组分划分会显著增加模型运算负荷、延长计算时间,存在“精度提升与效率降低”的权衡关系。因此,需基于组分性质相似性与低摩尔含量归并原则对原始流体组分进行合并,合并后形成的新组分定义为“拟组分”;拟组分的合理设置可在保障PVT拟合精度的前提下,有效兼顾组分模型的运算效率。

以目标区块原油流体为例,其原始组分共15个,依据上述原则合并为7个拟组分后(图2)开展PVT拟合。

采用PVT数值模拟模块,选取适配的状态方程(equation of state, EOS),开展目标区块流体属性特征分析与PVT数据拟合;所得拟合结果(图3、图4)可为后续组分数值模型构建提供基础PVT参数。本次PVT拟合精度较高,关键参数(如原油黏度、地层体积系数等)的拟合误差均小于5%,完全满足后续组分数值模拟的计算精度要求。

对优选区内10口井采用定液方式进行历史拟合,时间步长1个月,图5所示为6口单井产量拟合结果,整体拟合效果较好,综合产量和地层压力拟合吻合率为95.3%以上。

2 水-烃气交替吞吐影响因素

常规注气开发存在波及效率低于注水开发的局限,因此水气交替注入(water-alternating-gas injection,WAG)技术随之提出。WAG技术最初旨在提升常规注气的波及效率,其核心优势体现在两方面:相较于常规注气,WAG开发的生产气油比(gas-oil ratio,GOR)更低,可显著延缓气窜发生时间;相较于常规注水,WAG开发的含水率上升速率更缓、阶段含水率更低,能有效减少水淹现象。该技术融合了常规注气与注水的特点,弥补了单一开发方式的不足,目前已在全球多个油田实现工业化应用。

鉴于目标区块当前地层压力偏低,亟须通过注液补充地层能量。针对区块内12口水平井,先设计注水方案(注水强度分别为0.05 PV、0.1 PV、0.15 PV、0.2 PV),随后实施全区注气,注气结束后进行焖井。结合相关文献调研成果与现场实践认知,从实际生产需求出发,重点分析注水量、水气比、二次吞吐时机、焖井时间及吞吐轮次5项开发参数对吞吐效果的影响规律。

2.1 注水量

结合现场注液能力限制,拟定注液顺序:1#平台与3#平台优先注液,2#平台延后注液[图6(a)标注];注水强度分别设置为0.05 PV、0.1 PV、0.15 PV、0.2 PV。模拟结果显示,当注水强度超过0.15 PV后,地层压力恢复速率显著减缓(图7),其原因在于:随注液量增加,井周地层压力逐步升高;当注水强度进一步超过0.15 PV时,井周压力易突破储层破裂压力,导致原有裂缝重新开启,反而制约注水效果。

表1为X区注入压力。随注液量增加,注入水的储层波及面积呈扩大趋势。但模拟结果表明,当注水强度超过0.15 PV时,开发效果出现两方面负面变化:一是注入水易沿储层高渗透通道发生锥进(图8),导致补能效率显著削弱;二是当注水强度超过0.15 PV后,累积产油量与换油率的增益幅度逐渐减小(图9、图10),表明继续增加注水强度的边际开发效益有限。综合注入压力控制、补能效果及气油比优化三方面因素,目标区块水-烃气交替吞吐的注水强度应优选为0.15 PV。

2.2 水气比

为明确水气比对吞吐效果的影响,将水气比(water-gas ratio,WGR)设为模拟变量,具体取值为0.5∶1、1∶1.1、1.5∶1、2∶1、3∶1,并匹配对应气段塞体积开展吞吐数值模拟。模拟结果显示(图11、图12),当水气比超过1.5∶1时,目标区块单井产油量及换油率均呈显著下降趋势;若水气比过低,则易因气段塞占比过高引发气窜风险。综合吞吐模拟结果、室内实验数据及现场经济效益评估,最终确定目标区块水-烃气交替吞吐的优选水气比为1.5∶1。

2.3 焖井时间

以焖井时间为核心变量,设置5组模拟参数,在相同吞吐轮次下开展水-烃气交替吞吐数值模拟。焖井的核心作用是为注入水与烃气提供充足时间,使其在储层孔隙中充分扩散、与原油接触并建立有效驱替压力,因此焖井时长直接影响流体作用效率。

模拟结果显示(图13、图14):当焖井时间为50 d时,目标区块换油率逐渐趋缓,若焖井时间不足,注入流体未充分渗透至低渗储层,驱油效率偏低;而当焖井时间超过50 d后,累积产油量增幅不足1%,主要因储层内流体接触与驱替作用已趋近饱和,延长焖井仅增加开发周期成本,无显著产油增益。

2.4 转二次吞吐时机

目标区块完成1个轮次水-烃气交替吞吐后,地层压力预计可恢复至27 MPa。基于此恢复特征,以“地层压力降至初始压力的百分比”为核心指标,设置3组转二次吞吐时机参数:初始地层压力的67%、65%、59%,通过数值模拟分析不同时机对开发效果的影响。

模拟结果表明(图15、图16):当地层压力降至初始压力的65%以下时,区块累积产油量及换油率的下降速率显著加快。其核心原因在于:致密砾岩储层渗流能力本就较弱,当地层压力低于65%初始值时,驱替动力不足以克服原油在低孔喉中的流动阻力,导致注入流体对剩余油的波及与驱替效率大幅降低。

2.5 吞吐轮次

以吞吐轮次为变量开展模拟,分析其对目标区块开发效果的影响。结果(图17、图18)表明:随吞吐轮次增加,阶段累积增油量及换油率呈逐步递减趋势,首轮吞吐因储层内剩余油富集度高、流体接触充分,增油效果最显著;当吞吐轮次达到3轮时,增油量增长幅度较前2轮降低超过26.4%,主要因多轮吞吐后储层内剩余油分布趋于零散,注入水与烃气的波及效率大幅衰减,新增开发收益难以覆盖注采成本。综合技术效果与经济效益,目标区块水-烃气交替吞吐的优选轮次为2次。

3 水-烃气交替吞吐主控因素参数优化

当某一因变量受多个自变量共同调控,且每个自变量需设置多水平进行分析时,直接通过全因子试验筛选最优自变量组合的难度极大,不仅需开展海量试验,后续数据处理与结果分析也会异常复杂。为此,引入正交试验设计方法。该方法是多因素多水平研究的经典优化工具,核心原理是利用“正交性”确保试验点在参数空间内均匀分布,通过选取具有代表性的部分试验方案替代全因子试验;基于试验结果可高效筛选出最优参数组合,并挖掘各因素对因变量的影响权重,具备试验量少、效率高、结果可靠性强的特点。

选取的开发效果评价指标包括采收率提高值、换油率及地层压力,三者的核心表征意义如下:采收率提高值直接反映开发效果的提升幅度,是最核心的技术指标;地层压力变化可量化储层补能效果,为能量补充策略提供依据;换油率则是连接开发效率与经济收益的关键指标,可衡量单位注入介质的产油效益。三者协同可全面、精准地表征水-烃气交替吞吐的驱替效果。

基于前文单因素分析结果,确定影响目标区块水-烃气交替吞吐效果的5个关键因素:注水量、水气比、焖井时间、转二次吞吐时机及吞吐轮次;并围绕各因素的单因素优选参数区间,划分4个水平;最终选用5因素4水平设计试验方案(表2),具体因素水平设置如表3所示,正交试验方案详如表4所示。

选取采收率提高值(表征开发效果提升)、换油率(表征注入介质产油效率)、地层压力(表征储层补能)三项评价指标各有侧重,单一指标无法全面评价水-烃气交替吞吐整体开发效果,故采用综合平衡法对正交试验结果进行多指标协同优化。综合平衡法是多指标正交试验的经典分析工具,核心优势为兼顾指标独立性与整体开发需求,避免单一指标优化导致的其他指标性能衰减,具体流程包括: 一是单指标极差分析,计算各因素对三项指标的影响权重,明确各指标的主控因素及最优水平;二是多指标综合权衡,结合致密砾岩储层理论、现场注采能力及经济效益,对“主控因素-最优水平”交叉验证排序,以期协调指标间的互斥性,化解现场实施中的潜在矛盾。

目标区块水-烃气交替吞吐正交试验的指标极差分析、主控因素识别及综合优选方案如表5所示。

由表5中各评价指标的因素主次排序结果可知,不同指标受单一因素的影响程度存在差异,这与各指标的核心表征功能不同直接相关,具体如下。

(1)对于采收率提高值。影响程度排序为注水量>水气比>焖井时间>转二次吞吐时机>吞吐轮次。

(2)对于换油率。影响程度排序为注水量>水气比>吞吐轮次>焖井时间>转二次吞吐时机。

(3)对于地层压力。影响程度排序为注水量>吞吐轮次>水气比>转二次吞吐时机>焖井时间。

各评价指标随不同因素水平的变化趋势如图19所示。基于综合平衡法,水-烃气交替吞吐效果的主控因素为注水量,其次是水气比,后续依次为吞吐轮次、焖井时间与转二次吞吐时机。

综合前文单因素分析与正交试验结果,结合目标区块致密砾岩储层的开发需求,最终确定水-烃气交替吞吐的最优开发方案参数为:注水量0.15 PV、水气比1.5∶1、焖井时间30 d、吞吐轮次3次、转二次吞吐时机为地层压力降至初始压力的65%。

为验证该方案的有效性,将其与基础衰竭开发方案进行15年开发周期的数值模拟对比。预测结果显示:相较于衰竭开发方案,最优水-烃气交替吞吐方案的开发效果显著提升(图20)最终采收率提高8.1%,区块累积增油量达8.3×10⁴ t。两者的开发动态对比如图21所示。

4 结论

(1)针对目标区块致密砾岩油藏水-烃气交替吞吐(WAG)开发问题,首先通过数值模拟开展单因素敏感性分析,明确各影响因素的调控规律:注水量以0.15 PV为临界值,超过则易引发水锥进或裂缝重启,导致开发效果衰减;最优水气比为1.5∶1,过高会抑制烃气-原油接触效率,造成产油量与换油率大幅下降;焖井50 d时驱替效果最优,超过后储层流体作用趋于饱和,延长焖井仅增加成本而无显著增油;转二次吞吐的最佳时机为地层压力降至初始值的65%,此时能量补充与剩余油驱替平衡效果最佳;吞吐轮次超2次后,储层剩余油分布零散,换油率呈断崖式下降。

(2)基于单因素分析结果,进一步通过正交试验与极差分析识别主控因素,选取地层压力、采收率提高值、换油率为评价指标。结果显示,不同指标的因素影响排序存在差异:采收率提高值受注水量、水气比、焖井时间影响最显著,换油率受注水量、水气比、吞吐轮次主导,地层压力则对注水量、吞吐轮次更敏感;经综合平衡法分析,最终确定注水量为WAG效果的主控因素,其次为水气比,后续依次为吞吐轮次、焖井时间与转二次吞吐时机。

(3)结合主控因素与单因素优化区间,制定WAG最优开发方案:注水量0.15 PV、水气比1.5∶1、焖井时间50 d、吞吐轮次2次、转二次吞吐时机为初始地层压力的65%。数值模拟对比表明,相较于基础衰竭开发方案,该方案在15年开发周期内可使油藏最终采收率提升8.1个百分点,区块累积增油量达8.3×10⁴ t,为同类致密砾岩油藏高效补能与提高采收率提供技术参考。

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原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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