【《国内外水气交替驱探究现状文献综述》4500字】

国内外水气交替驱研究现状文献综述我国水气交替（WAG,Water-alternating-gas）注入驱替技术起步较早，但具体的研究却因为经济、技术等原因起步较晚，基本集中于新世纪以来的二十年。在这二十年里中国新发现油藏中低渗透的油藏储量逐渐增多，注气开采在低渗透油藏的开发中扮演着重要的角色，而水气交替注入技术作为一种注气开采的优化技术在国外海相沉积环境中已经取得了不错的成绩，因此针对国内陆相、海陆过渡相这些国外没有资料的沉积环境中的交替注入技术也便展开了研究。国内油田的研究和试验证明，进行水气交替注入能够将气驱的提高采油效率与注水提高波及体积的优点有效结合起来，在陆相沉积环境中的提高采收率水平虽然不如海相沉积，但也能取得可观的效果，因此可以作为各个油田进行提高采收率措施的手段。近十年，随着注气工艺的发展和认识的提高，而作为注气优化技术的WAG注入也同样有了较快的发展和长足的进步，获得了一些成绩。在水气交替驱中，水段塞可以有效地减弱在连续注气驱替技术中由于油气黏度差异而产生的气体指进现象，从而提高水驱后再进行油田的采收率[1]。图1WAG注入流程示意图[2]1.1国外水气交替驱研究现状据文献记载，水气交替注入技术最早应用于1957年的加拿大Alberta省的NorthPembina油田[3]。在首次成功地将WAG应用于现场后，加拿大便开展了各项研究和模拟工作，从而评估全球不同地域的WAG注入效率。Caudle和Dyne在1958年提出了WAG注入提高采收率的办法。他们进行了研究室内对岩心驱油效果的试验，结果显示，岩心驱油的最终波及效率约为90%，而单独采用气驱的波及效率仅为60%[4]，这表示WAG注入技术可以有效地提高波及效率。自上世纪70年代以来，CO2注入提高采收率技术在理念上已形成连续CO2注入、恒定比例C-WAG（ConstantWater-Alternating-Gas）注入、梯度/混合-WAG注入（Tapered/HybridWAGInjection）以及SWG（SimultaneousWaterandGas）水气同注或SSWG（SimultaneousSeparatedWaterandGas）分离水气同注等多种开发模式。CO2得益于其特性（溶于油，几乎不溶于水），成为极佳的提高采收率注入气。2020年6月，李士伦、孙雷等人[5]结合国内外不同类型油气藏的开发特征和各项技术的成功应用经验，为国内CO2注入提高采收率油藏工程开发模式的发展提出建议。同时，作为温室气体CO2资源化利用及地下埋存技术的一个应用，WAG技术此时成为了CO2注入的优化技术。1988年，Gorell使用一维简化模型，假设WAG可以像同时连续注水驱替一样进行分析。这一假设的有效性取决于（水、气）注入周期的相对大小。从Gorell的研究结果可以得知，接近同比率注入水气的WAG参数更有效，而岩石的润湿性也影响了最佳WAG注入（水气）速率之比[6]。Surguchev、Korbol等人于1992年，以仿真研究的方式探索WAG工艺中不同注入方案的效率。得出水气比、注入速率、循环周期等注入参数对实验过程的影响。通过对分层油藏流动状态和粘性/重力作用的分析，确定了WAG比为1:1、注入周期较大(大致为300天)的注入方案。在高渗透层中，WAG注入的效率更高。天然气段塞尺寸的增加主要提高了储层低渗透段的采收率[7]。1999年，Sanchez总结了在各专题讨论会上提出的几个成功的WAG项目的成果，尤其是总结了项目开发和执行中遇到的主要技术、业务问题及监测这些过程的方法。各项综合技术(地质、岩石物理、实验室、现场试验、工程和模拟等)研究已经具备设计、评估和优化WAG注入的能力。这时还需要进行风险和经济分析以确保设计在经济性。现场操作人员的投入时设计和运营盈利的WAG驱项目的关键因素对WAG项目的效益有很大的影响，尤其是井眼运行状况、井底压力等的约束监测以及注采井和油气水的产量。这些现场应用研究的结果可以提供许多有效的指导和范例，从而引发储层开发策略的重新评价和新技术的应用，最终将会显著提高采收率和经济效益。他选择着重于在实施和管理WAG注入过程中必须考虑的技术方面，为石油工业中应用技术和操作概况的一线技术人员提供有用的参考。管理WAG注入项目需要对现场每个参数做出决策，这些决策的影响到各项成本以及最终采收率的增量[8]。1.2国内水气交替驱研究现状国内外情况有所不同，国内的水气交替驱技术(WAG,Water-alternating-gas)虽然早已有了试验，但出于各种经济、技术因素影响，其研究相对国外而言是较晚的。水气交替注入技术以依次交替注入水段塞和CO2段塞的方法，将注气驱替及注水驱替各自的特点进行结合，再以水段塞控制气体流度、稳定驱替前缘的原理提高注入流体的驱替效率，延后气窜的发生，从而提高宏观驱油效率。大庆油田进行了国内最早的水气交替驱实验，随后在长庆、江苏、新疆、吉林和江汉等油田也陆续开展了在不同开发阶段进行水气交替注入的研究。随着近些年来国内发现低渗透油藏占总发现油藏的比例不断增大，注气驱替开发低渗透油藏比较有效，而水气交替注入驱替是对非均质储层进行提采作业特别有效的注气驱优化方法，因此学者对水气交替驱的研究也日渐重视。该技术现已在国内推广并用于油田生产实践。研究表明在现有油藏的注入技术若在合适的时间转换为水气交替驱油方法一般可提高原油采收率5%-10%左右，是一种十分有前景的二次、三次采油方法。2007年4月，李振泉、殷勇等人[9]总述国内外水气交替注入的相关历史，总结了各种WAG注入的技术分类及其发展方向，并进行了WAG技术在现场提高采收率技术的研究小结，指出了WAG注入技术的今后微观驱油机理的研究方向（相间传质和相平衡问题），对三次采油提高采收率的方法具有一定意义，为油田实行早期水气交替注入提供参考。2013年7月，乔红军,任晓娟等人[10]在室内使用氮气对低渗储层岩心进行试验，分别进行了气水交替注入（先注气后转注水）和水气交替注入（先注水后转注气）进行试验并进行比较，结果表明：（1）、在该文章设计的所有条件下水气交替注入驱替效果比气水交替注入效果要好，注入流体顺序会影响地层驱油效率和相对流度；（2）、在第一个交替周期注入的流体效率最高，也是所有交替周期中最高的，90%以上的最终驱油效率在第一个交替周期内完成；（3）使用交替注入技术的相对流度远小于连续注气和连续注水，这就是交替注入技术的流度控制作用，但在注水转注气时会需要更大的泵压进行注入，因此必须控制转注时机，不要让渗透率在开采前期下降得太快（尤其是高压塑性地层，渗透率不能恢复）胥洋，杜建芬为了使胜利油田第三次采油采收率的提高，进行了CO2气水交替注入的岩心实验，考虑到胜利油田地层温度高、地层水矿化度高的特性，进行非均质双管模型的方式进行设计，高低渗两组各选10块短岩心以调和平均的方式组合成长岩心，岩心渗透率排列从大到小装入岩心夹持器中。得出结果如下：1.若想降低原油的粘度、提高原油的流度，必须尽早注入CO2，注入的CO2使原油发生膨胀并降低粘度，这有利于提高采收率，且注入越早采收率就越高（这一点上CO2交替注入不同于N2交替注入，N2先注水效果更好）。2.在非均质地层，高渗层、低渗层的采收程度本身就有差距，因此要尽可能防止气体从高渗透率地层突破形成通道导致低渗层的驱油能力降低，最后会导致低渗地层原油将难以采出[11]。而本文中讨论的水气交替技术可以有效地延后气窜发生的时间，要注意安排合理的水段塞注入。低渗透非均质油藏在进行连续气驱时会暴露出驱油效率低、气窜等问题。在一定程度上，水气交替注入技术能够延缓气体突破时间、提升注气驱替的驱油效率。2016年9月，郝宏达,赵凤兰等人[12]在前人大量数值模拟的基础上进行室内实验验证水气交替驱在低渗透非均质油藏中的开发效果，并研究其中的提高采收率相关机理。水气交替驱在低渗透非均质油藏中渗透率级差较小的条件下采油效果优于均质油藏。在非均质程度较弱的低渗、特低渗透油藏中水气交替注入的气、水段塞增加了波及体积、延缓了气窜发生并可以控制流度来驱出低渗层原油，能有效改善连续注入气的驱油效果。2020年6月，张蒙,赵凤兰等人[13]因为连续CO2注入驱油在低渗、特低渗透油藏应用时产生了气窜现象使低渗层原油无法采出导致提采效果差的情况，于是对以水气交替优化CO2注入方式的驱油效果进行研究，主要研究非均质低渗层条件水气交替注入参数优化和岩心渗透率及其非均质性对水气交替驱油效果的影响。通过天然露头和人造非均质岩心进行实验，分析WAG驱岩心渗透率的界限，对比研究WAG注入参数后进行优选，并进行WAG驱适应性评价。研究表明，对于低渗、特低渗条件下的均质岩心，WAG驱能够实现良好的流度控制作用，延长CO2的突破时间，且渗透率越低，突破时间越晚；只有渗透率界限范围内的WAG参数才可以有效地降低CO2流度，因此提前对渗透率界限范围的勘测确定是必要的。将WAG注入的参数控制在范围内，可延后突破时间，启动基质中的剩余油，从而最终达到提高采收率的目的。低渗透油藏开发过程中沥青质沉淀和CO2-地层水-岩石相互作用引起的储层堵塞加剧了储层驱替特征的复杂性，影响驱油过程中流体在储层中的渗流和最终的原油采收率。2020年7月，王千、杨胜来等人[14]的研究表示，CO2-WAG驱过程中，由于WAG技术的流度控制作用，CO2突破时间较晚（相较于连续CO2驱而言），因此有效地提高了原油采收率。此外，CO2驱后高渗透层的渗透率下降，其中的大部分下降幅度是由沥青质沉淀引起。在CO2-WAG驱后，各层的渗透率下降程度中沥青质沉淀也是主要因素，且引起的储层堵塞更严重，但高渗透层中CO2-地层水-岩石相互作用引起的渗透率下降不容忽视（这里是主要因素），WAG注入驱对于高渗层突破时间的延缓效果还是非常可观的。因此，对于具有强非均质性的多层储层，CO2-WAG具有更好的驱油效果，但是要对沥青质沉淀的预防和控制措施。在中、低渗层防止沥青质堵塞这一点上，仍具有不小的提升采收率潜力。1.3国内水气交替驱数值模拟应用现状2006年，张茂林、梅海燕等人总结克拉玛依五2西区气水交替混相注入生产的经验，利用数值模拟的方法对该低渗、特低渗均质地层实施水气交替驱开发效果进行预测和分析，并进行最佳注入参数组合的优选。所有设计方案结合技术评价和经济评价，得出最优气水交替驱方案参数：气水交替周期30天，日注气量为1.2×106m3，与连续注水开发方案相比，累计采油量有了明显的增幅[15]；2010年9月，王长权,孙雷等人[16]为解决QK17-2油田进入中后期水驱高含水、产油量下降问题，结合海上注气气源的实际问题，决定通过各项实验研究注水后再以N2水气交替注入进行提高采收率作业的可行性。结果表明，N2水气交替注入的效果在当前地层条件下高于连续N2驱。若想提高采收率，在油藏有一定倾角的高点部位进行N2水气交替注入效果最佳；2014年11月，王欢、廖新维等人[17]以安塞王窑区长6储层油藏为研究对象，针对区块特低渗透油藏的地质特征进行了针对性的分析，并研究了注水开发后期之前注水过程中遇到的问题，之后构建地质建模并用油藏数值模拟技术并优选了适合该试验区的开发方式，若选用连续注气方式，则需要的注气量高，成本高，导致换油率低下，因此改变为水气交替注入的方式，在选定注入方式后优化了各项交替注入参数。将研究成果用于为CO2混相驱试验提供基础参数，作为技术