三次采油过程中的酸气埋存：最优注入方案及操作参数的重要性

本文描述了向一个完全衰竭的油藏中注入酸气的优化研究，该研究采用的是数值模拟方法。作为一个特定实例，Zama Keg River Z3Z油藏有一口水平生产井，亚且考虑了先前的酸气处理。酸气发生（60-80％C0：和20-40％H_2S）和安全地质处理，或转化成元素硫和相关逸出气，这些问题正是Apache公司在进行Zama天然气处理操作时所需关心的问题。可以预见在Zama油田注酸气将是一种有可能提高采油量的措施，因为大家知道，相对于使用纯CO_2作为混相剂，混合应用CO_2和H_2S（酸气）可以减小油藏原油的最小混相压力。就短期（主要是H_2S）和长期（主要是CO_2）对环境的影响而言，在地下油藏中埋存H_2S和CO_2对环境有双重益处。选择了10个尖礁作为酸气注入（埋存与EOR）先导试验的潜在候选油藏。为这10个尖礁中的一个油藏（Zama Keg River Z3Z）确定了最优化条件，在该条件下将会使产油量和酸气埋存量最大化。需要特别关注的是突破时间、产油量增量和CO_2／H_2S埋存体积。先用随机／地质统计技术和现有资料建立了静态油藏模型，之后进行了历史拟合。为了这一目的采用了商业模拟器（ECLIPSE）的组分模拟功能。模拟器中使用了已有的PVT数据，所需的其它数据用相关性得到。运行了多个不同的注入方案以寻求最佳增产油量和酸气埋存量的综合参数。在最优化研究中考虑了下面的因素：a）混相能力；b）重力超覆；c）周期注入；d）注入速度；e）注入井和生产井限制（完井）。对于这些方案，也评估了得到最大产油量和最大酸气埋存量以及延迟突破时间的最优注入方式。