📝 摘要
本文研究了油藏中水和气的间歇注入。分别模拟了注水和注气方案，并将它们的结果与间歇注水注气方案进行了比较。本文使用CMG软件进行油藏模拟，使用Builder工具构建物理模型，使用WinProp构建流体模型，使用GEM模拟器进行提高采收率过程的模拟。结果表明，在4:2的注入周期（4个月注水，2个月注气）中，产能系数和累计产量高于其他注入方案。研究领域的调查表明，当注气周期长于注水周期时，产能系数更高。在WAG方法中，如果先注气后注水（水相作为第二流体注入油藏），产量和效率高于先注水后注气的情况。与其它WAG注入方法相比，IWAG方法（先注气后注水）具有更高的效率和产量，表明其在微观和宏观驱替方面具有更高的波及效率。WAG方法的产能系数和累计产量高于自然生产、注水和注气方法，因此该方法被确定为研究领域中最优的提高采收率方法。
🖥️ CMG软件应用情况总结
| 项目 | 内容 |
|---|---|
| 所用软件 | • CMG Builder：用于构建油藏物理模型 • CMG WinProp：用于构建流体模型和PVT分析 • CMG GEM：组分模拟器，用于提高采收率过程的模拟 |
| 模型类型 | 三维组分模型，20×20×15网格（X×Y×Z），共6,000个网格单元 |
| 模拟对象 | 伊朗Mond山Ilam-Sarvak组砂岩油藏，模拟水驱、气驱和WAG（水气交替注入）过程 |
| 应用方式 | • 油藏模型构建：使用Builder建立三维物理模型 • 流体模型构建：使用WinProp创建油藏流体组分模型 • EOR过程模拟：使用GEM模拟不同注水/注气/WAG方案下的提高采收率过程 • WAG参数优化：使用CMG软件模拟分析注入周期、注入顺序、注入方式等对油藏产量的影响 • 方案对比：对比自然生产、连续注水、连续注气、WAG注入等多种开发方案 |
| 油藏模型参数（表1） | • 储层尺寸：1000 ft × 1000 ft × 90 ft • 网格：20×20×15（X×Y×Z），网格单元尺寸15 ft × 20 ft × 20 ft • 初始压力：1225 psi • 泡点压力：927 psi • 储层温度：139.3°F • 孔隙度：0.23 • 渗透率：0.17 md • 岩石类型：砂岩 • 岩石压缩系数：4.67×10⁻⁶ /psi • 井网：1口生产井，2口注入井（同一坐标，交替用于水和气注入） |
| WAG方案参数 | • 模拟周期：10年 • 注入周期（注水/注气月数比）：1:5, 2:4, 3:3, 4:2, 5:1 • 注入速度：气 18,000 Mscf/天，水 10,800 STB/天 • 注入方式：非混相WAG、连续WAG（同期注入）、连续选择性WAG（双完井） • 注入顺序：先注气后注水 vs 先注水后注气 |
| 自然生产结果 | • 原始采收率：48.04%（图2-3） • 模拟时间：10年 |
| WAG周期优化结果（图4-5） | • 最优周期：4:2（4个月水，2个月气）→ 采收率52.11% • 规律：注气周期长于注水周期时，产能系数更高 |
| 注入顺序优化结果（图6） | • 先注气后注水（IWAG）：产量更高 • 原因：岩石亲水性，先注水会堵塞油 |
| 注入方式对比（图7-8） | • 非混相WAG > 连续WAG > 连续选择性WAG |
| 开发方式综合对比（图9-10） | • WAG > 连续注气 > 连续注水 > 自然生产 |
文中明确指出（Case132.pdf）：
“CMG software was used in this article for reservoir simulation. Builder tool was used to make physical model and WinProp for making fluid model, and GEM simulator for making simulation of enhanced oil recovery processes.” （第1页，摘要部分）
“In this article CMG software was used for reservoir simulation. from the manufacturer tool was used to build physical model and WinProp tools was used for build of the fluid model and from simulation of GEM was used to simulate the enhanced oil recovery processes.” （第4页，第3.1节）
参考文献[11]：”CMG”, Computer Modeling Group Company, Calgary, Alberta, Canada, Vers. (2007).
🧪 模拟方案与主要结果
1. 基础模型与自然生产（第3.1节，表1，图2-3）
油藏参数（表1）：
| 参数 | 值 | 参数 | 值 |
|---|---|---|---|
| 初始压力 | 1225 psi | 孔隙度 | 0.23 |
| 泡点压力 | 927 psi | 渗透率 | 0.17 md |
| 温度 | 139.3°F | 岩石类型 | 砂岩 |
| 岩石压缩系数 | 4.67×10⁻⁶ /psi | 储层尺寸 | 1000×1000×90 ft |
自然生产结果（图2-3）：
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10年采收率：48.04%
-
作为所有EOR方案的对比基准
2. WAG注入周期优化（第4.2节，图4-5）
测试周期（注水/注气月数比）：1:5、2:4、3:3、4:2、5:1
10年采收率结果：
| 注入周期 | 10年采收率 |
|---|---|
| 1:5 | 最低 |
| 2:4 | 中等 |
| 3:3 | 较高 |
| 4:2 | 52.11%（最高） |
| 5:1 | 中等 |
关键发现：
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最优周期：4:2（4个月水，2个月气）
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规律：注气周期长于注水周期时，产能系数更高
3. 注入顺序优化（第4.3节，图6）
两种顺序：
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IWAG（先注气后注水，水作为第二流体）
-
WAG（先注水后注气，水作为第一流体）
结果：
-
IWAG（先气后水）产量更高
-
原因：岩石亲水，先注水会堵塞油
4. WAG注入方式对比（第4.4节，图7-8）
三种WAG方式：
| 方式 | 描述 | 产量排名 |
|---|---|---|
| 非混相WAG | 气和水分开交替注入 | 最高 |
| 连续WAG | 水和气在地面混合后单相注入 | 中等 |
| 连续选择性WAG | 双完井，水注入底部、气注入顶部 | 最低 |
5. 综合开发方案对比（第4.5节，图9-10）
对比方案：
| 方案 | 10年采收率 | 排名 |
|---|---|---|
| 自然生产 | 48.04% | 第4 |
| 连续注水 | 中等 | 第3 |
| 连续注气 | 较高 | 第2 |
| WAG（4:2，先气后水） | 52.11% | 第1 |
结论：WAG方法产能系数和累计产量最高，被确定为最优EOR方法。
✅ 主要结论
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WAG方法优于单一注水/注气：WAG方法的产能系数和累计产量高于自然生产、连续注水和连续注气方法，被确定为最优EOR方法。
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最优注入周期：在研究的五种周期（1:5、2:4、3:3、4:2、5:1）中，4:2周期（4个月水，2个月气）在10年内达到最高采收率52.11%。规律表明，当注气周期长于注水周期时，产能系数更高。
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注入顺序的重要性：对于亲水性储层岩石，先注气后注水（IWAG，水作为第二流体）的产量高于先注水后注气的情况。先注水会堵塞油，降低后续注气效果。
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WAG方式对比：非混相WAG的产量最高，优于连续WAG和连续选择性WAG。非混相WAG通过交替注入水和气，提高注入流体与未波及区域的接触面积，控制流度比，防止气体过早突破。
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CMG软件的适用性：CMG软件套件（Builder、WinProp、GEM）能够有效支持从油藏模型构建、流体PVT建模到EOR过程模拟的完整工作