崔傳智，曾 昕，楊 勇，楊紫辰

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；3.中國石油長慶油田分公司，陜西西安710016）

復雜斷塊油藏具有構造復雜、含油面積小和地 層傾角大等特點，難以形成完善的注采井網(wǎng)結構，水驅開發(fā)方式對油藏高部位剩余油的動用效果較差［1-4］。單井氮氣吞吐技術作為該類油藏恢復地層能量、提高采收率的有效技術之一已經(jīng)得到了廣泛應用［5-9］。氮氣吞吐技術依靠重力分異以及次生氣頂驅作用，將油藏頂部的“閣樓油”置換至較低部位，從而大幅提高驅油效率。國外對于氮氣吞吐技術的機理和影響因素已經(jīng)有了一定程度的認識，并且在許多區(qū)塊和試驗區(qū)已經(jīng)成功實施；而中國對氮氣吞吐技術的研究起步較晚，尤其是次生氣頂驅機理的研究，由于物理模擬實驗條件的局限性，目前尚無一例成功的油藏案例［10-14］。因此，開展氮氣吞吐條件下次生氣頂形成機制的研究具有重大意義。為此，筆者針對存在能量補充（維持）困難的復雜斷塊油藏，分析實施氮氣吞吐形成次生氣頂?shù)臈l件、過程及影響因素，以達到均衡開發(fā)的效果，從而為復雜斷塊油藏氮氣吞吐開發(fā)提供技術支撐。

1 次生氣頂驅機理

次生氣頂驅是指在向油藏注氣后形成次生氣頂，生產(chǎn)井以氣頂膨脹能作為主要動力進行開采的氣驅方式。整個開發(fā)過程分為注氣增能、燜井和開采3個階段（圖1）。第1階段可迅速在油藏中儲存大量氮氣；第2階段保持單井關閉，使氣頂更充分更穩(wěn)定地在油藏頂部形成與聚集；第3階段在次生氣頂作用下開井生產(chǎn)。

圖1 次生氣頂驅油過程示意Fig.1 Diagram of secondary gas cap flooding process

氮氣吞吐條件下，次生氣頂驅主要是利用注入的氮氣形成具有一定能量和規(guī)模的次生氣頂，通過氣頂膨脹作用，改變原油驅替方向，達到開采復雜斷塊油藏頂部“閣樓油”的目的；在油藏溫度和壓力下，部分氮氣溶解于原油使得原油黏度下降，有利于原油的流動；注入氮氣后，油氣界面張力遠小于油水界面張力，油氣密度差又大于油水密度差，從而減小了毛管壓力的作用。

2 次生氣頂形成條件

在對氮氣吞吐條件下次生氣頂驅機理分析的基礎上，假設如下：①地層巖石、油相和水相均不可壓縮。②氣驅油和油驅水的滲流過程均為垂向上的一維流動，氮氣注入過程中，油氣界面和油水界面均勻運移。③氮氣在原油中的溶解迅速完成，且氮氣不溶于地層水。

根據(jù)假設，在氮氣吞吐單個周期內(nèi)，次生氣頂形成過程可簡化為氣驅油和油驅水2個階段，在此過程中油氣界面和油水界面均有所下降?；谖镔|平衡原理，可得到次生氣頂形成條件的物質平衡方程。

氮氣吞吐第i個周期時的物質平衡關系為：

其中：

將（2）式至（6）式代入（1）式，整理變形可得油藏條件下自由氮氣體積為：

累積注入氮氣所占據(jù)的地層孔隙體積為：

目前油藏條件下自由氮氣的體積等于累積注入氮氣所占據(jù)的地層孔隙體積，因此由（7）式和（8）式可得次生氣頂體積為：

引入氣頂指數(shù)，其為油藏中氣頂部分體積與含油部分體積之比，表達式為：

根據(jù)《天然氣藏地質評價方法》［15］中的氣頂指數(shù)劃分標準可知，當m＜0.5時，氣頂驅動能量微弱，可忽略其作用；當m≥0.5時，氣頂驅動能量充足，氣頂驅油效果較為明顯，可形成次生氣頂。因此，當m≥0.5時，則可形成具備一定規(guī)模和驅動能量的次生氣頂。次生氣頂形成條件表達式為：

其中:

3 次生氣頂形成影響因素

基于已確定的次生氣頂形成條件，根據(jù)研究區(qū)塊的儲層和生產(chǎn)條件，結合中外注采參數(shù)研究及現(xiàn)場經(jīng)驗，分析氮氣溶解能力、地層壓力和注采參數(shù)等因素對次生氣頂形成的影響。研究區(qū)塊的基礎參數(shù)包括：目前地層壓力為11.65 MPa，油藏溫度為56℃，目前地層條件下氮氣壓縮因子為1.09；標準狀態(tài)下（壓力為0.101 MPa，溫度為20℃）氮氣壓縮因子為1；原油地質儲量為1.5×105m3，累積氮氣注入量為6×105m3，累積產(chǎn)油量為4.6×104m3；束縛水飽和度為0.32，氣驅殘余油飽和度為0.1。

3.1 氮氣溶解能力

氮氣在地層原油中的溶解能力較小，有利于驅替過程中地層能量的保持。氮氣溶解能力對次生氣頂?shù)挠绊懼饕w現(xiàn)在溶解氣油比的變化上。溶解氣油比越大，地層中能夠溶解的氮氣量則越多。同時，地層原油體積系數(shù)受氮氣溶解的影響，其表達式為：

由（13）式不難發(fā)現(xiàn)，地層原油體積系數(shù)與溶解氣油比的變化呈正相關。由溶解氣油比與氣頂指數(shù)關系曲線（圖2）可知，氣頂指數(shù)隨溶解氣油比的增加而降低，且降幅逐漸變緩。當溶解氣油比較大時，注入氮氣容易溶解于原油中，地層內(nèi)剩余的自由氮氣則相應減少；而溶解氣油比較低時，地層內(nèi)自由氮氣較為充足，易于在構造高部位處聚集形成次生氣頂。

圖2 氣頂指數(shù)與溶解氣油比的關系Fig.2 Relationship between gas cap index and dissolved gas-oil ratio

3.2 地層壓力

地層壓力對次生氣頂形成條件的影響主要體現(xiàn)在溶解氣油比、地層原油體積系數(shù)及地層條件下氮氣體積系數(shù)3個方面。將三者代入（11）式，選取地層壓力分別為12，14，16，18和20 MPa，保持其余研究區(qū)塊參數(shù)不變，求得不同地層壓力下的m值，比較不同地層壓力下次生氣頂?shù)男纬蓷l件。

分析圖3可知，當?shù)獨庾⑷肓肯嗤瑫r，氣頂指數(shù)隨地層壓力的升高呈降低趨勢。當?shù)貙訅毫^低時，氣頂指數(shù)隨氮氣注入量的增加而迅速增大，能夠較早地積聚次生氣頂驅所需的能量；當?shù)貙訅毫^高時，氣頂指數(shù)隨氮氣注入量的增加而增大，但增幅變緩，這是因為，注入的氮氣在地層中的流動阻力增大，難以形成有效聚集，不利于次生氣頂?shù)男纬?。說明地層壓力對次生氣頂?shù)男纬蓷l件有著較為重要的影響。

圖3 不同地層壓力下氣頂指數(shù)與氮氣注入量的關系Fig.3 Relationship between gas cap index and injection rate at different formation pressures

3.3 注采參數(shù)

注采參數(shù)與次生氣頂?shù)男纬杉耙?guī)模有著密不可分的關系，且集中體現(xiàn)在氮氣注入量和累積產(chǎn)油量上。分析氮氣注入量與氣頂指數(shù)曲線（圖3）亦可看出，較大的氮氣注入量有利于次生氣頂?shù)男纬?。這是因為，氮氣注入量越大，地層中自由氮氣量越大，聚集后形成氣頂?shù)尿寗幽芰吭匠渥恪?/p>

為了更好地表征累積產(chǎn)油量的影響，引入采收率的概念（累積產(chǎn)油量與地質儲量的比值）。選取采收率分別為20%，30%，40%和50%，保持其余研究區(qū)塊參數(shù)不變，比較累積產(chǎn)油量對次生氣頂形成的影響。不同采收率下氣頂指數(shù)與氮氣注入量關系（圖4）表明，氣頂指數(shù)隨采收率的提高呈增大趨勢。這是因為，油藏采收率越高，即累積產(chǎn)油量越高，剩余地層能量水平越低，氣頂指數(shù)越大，注入等量氮氣后能夠越迅速地聚集形成次生氣頂雛形，氣頂指數(shù)隨之增大，有利于次生氣頂?shù)男纬伞?/p>

圖4 不同采收率下氣頂指數(shù)曲線Fig.4 Gas cap index curves at different recovery factors

4 吞吐式次生氣頂形成過程

基于次生氣頂驅的作用機理，結合次生氣頂?shù)男纬蓷l件，利用油藏數(shù)值模擬技術，建立典型復雜斷塊油藏數(shù)值模型，分析氮氣吞吐形成次生氣頂?shù)牟煌A段。

4.1 模型建立

油藏數(shù)值模擬模型為受斷層遮擋的典型復雜斷塊油藏，地層傾角約為10°，儲層平均滲透率為300 mD，平均孔隙度為0.26，儲層非均質性較強，埋深為2 040 m，具有邊底水。模型基本參數(shù)包括：地層原油密度為0.850 g/cm3，最終采收率為30%，油層厚度為4 m，綜合含水率為21.0%。

利用油藏數(shù)值模擬方法，建立模擬區(qū)塊網(wǎng)格數(shù)為22×11×4，平面上網(wǎng)格平均步長為16 m，垂向上網(wǎng)格平均步長為1 m（圖5a）。由次生氣頂形成條件的影響因素可知，所建立的模型中地層能量充足，重力分異作用效果較弱，不利于次生氣頂?shù)男纬伞Ｒ虼?，需要對該模型進行初始化處理。采用一注一采的注水驅替方式對模擬區(qū)塊進行初步開發(fā)后，油水界面向上運移，并于構造頂部形成“閣樓油”。初始化后模型如圖5b所示。

4.2 形成過程

模擬次生氣頂?shù)男纬蛇^程時，對具體的生產(chǎn)參數(shù)設定如下：累積氮氣注入量為4.5×105m3，氮氣注入速度為5 000 m3/d，周期注采時長為180 d（注氣階段與開采階段各占一半時長），燜井時長為90 d，定壓生產(chǎn)。

注氣增能階段 在注氣增能階段，氮氣在注入井附近聚集并向四周擴散，注入井附近含氣飽和度迅速上升（圖6a）。同時，油藏頂部富集的“閣樓油”開始在氮氣驅的作用下逐漸向中低部位運移，油水界面在該階段也有所下移；油藏頂部含油飽和度略有降低，中部含油飽和度開始升高（圖6b）。

燜井階段 燜井階段是次生氣頂形成過程中最為重要的階段。燜井時，在重力分異作用下，注入井附近聚集的大量氮氣開始向微構造頂部運移，形成具備一定規(guī)模和驅動能量的次生氣頂（圖6a），并置換出頂部未被注入水波及到的“閣樓油”，儲層頂部含油飽和度明顯下降。相比于注氣增能階段，燜井階段時的次生氣頂規(guī)模更大（圖6b），驅動能量更充足，含氣飽和度更高，發(fā)育更為完全。

開采階段 在開采階段，次生氣頂逐漸膨脹，繼續(xù)向高部位運移至緊貼構造頂部邊界（圖6a）。儲層中的剩余油在次生氣頂膨脹作用下被驅替出來，整體含油飽和度顯著降低（圖6b），有效提高復雜斷塊油藏采收率；直至開采階段結束，次生氣頂規(guī)模由于部分氮氣的產(chǎn)出而有所減小，氣驅能量也隨開采過程的進行而有所衰弱。

圖5 復雜斷塊油藏模擬模型Fig.5 Numerical simulation model of complex faulted block reservoir

圖6 氮氣吞吐過程油氣飽和度分布Fig.6 Oil and gas saturation distribution during nitrogen huff and puff process

將氮氣吞吐3個階段結束后的數(shù)值模擬結果代入（11）式中，經(jīng)過計算可得氣頂指數(shù)為0.588 9。說明本文確定的次生氣頂形成條件與數(shù)值模擬結果相吻合。

5 結論

基于次生氣頂?shù)呐蛎涀饔煤偷獨獾姆腔煜囹層托Ч?，吞吐式次生氣頂驅技術能夠有效動用復雜斷塊油藏頂部滯留的“閣樓油”，進而改善該類型油藏的驅替效率。

氮氣吞吐開發(fā)復雜斷塊油藏時，當該油藏中的氣頂指數(shù)大于或等于0.5時，可形成具備一定驅動能量的次生氣頂。

根據(jù)次生氣頂形成條件，地層原油溶解氣油比較低、地層壓力較小且累積注氣量和產(chǎn)油量較大的復雜斷塊油藏更有利于次生氣頂?shù)男纬伞?/p>

通過建立典型復雜斷塊油藏數(shù)值模擬模型，分析氮氣吞吐過程中次生氣頂形成的3個階段，從而驗證了次生氣頂形成條件的合理性。

符號解釋

i——氮氣吞吐周期數(shù)；n——地層內(nèi)自由氮氣的物質的量，mol；ni——累積注入氮氣的總物質的量，mol；np——累積回采氮氣的總物質的量，mol；nop——產(chǎn)出油中溶解氮氣的物質的量，mol；nor——油藏殘余油中溶解氮氣的物質的量，mol；p——地層壓力，Pa；V——油藏條件下自由氮氣體積，m3；Z——地層條件下氮氣壓縮因子；R——氣體常數(shù)，J/（mol·K），其值為8.314；T——地層溫度，K；psc——標準狀況下地層壓力，Pa；Visc——累積注入地層的氮氣在標準狀況下的體積，m3；Zsc——標準狀況下氮氣壓縮因子；Tsc——標準狀況下地層溫度，K；Gpsc——累積回采的氮氣在標準狀況下的體積，m3；Np——地面累積產(chǎn)油量，m3；Rs——地層條件下原油溶解氣油比，m3/m3；Rssc——標準狀況下原油溶解氣油比，m3/m3；Vnf——地層內(nèi)氮氣占據(jù)的巖石體積，m3；?——地層孔隙度；Sorg——氣驅殘余油飽和度；V?——累積注入氮氣所占據(jù)的地層孔隙體積，m3；Swi——束縛水飽和度；m——氣頂指數(shù)；N——原油地質儲量，m3；Bo——地層原油體積系數(shù)，m3/m3；Bg——地層條件下氮氣的體積系數(shù)，m3/Sm3；C1，C2，C3——常數(shù)；γg——氮氣的相對密度；γo——原油的相對密度。