王高峰，雷友忠，譚俊領(lǐng)，姚 杰，秦積舜

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶 163453；3.中國石油長慶油田公司，陜西西安 710021；4.中國石油塔里木油田公司，新疆庫爾勒 841000）

注氣實踐表明，同類型油藏混相驅(qū)增油效果好于非混相驅(qū)［1-5］，提高驅(qū)油效率是注氣大幅度提高低滲透油藏采收率的主要機理［6］。對于埋藏深且驅(qū)替難度大的低滲透油藏，盡管實施混相驅(qū)對工程的要求更高，混相驅(qū)項目數(shù)仍然遠(yuǎn)多于非混相驅(qū)項目數(shù)［2］。細(xì)管實驗表明，地層壓力水平?jīng)Q定混相程度和氣驅(qū)油效率，為在給定時間內(nèi)將地層壓力提高到目標(biāo)水平，合理氣驅(qū)注采比確定成為氣驅(qū)開發(fā)方案編制的一個重要問題。

在中國低滲透油藏注氣開發(fā)中，氣驅(qū)注采比設(shè)計具有特殊的重要性：①中國陸相沉積低滲透油藏油品較差、埋藏較深、地層溫度較高，混相條件更為苛刻［7］；中國注水開發(fā)低滲透油藏地層壓力保持水平通常不高，為保障注氣效果，避免“應(yīng)混未混”項目出現(xiàn)［8］，在見氣前的早期注氣階段將地層壓力提高到最小混相壓力以上或盡量提高混相程度勢在必行。②中國目前驅(qū)油用廉價二氧化碳?xì)庠磭?yán)重不足；天然氣對外依存度持續(xù)升高，烴類氣驅(qū)同樣存在氣源不充足問題；向二氧化碳或烴類氣中加入雜質(zhì)氣體可在一定程度上緩解氣源問題，但這種做法卻會增加混相難度，非純氣體混相驅(qū)的注采比顯然不同于純組分氣驅(qū)。③“混合水氣交替聯(lián)合周期生產(chǎn)”（HWAG-PP）氣驅(qū)生產(chǎn)模式在中國低滲透油藏注氣項目中得到廣泛應(yīng)用，嚴(yán)格測算氣段塞注入期間的注采比對于調(diào)節(jié)地層壓力有重要作用。④中國全生命周期氣驅(qū)項目較少，氣驅(qū)油藏管理經(jīng)驗不夠成熟，氣驅(qū)開發(fā)理論不完備，特別是注氣中后期（氣竄后）也面臨著確定合理氣驅(qū)注采比以優(yōu)化油藏管理的問題。上述問題與氣驅(qū)注采比設(shè)計密不可分，即通過合理設(shè)計注采比，才能在給定時間內(nèi)將地層壓力提高到或者保持在目標(biāo)水平。

氣驅(qū)注采比的研究可以借鑒水驅(qū)注采比研究方法和思路。前人關(guān)于水驅(qū)注采比的研究方法主要有：物質(zhì)平衡原理與水驅(qū)生產(chǎn)關(guān)鍵指標(biāo)經(jīng)驗變化規(guī)律相結(jié)合的方法［9-10］，水驅(qū)特征曲線與注采比定義相結(jié)合的方法［11-12］，融合注采井?dāng)?shù)和諸生產(chǎn)指標(biāo)經(jīng)驗變化規(guī)律聯(lián)合優(yōu)化注采比的方法［13］，全參數(shù)優(yōu)化的數(shù)值模擬方法［14］；國際上至今也沒有關(guān)于氣驅(qū)注采比確定理論方法的公開報道［1，4-5，15］。筆者認(rèn)為，這是因為氣驅(qū)過程更為復(fù)雜，在編制注氣方案時傾向于采用數(shù)值模擬技術(shù)，加上國外混相驅(qū)較易實現(xiàn)，對注采比設(shè)計需求不太高。由于低滲透油藏多組分氣驅(qū)數(shù)值模擬可靠性低、實用性差的問題在中國仍較突出，建立一種實用油藏工程方法計算氣驅(qū)注采比有其必要性。為此，筆者根據(jù)物質(zhì)平衡原理，較為全面地考慮多種影響因素，建立低滲透油藏氣驅(qū)注采比和注氣量確定油藏工程方法，進一步豐富氣驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計油藏工程理論方法體系［15-17］。

1 理論推導(dǎo)

1.1 氣驅(qū)注采比計算

考慮注入氣溶解、油藏流體膨脹、儲層壓敏效應(yīng)[18]、注入氣成礦固化[19]、天然裂縫輸導(dǎo)和干層吸氣、注氣井組和外部液量交換、氣油比構(gòu)成等因素，忽略出砂因素，根據(jù)物質(zhì)平衡原理，在某一注氣階段，油藏內(nèi)注入與采出各相流體體積之間存在關(guān)系，其表達式為：

隨著注氣量增加，受地層流體溶氣能力限制，油藏會出現(xiàn)游離氣。游離氣油比可定義為采出游離氣的地面體積與階段采油量之比［20-21］，其表達式為：

產(chǎn)出氣包括原始伴生溶解氣和注入氣，注入氣組分貢獻的生產(chǎn)氣油比為：

若無溶解作用，注入氣所波及區(qū)域的孔隙體積等于扣除采出部分后的注入氣體積與含氣飽和度之比，其表達式為：

在注入氣波及區(qū)域，高壓注氣形成的剩余油飽和度近似為殘余油飽和度，則該區(qū)域含氣飽和度為：

將（13）式代入（12）式，得：

注入氣驅(qū)離原地的水近似等于階段產(chǎn)出水，注入氣波及區(qū)含水飽和度可寫為：

注入氣波及區(qū)域內(nèi)的剩余油、水體積分別為：

實際上，注入氣接觸油藏流體，在壓力和擴散作用下引起的溶解量為：

注入氣溶解引發(fā)的油藏流體膨脹為：

對于具有一定裂縫發(fā)育程度的油藏，可能存在注入氣沿著裂縫竄進，并被疏導(dǎo)至注氣井組以外區(qū)域的現(xiàn)象。需要對這部分裂縫疏導(dǎo)氣量進行描述，其仍可按地層系數(shù)法表述為：

基質(zhì)吸氣包括有效厚度段吸氣和干層吸氣2部分。單位時間內(nèi)進入基質(zhì)的體積，即基質(zhì)吸氣速度為：

實踐中發(fā)現(xiàn)存在干層吸氣現(xiàn)象，干層吸氣量可以按照地層系數(shù)法進行描述：

根據(jù)地層系數(shù)法，干層和有效厚度層段的吸氣速度比值近似等于二者的平均滲透率比值，即：

若實施水氣交替注入，地下水氣段塞比定義為：

中國低滲透油藏地層壓力往往低于原始壓力。將注氣井組區(qū)域視為一口“大井”，則“大井”井底流壓等于注氣井區(qū)的地層壓力。如果注氣井區(qū)的地層壓力低于注氣井區(qū)外部地層壓力，則“大井”為匯；反之，“大井”為源。根據(jù)達西定律可以得到外部與“大井”換液量估算式：

聯(lián)立（1）式—（25）式，整理得到基于采出油水兩相地下體積和采出油、水和氣三相地下體積的氣驅(qū)注采比分別為：

1.2 注氣量設(shè)計方法

根據(jù)氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)概念［6-7］，單井日產(chǎn)液的地下體積可表示為：

利用基于采出油水兩相的氣驅(qū)注采比計算公式，可以得到相應(yīng)的單井注氣量：

將（38）式代入（39）式，可得到：

2 應(yīng)用實例

在獲取背景資料后，吉林油田黑59 區(qū)塊CO2混相驅(qū)提高采收率試驗項目于2008 年5 月開始撬裝注氣，注氣層位為青一段砂巖油藏，有效厚度為10 m，儲層滲透率為3.0 mD，凈毛比為0.7，干層段滲透率為0.1 mD，裂縫發(fā)育密度為0.25 條/m，裂縫滲透率為500 mD，縫寬為3 mm，平均縫高為0.3 m。地層原油黏度為1.8 mPa·s，注氣時油藏綜合含水率約為45%，注氣前采出程度約為3.5%，CO2地下密度為550 kg/m3，CO2驅(qū)最小混相壓力為23.0 MPa，開始注氣時地層壓力為16.0 MPa，氣驅(qū)增壓見效階段地層壓力升高約8 MPa，氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)約為1.5［6］，束縛氣飽和度為4%，氣驅(qū)殘余油飽和度為11%，初始含油飽和度為55%，原始溶解氣油比為35 m3/m3，游離氣相黏度為0.06 mPa·s，CO2驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)期采油速度約為2.5%。

應(yīng)用（26）和（27）式計算了該區(qū)塊氣驅(qū)注采比。結(jié)果（圖1）表明，從開始注氣到2014年間，早期高速注氣恢復(fù)地層壓力階段的注采比高達2.5，正常生產(chǎn)后開始下降，降低到1.7 左右，計算的注采比與實際值比較吻合，顯示文中提出注采比設(shè)計方法的可靠性。該區(qū)塊在連續(xù)注氣下，基于采出油水兩相地下體積的氣驅(qū)注采比變化曲線在氣竄后呈現(xiàn)上翹態(tài)勢（圖2），遠(yuǎn)大于基于采出油氣水三相流體地下體積的氣驅(qū)注采比。水氣交替注入方式下，該區(qū)塊基于采出油氣水三相地下體積的注采比與基于采出流體中油水兩相地下體積的注采比變化曲線比較接近（圖3），這表明水氣交替注入方式下，由于生產(chǎn)氣油比得以有效控制，不論是在注氣早期（見氣前）、中期（見氣到氣竄），還是后期（氣竄后）按照基于采出油水兩相地下體積的氣驅(qū)注采比進行配注是可行的。

圖1 H59 CO2驅(qū)試驗區(qū)注采比變化情況Fig.1 Variation of injection-production ratio of CO2flooding in Block H59

圖2 連續(xù)注氣下基于兩相和三相采出流體體積的氣驅(qū)注采比Fig.2 Injection-production ratio of CGI based on 2P and 3P produced fluid volume

圖3 水氣交替下基于兩相和三相采出流體體積的氣驅(qū)注采比Fig.3 Injection-production ratio of WAG based on 2P and 3P produced fluid volume

根據(jù)（40）式可以計算出注氣早期單井日注量為37.2 t/d，與實際單井日注量為40 t/d 接近；根據(jù)（40）式計算見氣后正常生產(chǎn)階段單井日注量為23.4 t/d，與實際單井日注量（25 t/d）接近。

3 結(jié)論

推導(dǎo)建立了基于采出油水兩相地下體積的和基于采出油氣水三相地下體積的氣驅(qū)注采比計算公式，進一步豐富了注氣驅(qū)油開發(fā)方案設(shè)計油藏工程方法理論體系。

連續(xù)注氣時，基于采出油水兩相地下體積的氣驅(qū)注采比曲線在氣竄后上翹趨勢明顯，在氣竄后按照基于采出油水兩相地下體積的氣驅(qū)注采比進行配注將引起較大偏差，須按照基于采出油氣水三相地下體積的氣驅(qū)注采比進行配注。

水氣交替注入時，生產(chǎn)氣油比升高得以有效控制，研究周期內(nèi)按照基于采出油水兩相地下體積的氣驅(qū)注采比進行配注具有可行性。

符號解釋

Lpr——采出液的地下體積，m3；Gpf——采出游離氣的地面體積，m3；Bg——氣相體積系數(shù)；Ginnet——進入目標(biāo)油層注入氣的地面體積，m3；Gdisv——油藏流體溶解注入氣體積，m3；Gsolid——成礦固化注入氣的地面體積，m3；Weffin——有效注水量（即扣除泥巖吸收和裂縫疏導(dǎo)至油藏之外部分的注入水量），m3；Bw——水相體積系數(shù)；ΔLexpand——注入氣溶解引發(fā)的油藏流體膨脹，m3；Winv——外部環(huán)境向注氣區(qū)域的換液量或液侵量，m3；ΔVP——注氣引起的孔隙體積變化，m3；Np——階段采出油的地面體積，m3；Bo——油相體積系數(shù)；Wp——地面采水量，m3；fwr——地下含水率；fw——地面含水率；Gin——注入氣的地面總體積，m3；Gindry——干層吸氣量，m3；Gfraclead——裂縫輸導(dǎo)氣量，m3；ΔVPp——地層壓力升高引起的壓敏介質(zhì)孔隙體積膨脹，m3；VPchem——注入氣成礦反應(yīng)引起的孔隙體積變化，m3；Vp——孔隙體積，m3；Ct——綜合壓縮系數(shù)，MPa-1；Δp——想要達到的地層壓力增量，MPa；?——孔隙度；So——含油飽和度；Co——油相壓縮系數(shù)，MPa-1；Sw——波及區(qū)含水飽和度；Cw——水相壓縮系數(shù)，MPa-1；Sg——含氣飽和度；Cg——氣相壓縮系數(shù)，MPa-1；C?——巖石壓縮系數(shù)，MPa-1；VPchemG——注入氣可能造成的酸巖反應(yīng)所引起的孔隙體積變化速率，m3/m3；GORpf——游離氣油比，m3/m3；GORing——注入氣組分貢獻的生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Gping——注入氣中被采出部分，m3；GOR——生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Rsi——原始溶解氣油比，m3/m3；VGsweep——注入氣所波及區(qū)域的孔隙體積，m3；Sor——殘余油飽和度；Swi——原始含水飽和度；ΔRe——研究時域的階段采出程度；Soi——原始含油飽和度；Vo-insweep——注入氣波及區(qū)剩余油體積，m3；VGsweep——注入氣波及體積，m3；Vw-insweep——注入氣波及區(qū)水相體積，m3；Gdisv——注入氣在油藏流體中的溶解量，m3；RDo——注入氣在地層油中的溶解度，m3/m3；RDw——注入氣在地層水中的溶解度，m3/m3；ΔBoD——溶解注入氣后地層油體積系數(shù)增量；ΔBwD——溶解注入氣后地層水體積系數(shù)增量；H——注氣井段長度，m；dfrac——裂縫密度，條/m；hfrac——平均裂縫高度，m；wfrac——平均裂縫寬度，m；vfrac——裂縫內(nèi)氣體流速，m/s；rw——井筒半徑，m；vmatrix——基質(zhì)內(nèi)氣體流速，m/s；he——有效厚度，m；veffg——有效厚度內(nèi)氣體流速，m/s；vdryg——干層段氣體流速，m/s；Keff——有效厚度層段滲透率，mD；Kdry——干層滲透率，mD；rwgs——地下水氣段塞比；re——試驗區(qū)“大井”等效半徑，m；Kw——水相滲透率，mD；μw——地層水黏度，mPa·s；prg——研究時間段內(nèi)注氣井區(qū)地層壓力的平均值，MPa；prex——注氣井區(qū)外部地層壓力，MPa；L——平均注采井距，m；Δt——研究時間段，a；RIPm2——基于采出油水兩相地下體積的氣驅(qū)注采比；FCPGF，RIPn，F(xiàn)dry&frac，F(xiàn)SRB，F(xiàn)3P，F(xiàn)BGRF，F(xiàn)fracflow，F(xiàn)dryflow——中 間變量；RIPm3——基于采出油、水、氣三相地下體積的氣驅(qū)注采比；Rvgc——折算到研究時域的氣驅(qū)采油速度；Fdwk，F(xiàn)rNTGK——中間變量，m；NTG——凈毛比（有效厚度與地層厚度之比）；Lrwell——單井日產(chǎn)液的地下體積，m3；qog——氣驅(qū)單井日產(chǎn)油量，m3/d；qow——“同期的”水驅(qū)單井日產(chǎn)油量，m3/d；qinj——單井日注氣量，t/d；no——生產(chǎn)井?dāng)?shù)，口；ninj——注氣井?dāng)?shù)，口；ρg——注入氣地下密度，t/m3；λ——生產(chǎn)井與注氣井?dāng)?shù)之比。