程 佳，陳斯宇，吳劉磊，李 偉，戴 宗，閆正和.

(中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067)

為進(jìn)一步提高國(guó)家能源安全，全國(guó)范圍內(nèi)都在加大勘探開發(fā)力度，但如何有效利用現(xiàn)有資源提高油田的采收率技術(shù)也是油田開發(fā)技術(shù)人員亟須解決的問(wèn)題。隨著注氣技術(shù)的不斷進(jìn)步，注氣這一提高采收率的手段也被多次推廣應(yīng)用于國(guó)內(nèi)外的各大油田。其中，注烴類氣占比也在逐步攀升。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，國(guó)內(nèi)天然氣氣驅(qū)項(xiàng)目有15個(gè)，與南海東部古近系低滲透油田地質(zhì)油藏特征較為接近的油田經(jīng)實(shí)踐證實(shí)提高采收率可達(dá)12%～22%[1-2]。目前南海東部地區(qū)近幾年勘探發(fā)現(xiàn)中古近系低滲透油藏占比較大，受地質(zhì)油藏和海上生產(chǎn)條件限制，油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)多以注水開發(fā)為主，但低滲油藏注水實(shí)際開發(fā)存在注入困難、難以建立完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系等問(wèn)題，導(dǎo)致單井產(chǎn)能低、產(chǎn)量下降快、壓力衰竭快，從而使得預(yù)測(cè)采收率偏低，經(jīng)濟(jì)性整體不高。與注水開發(fā)相比，注氣開發(fā)是一種具有諸多優(yōu)點(diǎn)的開發(fā)方式，可以有效降低界面張力，提高驅(qū)油效率[3-4]?？紤]到南海東部古近系部分油田的氣油比高，除滿足自用氣量外，平臺(tái)富余氣量仍較多，使得在注水開發(fā)方案設(shè)計(jì)過(guò)程中對(duì)基礎(chǔ)方案需進(jìn)行壓產(chǎn)處理，高峰年產(chǎn)及技術(shù)可采都較原方案降低，進(jìn)一步降低了油田的經(jīng)濟(jì)性，油田更加邊際。為此，在南海東部低滲透油田首次開展伴生氣回注提高采收率的研究，聚焦低滲透難動(dòng)用區(qū)塊，采用多種方式評(píng)價(jià)優(yōu)選合適的回注區(qū)塊，并針對(duì)優(yōu)選靶區(qū)進(jìn)行伴生氣回注可行性分析，一方面有益于為目標(biāo)油田后期方案優(yōu)化提供理論決策基礎(chǔ)，另一方面為相似低滲透油田提供經(jīng)驗(yàn)技術(shù)借鑒。

1 注氣靶區(qū)多方法融合評(píng)價(jià)優(yōu)選

南海東部地區(qū)近幾年勘探發(fā)現(xiàn)中古近系低滲透油藏占比較大，但適合進(jìn)行伴生氣回注的油藏難以有效選取。為此，考慮從烴氣地下體積、原油特性、油藏特征、巖石特征等方面入手，首先采用模糊綜合評(píng)價(jià)法和油藏特性分析兩種方法對(duì)南海東部6個(gè)區(qū)塊是否適合伴生氣回注進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，然后通過(guò)分析兩種方法的優(yōu)缺點(diǎn)推薦采用模糊綜合評(píng)價(jià)法，從地質(zhì)油藏特征的角度優(yōu)選出合適的回注氣區(qū)塊。

1.1 油藏特征分析優(yōu)選法

考慮未來(lái)注氣開發(fā)方案的可操作性，重點(diǎn)挑選正在評(píng)價(jià)或正在建設(shè)的區(qū)塊，經(jīng)過(guò)初步篩選，選出南海東部的6個(gè)區(qū)塊進(jìn)行分析。采用油藏特征分析法，重點(diǎn)考慮影響注氣的地質(zhì)油藏因素，分類判斷優(yōu)缺點(diǎn)，并建立打分原則，從而得到不同區(qū)塊的綜合分?jǐn)?shù)，以此初步判斷適合伴生氣回注的區(qū)塊。

綜合各方面因素，分別從流體特征、油藏特征、巖石特征、存在問(wèn)題等方面對(duì)6個(gè)區(qū)塊進(jìn)行分析。對(duì)于適合注氣的正向影響考慮含油飽和度高、地層傾角大、儲(chǔ)層較薄、原油黏度??；負(fù)向影響除以上因素外，還考慮構(gòu)造儲(chǔ)層不落實(shí)、儲(chǔ)層內(nèi)部非均質(zhì)性強(qiáng)，如內(nèi)部斷層發(fā)育、層間和層內(nèi)滲透率級(jí)差大、儲(chǔ)量規(guī)模小[5-6]。

結(jié)合地質(zhì)油藏特征，對(duì)6個(gè)區(qū)塊進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)，列出各區(qū)塊的優(yōu)缺點(diǎn)，見表1。為了定量化分析，同時(shí)本著不因一個(gè)不利因素而否決一個(gè)區(qū)塊的概念，制定打分原則。參考調(diào)研文獻(xiàn)，流度比低有助于采收率的提升，在成功進(jìn)行注烴類氣項(xiàng)目中，原油黏度都小于4 mPa·s，若低于該值則認(rèn)為適合注氣。理想狀態(tài)下，混相驅(qū)和非混相驅(qū)的含油飽和度最低限度分別為26%、51%，考慮若高于51%則定為適合注氣。地層傾角建議為15°以上，滿足定為適合注氣因素。設(shè)定適合注氣的因素加0.1分，不適合注氣的因素減0.05分[7-8]。

通過(guò)打分判斷，適合伴生氣回注的可行性由高到低排序：區(qū)塊2>區(qū)塊6>區(qū)塊4>區(qū)塊3>區(qū)塊1>區(qū)塊5(表1)。區(qū)塊2儲(chǔ)層相對(duì)較薄、地層傾角較大、含油飽和度高、原油黏度小，相對(duì)其他區(qū)塊適合注氣的有利因素更多，因此基于油藏特征分析法，區(qū)塊2最適合伴生氣回注。

1.2 模糊綜合評(píng)價(jià)法

根據(jù)調(diào)研情況[8]分別從原油特性、油藏特征、巖石特征3個(gè)方面建立篩選標(biāo)準(zhǔn)。給定各技術(shù)參數(shù)取值范圍，并根據(jù)技術(shù)參數(shù)的重要程度對(duì)各參數(shù)賦值，再結(jié)合權(quán)重對(duì)各區(qū)塊進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。將參數(shù)分為主要指標(biāo)、次要指標(biāo)和參考指標(biāo)。主要指標(biāo)：儲(chǔ)層滲透率、地層原油黏度、儲(chǔ)層非均質(zhì)性；次要指標(biāo)：含油飽和度、厚度(地層傾角)、壓力；參考指標(biāo)：原油密度、深度。其中，最優(yōu)的情況為地層原油密度低于0.84 g/cm3，原油飽和度>70%，地層原油黏度<1 mPa·s，油藏壓力范圍為15～20 MPa，油藏埋深范圍為1 200～2 000 m，儲(chǔ)層非均質(zhì)性滲透率突進(jìn)系數(shù)<2，滲透率范圍為0.1～10 mD，儲(chǔ)層厚度<10 m，地層傾角在15°以上。

應(yīng)用模糊綜合評(píng)價(jià)法對(duì)6個(gè)井區(qū)進(jìn)行評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)過(guò)程如下：

表1 油藏特征評(píng)價(jià)結(jié)果表Table 1 Reservoir characteristics evaluation result table

(1)建立評(píng)價(jià)對(duì)象的因素論集：U={儲(chǔ)層滲透率，地層原油黏度，儲(chǔ)層連通性，含油飽和度，厚度，壓力，原油密度，深度，溫度}；

(2)確定評(píng)價(jià)對(duì)象：V={區(qū)塊1，區(qū)塊2，區(qū)塊3，區(qū)塊4，區(qū)塊5，區(qū)塊6}；

(3)逐個(gè)對(duì)被評(píng)價(jià)對(duì)象從每個(gè)因素Ui(i=1,2,3,…,m)上進(jìn)行量化，建立模糊關(guān)系矩陣。

(4)對(duì)因素賦權(quán)重值U={0.2,0.2,0.15,0.1,0.09,0.08,0.07,0.06,0.05}；

(5)因素權(quán)重值與模糊關(guān)系矩陣作乘積，最終得到每個(gè)評(píng)價(jià)對(duì)象的得分(表2)。

表2 模糊綜合評(píng)價(jià)區(qū)塊篩選(評(píng)分)表Table 2 Fuzzy comprehensive evaluation block screening and scoring table

通過(guò)模糊綜合評(píng)價(jià)得到了各區(qū)塊的綜合得分，適合伴生氣回注可行性由高到低排序：區(qū)塊2>區(qū)塊6>區(qū)塊5>區(qū)塊3>區(qū)塊1>區(qū)塊4。其中，區(qū)塊4由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)和滲透率相對(duì)較高，綜合評(píng)價(jià)得分最低，其他區(qū)塊的評(píng)分整體差異不大。

1.3 伴生氣回注靶區(qū)的確定

通過(guò)油藏特征分析和模糊綜合評(píng)價(jià)方法，對(duì)6個(gè)區(qū)塊的注伴生氣回注適用性進(jìn)行了定量排序，發(fā)現(xiàn)兩種方法得到的區(qū)塊的排序有所差異。對(duì)比兩種方法發(fā)現(xiàn)，模糊綜合評(píng)價(jià)法可以考慮更多的地質(zhì)油藏特征參數(shù)，并且基于構(gòu)建的評(píng)價(jià)指標(biāo)建立評(píng)價(jià)矩陣，對(duì)結(jié)果向量進(jìn)行解釋的評(píng)價(jià)結(jié)果更為清晰與客觀。因此，推薦采用模糊綜合方法的評(píng)價(jià)結(jié)果作為伴生氣回注靶區(qū)優(yōu)選的評(píng)價(jià)基礎(chǔ)。

從表2可以看出，區(qū)塊2為伴生氣回注試驗(yàn)靶區(qū)，考慮油藏特征分析法區(qū)塊2的綜合得分也為最高，因此，最終推薦區(qū)塊2為伴生氣回注試驗(yàn)靶區(qū)。

2 靶區(qū)伴生氣回注方案研究

在確定了試驗(yàn)靶區(qū)后，靶區(qū)伴生氣回注可行性判斷需要在靜態(tài)地質(zhì)油藏特征分析的基礎(chǔ)上考慮動(dòng)態(tài)影響因素全面進(jìn)行評(píng)估。為此，首先建立目標(biāo)區(qū)塊的半理論模型，模擬得到不同影響因素與油藏采收率的關(guān)系，通過(guò)影響因素顯著性分析得到地質(zhì)和開發(fā)影響因素差異，然后采用目標(biāo)靶區(qū)的實(shí)際油藏模型，基于注氣開發(fā)影響因素分析成果，重點(diǎn)考慮特別顯著的影響因素，進(jìn)一步優(yōu)化注采位置、注采井距等，量化目標(biāo)靶區(qū)伴生氣回注提高采收率開發(fā)效果，從而有效評(píng)估靶區(qū)伴生氣回注方案的可行性。

2.1 注氣混相條件數(shù)值綜合評(píng)價(jià)

為了建立半理論油藏模型，需要分析模型的注氣混相條件。在未確定采用混相驅(qū)還是非混相驅(qū)的情況下，需要通過(guò)其最小混相壓力判斷驅(qū)替方式。采用相態(tài)分析法和長(zhǎng)細(xì)管數(shù)值實(shí)驗(yàn)?zāi)M法綜合判斷確定最小混相壓力。

首先，需要利用流體組分分析軟件PVTSIM對(duì)原油組分進(jìn)行PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合，實(shí)現(xiàn)在缺乏相應(yīng)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)支持的情況下進(jìn)行原油混相條件的研究[9-10]。目標(biāo)區(qū)塊2地層的流體物性參數(shù)來(lái)源于井地層流體分析實(shí)驗(yàn)資料。將原始組分進(jìn)行擬組分合并，采用試湊法，通過(guò)調(diào)整不同臨界壓力和臨界溫度擬合流體的相態(tài)特征，最終飽和壓力和氣油比的擬合結(jié)果見表3。由表可知對(duì)關(guān)鍵參數(shù)飽和壓力和氣油比的擬合結(jié)果誤差接近0%，擬合效果較好。

表3 飽和壓力及氣油比擬合結(jié)果Table 3 Saturation pressure and gas-oil ratio matching results

使用相態(tài)分析方法確定注氣驅(qū)最小混相壓力時(shí)，采用相態(tài)分析軟件PVTSIM進(jìn)行混相壓力計(jì)算。選擇代表性好、相態(tài)擬合參數(shù)場(chǎng)分布符合相態(tài)一般規(guī)律的地層流體樣品作為研究對(duì)象。由于所用伴生氣來(lái)自3個(gè)井區(qū)，注入氣組成要根據(jù)各井區(qū)的生產(chǎn)情況確定。為了研究不同年份下注入氣組成的混相情況，設(shè)置4種不同生產(chǎn)年份下的注入氣。對(duì)2023—2026年的注入氣進(jìn)行三角相圖分析(圖1a所示)，可知該4年的注入氣組分較接近，且均能和地層原油發(fā)生一次混相，同時(shí)計(jì)算得到一次混相壓力均小于原油地層壓力，說(shuō)明注入氣與地層原油在地層條件下容易達(dá)到混相狀態(tài)。

圖1 不同方法注烴氣最小混相壓力模擬結(jié)果Fig.1 Simulation results of minimum miscibility pressure of hydrocarbon injection in different methods

長(zhǎng)細(xì)管數(shù)值實(shí)驗(yàn)?zāi)M法將PVTSIM分析結(jié)果輸入長(zhǎng)細(xì)管機(jī)理模型中，模擬多次接觸情況下的混相過(guò)程，得到多次接觸情況下的最小混相壓力細(xì)管模擬。可以考慮油藏和注入氣體在多孔介質(zhì)中連續(xù)接觸，并在模擬過(guò)程中最大限度地排除重力分異、黏性指進(jìn)等不利因素的影響[11]。設(shè)計(jì)采用組分模型，只考慮在X方向的一維流動(dòng)，在第一個(gè)和最后一個(gè)網(wǎng)格分別設(shè)置1口注氣井和1口生產(chǎn)井。設(shè)計(jì)長(zhǎng)細(xì)管模型網(wǎng)格數(shù)量為1 000×1×1，長(zhǎng)度10 m，直徑1 cm，氣體由第一個(gè)網(wǎng)格注入，原油由第1 000個(gè)網(wǎng)格采出。注入井采用恒定壓力注入的方式，驅(qū)替速度為7.4 mL/h。油氣體系存在Nc個(gè)組分，不考慮水相和重力影響。長(zhǎng)細(xì)管數(shù)值實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1b所示，最小混相壓力見表4。不同年份下的多次接觸最小混相壓力較接近，且均低于原始地層壓力，因此在多次接觸情況下目標(biāo)靶區(qū)注入氣和地層原油易達(dá)到混相狀態(tài)。選取4年注伴生氣條件下最小混相壓力的最大值作為油藏模型的基礎(chǔ)。

表4 不同方法和年份注烴氣最小混相壓力統(tǒng)計(jì)表Table 4 Statistical table for minimum miscible pressure of hydrocarbon injection gas in different methods and years

2.2 注氣開發(fā)影響因素顯著性分析

基于4年注伴生氣條件下最小混相壓力數(shù)值條件建立目標(biāo)靶區(qū)半理論油藏模型，分析不同因素的影響因素和作用機(jī)理，從而進(jìn)行主控因素的顯著性分析，有效指導(dǎo)注氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)。

通過(guò)引入正交試驗(yàn)分析法，從地質(zhì)因素(地層傾角、儲(chǔ)層厚度、儲(chǔ)層滲透率、地層韻律性、滲透率級(jí)差、垂向/水平滲透率比值Kv/Kh)和開發(fā)因素(注采井位、啟動(dòng)壓力梯度、注采井距)兩個(gè)角度出發(fā)設(shè)計(jì)正交實(shí)驗(yàn)表，共設(shè)計(jì)了18組正交試驗(yàn)?zāi)M序列；利用油藏半理論模型，基礎(chǔ)模型網(wǎng)格：100×40×30，網(wǎng)格尺寸：20 m×20 m×1 m，按照表5所示試驗(yàn)數(shù)據(jù)組合調(diào)整模型參數(shù)模擬計(jì)算得到不同試驗(yàn)的采收率。通過(guò)正交試驗(yàn)結(jié)果分析，優(yōu)化影響因素敏感性，有效量化注氣開發(fā)影響因素排序[12]。結(jié)合靶區(qū)不同層實(shí)際的地質(zhì)油藏情況，給定不同因素的敏感范圍，得到不同因素組合模式下的采收率預(yù)測(cè)值，考慮自由度為(3,8)的λ0.1=2.92，λ0.05=4.07，λ0.01=7.59。據(jù)各因素的F值與λ0.1、λ0.05、λ0.01的比較來(lái)確定該因素的影響因素[13]，最終分析影響因素顯著性排序?yàn)椋簡(jiǎn)?dòng)壓力梯度>注采位置>井距>地層傾角>地層韻律>滲透率>Kv/Kh>滲透率級(jí)差(表6)。

表5 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)表Table 5 Orthogonal test design table

2.3 靶區(qū)伴生氣回注方案研究

篩選出的區(qū)塊2縱向上發(fā)育古近系文昌組文二段、文三段和文五段地層，3個(gè)層的動(dòng)用儲(chǔ)量面積疊合程度低，為弱邊水驅(qū)動(dòng)，為此需要進(jìn)一步分析細(xì)化合適的伴生氣回注層位。綜合區(qū)塊地質(zhì)油藏特征，考慮注氣開發(fā)影響因素分析結(jié)論，推薦文五段為主要試采層位。推薦理由為：①地層傾角：文五段實(shí)際地層傾角為15°左右，有利于延緩注入氣突破；②儲(chǔ)層厚度：文五段總有效厚度為18.9 m，其他層相對(duì)較薄，不利于避免氣竄；③滲透率：文五段平均滲透率為7 mD，有利于發(fā)揮氣驅(qū)優(yōu)勢(shì)；④韻律性：復(fù)合韻律利于注氣驅(qū)；⑤Kv/Kh為0.2，有利于避免氣油比快速上升；⑥井網(wǎng)：上部物性相對(duì)較好層位注水方案已進(jìn)入基設(shè)階段，可充分利用注水井降本增效。

表6 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)結(jié)果分析表Table 6 Orthogonal test design results analysis table

類比區(qū)塊2比采油指數(shù)和低滲油田DST圖版，調(diào)研物性相似油田的注氣開發(fā)增產(chǎn)倍數(shù)，綜合確定注氣開發(fā)合理產(chǎn)能。注氣井增產(chǎn)倍數(shù)按注水開發(fā)情況下初期產(chǎn)能的1.8倍計(jì)算[14]。方案考慮分別對(duì)注氣時(shí)機(jī)、生產(chǎn)井型、注氣和生產(chǎn)井位以及注采層位進(jìn)行方案優(yōu)化[15-16]。結(jié)合區(qū)域情況和模擬結(jié)果制定開發(fā)策略，主要考慮充分利用周邊工程設(shè)施降低開發(fā)成本。如表7所示，在注氣時(shí)機(jī)優(yōu)化中，方案1最大含水率低于方案2，且累產(chǎn)更高。在井型優(yōu)化中，考慮文五段有3個(gè)小層，設(shè)計(jì)了4種情況，優(yōu)化發(fā)現(xiàn)定向井多層合采、定向井多層合注的方案動(dòng)用層位最多，開發(fā)效果最好，推薦井型采用定向井合采WC510Ⅱ、WC520Ⅰ和WC510Ⅱ?qū)?。在井位?yōu)化中，根據(jù)地質(zhì)油藏基本情況，設(shè)置高注低采和低注高采兩種方案。對(duì)比方案結(jié)果發(fā)現(xiàn)，由于注入氣總氣量相對(duì)較少，高注低采方案下混相溶劑集中在注入井周圍，不利于后期氣井轉(zhuǎn)油井生產(chǎn)，造成注入氣的浪費(fèi)；而低注高采方案在注氣過(guò)程中未出現(xiàn)注入氣突破的情況，推薦低注高采的方案。在注采層位優(yōu)化中，在盡量保證不同層位均衡注入、縱向波及效率最大化的原則下，考慮5種射開方案，3層全部射開方案的換油率和采收率最高，且分層注氣量最均衡，推薦3小層全部射開進(jìn)行注氣[17-19]。

表7 試驗(yàn)靶區(qū)伴生氣回注方案優(yōu)化結(jié)果Table 7 Optimization results of the associated gas re-injection case in the test target area

綜合方案優(yōu)化結(jié)果，選取對(duì)應(yīng)最優(yōu)的指標(biāo)方案組合，設(shè)計(jì)采用2注1采的方案開發(fā)區(qū)塊2的WC510Ⅱ、WC520Ⅰ和WC520Ⅱ三層，井型均為定向井合注/合采，在投產(chǎn)前6年采用1口注水井、1口注氣井和1口生產(chǎn)井的方式進(jìn)行開發(fā)，投產(chǎn)6年后將注氣井轉(zhuǎn)為注水井，最終技術(shù)可采量為34.73×104m3，采收率為20.3%，井位部署如圖2所示。

圖2 目標(biāo)靶區(qū)回注伴生氣優(yōu)化開發(fā)方案Fig.2 Optimized development plan for associated gas re-injection in the targeted area

3 伴生氣回注方案可行性分析

若不考慮伴生氣回注方案，區(qū)塊2只能采用純注水方案開發(fā)。純注水開發(fā)方案同樣設(shè)計(jì)2注1采，東北區(qū)注水井位置為伴生氣回注方案中注氣井的位置，方案最終采收率僅8.9%，3口開發(fā)井累產(chǎn)僅17.11×104m3，經(jīng)濟(jì)性差。而通過(guò)優(yōu)化后的伴生氣回注方案技術(shù)可采提高17.62×104m3，采收率顯著提高11.4%。兩套方案開發(fā)井?dāng)?shù)相同，年產(chǎn)剖面顯著提高，且穩(wěn)產(chǎn)期明顯延長(zhǎng)，累產(chǎn)也增幅明顯，投入成本未明顯增加的情況下可以有效提高本油田的經(jīng)濟(jì)效益。同時(shí)，注氣方案可以充分利用鄰近開發(fā)油田的伴生氣，節(jié)約了伴生氣處理費(fèi)的同時(shí)，原高產(chǎn)氣油田也無(wú)需進(jìn)一步壓產(chǎn)，大過(guò)其他油田的經(jīng)濟(jì)效益。

圖3 目標(biāo)靶區(qū)伴生氣回注方案與純注水方案對(duì)比Fig.3 Development plan comparison of associated gas re-injection and pure water injection

從年產(chǎn)剖面可以看出，注氣開發(fā)方案可以有效延緩油田遞減，穩(wěn)產(chǎn)年限長(zhǎng)，可以有效提高油田整體的開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益，如圖3所示。因此，認(rèn)為目標(biāo)靶區(qū)采用伴生氣回注和注水聯(lián)動(dòng)的開發(fā)方案可以顯著提高油田采收率，在技術(shù)上是具有可行性的。

4 結(jié)論與建議

(1)模糊綜合評(píng)價(jià)法更適用于伴生氣回注靶區(qū)篩選，量化影響因素綜合分析，有效篩選出伴生氣回注靶區(qū)2。通過(guò)影響因素顯著性分析，明確了靶區(qū)影響因素排序?yàn)椋簡(jiǎn)?dòng)壓力梯度>注采位置>井距>地層傾角>地層韻律>滲透率>Kv/Kh>滲透率級(jí)差。

(2)在實(shí)際模型中建議通過(guò)閥壓設(shè)置來(lái)實(shí)現(xiàn)啟動(dòng)壓力梯度模擬，在此基礎(chǔ)上考慮注采井距、井型等優(yōu)化，確定最佳伴生氣回注方案。分析認(rèn)為目標(biāo)靶區(qū)采用伴生氣回注和注水聯(lián)動(dòng)的開發(fā)方案是最優(yōu)的，對(duì)比純注水開發(fā)，采收率提高幅度達(dá)11.4%。

(3)提出了一套海上深層古近系低滲透儲(chǔ)層注氣可行性分析評(píng)價(jià)方法，對(duì)同類型油田考慮伴生氣回注方案研究具有一定協(xié)助指導(dǎo)意義。但由于注氣混相條件數(shù)值綜合評(píng)價(jià)中缺少實(shí)際室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果，軟件模擬可能存在誤差，若進(jìn)一步考慮現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，建議補(bǔ)充室內(nèi)實(shí)驗(yàn)以降低方案的風(fēng)險(xiǎn)。