王高峰，姚杰，王昊，余光明，羅文利

（1.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國石油勘探開發(fā)研究院），北京100083；2.中國石油塔里木油田公司，新疆庫爾勒841000；3.中國石油吉林油田公司，吉林松原138001；4.中國石油長慶油田公司，陜西西安710021）

世界范圍內(nèi)，注氣驅(qū)油技術(shù)業(yè)已成為產(chǎn)量規(guī)模居第一位的強(qiáng)化采油技術(shù)[1-4]；在氣驅(qū)技術(shù)體系中，CO2驅(qū)可在驅(qū)油利用的同時(shí)實(shí)現(xiàn)碳封存，兼具經(jīng)濟(jì)和環(huán)境效益；CO2驅(qū)油技術(shù)在國外已有60 多年連續(xù)發(fā)展史，技術(shù)成熟配套，應(yīng)用規(guī)模大，且以混相驅(qū)為主[5-6]。在國內(nèi)，氣驅(qū)技術(shù)尚處于試驗(yàn)階段；諸如江蘇草舍CO2混相驅(qū)試驗(yàn)、吉林大情字井地區(qū)CO2混相驅(qū)試驗(yàn)、大慶外圍及海拉爾地區(qū)CO2混相驅(qū)、中原濮城CO2混相驅(qū)試驗(yàn)、吐哈葡北天然氣混相驅(qū)試驗(yàn)和塔里木東河塘天然氣混相驅(qū)試驗(yàn)已獲得良好技術(shù)效果，大力發(fā)展混相驅(qū)有助于增加人們對注氣提高采收率的信心，有助于氣驅(qū)技術(shù)在我國發(fā)展壯大。

作為氣驅(qū)開發(fā)設(shè)計(jì)的一項(xiàng)重要指標(biāo)，生產(chǎn)氣油比的可靠預(yù)測對于地面流體集輸處理工藝流程和建設(shè)規(guī)模的確定，循環(huán)注氣時(shí)用氣規(guī)模的確定和準(zhǔn)備，以及對于氣驅(qū)采油工藝的選擇和優(yōu)化都有指導(dǎo)作用；此外，生產(chǎn)氣油比是注入氣換油率計(jì)算和氣驅(qū)項(xiàng)目技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)和必要依據(jù)。

遺憾的是，用于氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比預(yù)測的油藏工程方法至今還沒有公開報(bào)道，這應(yīng)歸因于氣驅(qū)過程的復(fù)雜性[7-9]：多相滲流與復(fù)雜相變耦合。氣油比取決于產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量兩個(gè)生產(chǎn)指標(biāo)，影響因素眾多；兩個(gè)生產(chǎn)指標(biāo)的直接計(jì)算須在已知飽和度場和油藏壓力場的前提下應(yīng)用達(dá)西定律進(jìn)行，這只能借助于氣驅(qū)數(shù)值模擬技術(shù)；工作經(jīng)驗(yàn)表明，陸相強(qiáng)非均質(zhì)低滲透油藏多組分氣驅(qū)數(shù)值模擬可靠性較低，實(shí)用性差不便于油田注氣技術(shù)人員應(yīng)用的問題比較突出[7-8]。因此，建立一種預(yù)測氣油比的實(shí)用油藏工程方法有一定必要性。在明確產(chǎn)出氣構(gòu)成的基礎(chǔ)上，對不同開發(fā)階段的生產(chǎn)氣油比進(jìn)行了研究：見氣前生產(chǎn)氣油比采用原始溶解氣油比，見氣后的“油墻”集中采出階段借鑒氣驅(qū)油墻描述方法預(yù)測生產(chǎn)氣油比[9]，氣竄后的游離氣形成的氣油比則聯(lián)合應(yīng)用油氣滲流分流方程、Corey 模型和Stone 方程、低滲透油藏氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)[7-8]，以及水氣交替注入段塞比等概念進(jìn)行直接計(jì)算，最終得到了注氣混相驅(qū)項(xiàng)目全生命周期生產(chǎn)氣油比計(jì)算方法，并介紹了新方法的應(yīng)用，進(jìn)一步豐富了低滲透油藏氣驅(qū)油藏工程方法理論體系。

1 氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比計(jì)算方法

1.1 氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比的構(gòu)成

氣驅(qū)開發(fā)油藏產(chǎn)出氣由原油溶解氣和注入氣構(gòu)成。由于生產(chǎn)井見注入氣時(shí)間和見氣濃度存在差異，不同開發(fā)階段產(chǎn)出氣的組分和組成亦有別，氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比可按照見氣前、見氣后和氣竄后三個(gè)階段進(jìn)行預(yù)測。見氣前產(chǎn)出氣為原始溶解氣；見氣后產(chǎn)出氣主要來自以溶解態(tài)存在于“油墻”的原始伴生氣和注入氣，局部區(qū)域或有少量游離氣；氣竄后的產(chǎn)出氣則包括勾通注采井的游離氣和地層油中的溶解氣。此外，地層水中的溶解氣也會(huì)貢獻(xiàn)部分生產(chǎn)氣油比。

油田開發(fā)實(shí)踐中可假設(shè)井底流壓位于泡點(diǎn)壓力附近，則不同階段氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比表示為：

式中：Rsi為地層油的原始溶解氣油比[10]，m3/m3；Rdsw為水溶氣等效生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Rsob為注入氣在油墻中的溶解氣油比（根據(jù)油墻描述成果確定），m3/m3；Rdsr為地層油飽和溶解氣油比，m3/m3；GORpf為游離氣相形成的生產(chǎn)氣油比，m3/m3。

根據(jù)上式，氣驅(qū)全生命周期的生產(chǎn)氣油比由地層油原始溶解氣油比、水溶氣等效氣油比、“油墻”溶解氣油比、游離氣相形成的氣油比，以及地層油飽和溶解氣油比等5 個(gè)物理量確定。由于地層油原始溶解氣油比在注氣之前往往是已知的，下文主要闡述剩余4個(gè)物理量的計(jì)算方法。

1.2 水溶氣等效氣油比計(jì)算方法

可以認(rèn)為，油藏地層水和地層油在漫長成藏史中已經(jīng)達(dá)到了熱動(dòng)力學(xué)平衡狀態(tài)，地層水中也存在溶解氣。地層水一經(jīng)采出即發(fā)生脫氣，其中的溶解氣對生產(chǎn)氣油比也有貢獻(xiàn)，可將這部分生產(chǎn)氣油比命名為水溶氣等效生產(chǎn)氣油比，其計(jì)算方法如下：

式中：RdswT為地層水中氣體總?cè)芙舛萚11]，m3/m3；fwgf為混相或近混相氣驅(qū)綜合含水率，f。

地層水中溶解的氣體可能包括天然伴生氣和注入氣兩部分，不同開發(fā)階段水溶氣的組分和組成可不相同。在見氣前，地層水中僅溶解有天然伴生氣；在見氣后，由于氣驅(qū)“油墻”溶解的注入氣尚未達(dá)到飽和狀態(tài)[9]，并且注入氣優(yōu)先向地層油中溶解，近似認(rèn)為地層水中僅溶解有天然伴生氣；氣竄后，地層出現(xiàn)游離氣，地層油處于飽和溶解狀態(tài)，注入氣在地層水中亦為飽和溶解態(tài)。

因此，不同開發(fā)階段地層水中氣體的總?cè)芙舛瓤杀磉_(dá)如下：

式中：Rdswi為天然伴生氣在地層水中溶解度，m3/m3；Rdswing為注入氣在地層水中的飽和溶解度，m3/m3。

1.3 “油墻”溶解氣油比預(yù)測方法

混相或近混相狀態(tài)下，氣驅(qū)油效率高于水驅(qū)油效率。隨著被高壓擠入油層并朝生產(chǎn)井運(yùn)動(dòng)，注入氣將帶動(dòng)原油中的較輕組分在井間筑起一定規(guī)模的“油墻”，此區(qū)域含油飽和度高于水驅(qū)情形。

高壓氣驅(qū)“油墻”形成過程可分解為“近注氣井輕組分挖掘→輕組分?jǐn)y帶→輕組分堆積→輕組分就地?fù)交烊诤稀彼膫€(gè)子過程。氣驅(qū)“油墻”形成機(jī)制可概括為注入氣與地層油混合體系相變形成的上、下液相之間的“差異化運(yùn)移”和自由富化氣相流動(dòng)前緣由于壓力降落梯度陡然增大引起的“加速凝析加積”[9]。

根據(jù)“油墻”形成過程可知，“油墻”溶解的注入氣有如下來源：一是“差異化運(yùn)移”機(jī)制成墻輕質(zhì)液溶解的注入氣；二是“加速凝析加積”機(jī)制成墻墻輕質(zhì)液溶解的注入氣；三是“加速凝析加積”機(jī)制凝析液加積后剩余富化氣向“油墻”中溶解；四是注入氣以游離態(tài)形式向“油墻”中直接溶解。對于基質(zhì)型油藏，由于氣竄之前“油墻”主體、油墻后緣混相帶與注入氣三者之間的前后序列關(guān)系始終存在，以及產(chǎn)生自由氣相往往要求累積注入氣量達(dá)到0.3HCPV 以上，故在第四部分注入氣在見氣見效階段“油墻”溶氣量中占比很小或不存在，予以忽略。從見氣到氣竄階段，由于“油墻”覆蓋區(qū)域不存在游離氣相，注入氣在“油墻”中的溶解并未達(dá)到飽和狀態(tài)。

基于簡化實(shí)際氣驅(qū)過程的“三步近似法”、物質(zhì)平衡原理和基本相態(tài)原理，將“差異化運(yùn)移”和“加速凝析加積”兩種氣驅(qū)“油墻”形成機(jī)制與揮發(fā)油藏和凝析氣藏開發(fā)實(shí)際經(jīng)驗(yàn)相結(jié)合，可得到低滲透油藏氣驅(qū)“油墻”的溶解氣油比計(jì)算方法[9]：

式中：Rsmc為成墻輕質(zhì)液的溶解氣油比，m3/m3；ρob為“油墻油”密度，kg/m3；ρoe為成墻液輕質(zhì)液密度，kg/m3；Bo為地層原油體積系數(shù)，f；Boe為成墻輕質(zhì)液的體積系數(shù)，f；Bob為油墻體積系數(shù)，f；ρgr為凝析后剩余富化氣的地下密度，kg/m3；ρgrs為凝析后剩余富化氣的地面密度，kg/m3；χs為無因次量；對于CO2驅(qū)k取值0.07。

1.4 飽和溶解氣油比預(yù)測方法

飽和溶解氣油比系指地層油中溶解注入氣直至飽和狀態(tài)時(shí)的溶解氣油比。飽和溶解氣油比可根據(jù)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)有關(guān)結(jié)果精確確定，亦可經(jīng)過數(shù)學(xué)計(jì)算得到。根據(jù)物質(zhì)的量與體積之間的換算方法，不難得到注入氣在地層油中的摩爾含量與飽和溶解氣油比之間的定量關(guān)系：

式中：ning為注入氣在地層油中的摩爾含量，f；ρo為地層油密度，kg/m3；MWo為地層油分子量，g/mol。

1.5 游離氣形成的生產(chǎn)氣油比預(yù)測方法

將氣竄后的游離氣相流度記為Mgf，油相流度記為Mo，則根據(jù)油氣滲流分流方程，游離氣引起的氣油比折算到地面條件下可寫作：

式中：Mgf為氣竄后游離氣相流度，10-3μm2/（mPa·s）；Mo為油相流度，10-3μm2/（mPa·s）；Bg為游離氣相的體積系數(shù)，f；Krgf為游離氣體的相對滲透率，f；Kro為地層油的相對滲透率，f；μg為油藏條件下游離氣相黏度，mPa·s；μo為地層油黏度，mPa·s。

三相共存時(shí)的氣體相對滲透率根據(jù)油氣兩相和水氣兩相Stone模型的三次型乘積進(jìn)行估算：

式中：Krgow為不可動(dòng)液相飽和度時(shí)的氣體相對滲透率，一般取0.5；Sg為氣竄后油藏平均含氣飽和度，f；Sgr為殘余氣（臨界含氣）飽和度，f；Swc為束縛水飽和度，f；Sorg為氣驅(qū)殘余油飽和度，f。

混相驅(qū)或近混相驅(qū)時(shí)，地層壓力得以保持，可以近似認(rèn)為采出流體騰退的油藏空間完全被注入的流體充填占據(jù)。水氣交替注入的飽和度低于單相流體連續(xù)注入時(shí)的飽和度，能夠降低含水率或者氣油比，并擴(kuò)大注入氣的波及體積，因而成為低成本改善氣驅(qū)效果的主要做法。將水氣段塞比記為rwgs，則水氣交替注入時(shí)的含氣飽和度近似為：

式中：Sgp為與采出游離氣相應(yīng)的含氣飽和度，f；Soi為原始含油飽和度，f；Bw為地層水體積系數(shù)，f；rwgs為水氣段塞比，f；Rvg為氣驅(qū)采油速度，f；n為累計(jì)注氣年份，f；i為代氣驅(qū)開發(fā)年份，f。

與某階段采出游離氣相應(yīng)的含氣飽和度為：

式中：Sgp為階段采出游離氣相應(yīng)的含氣飽和度，f；Qog為某時(shí)間段的氣驅(qū)產(chǎn)量水平，m3/a；No為原油地質(zhì)儲量，m3。

氣驅(qū)含水率可由氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)近似計(jì)算：

式中：Fgw為低滲透油藏氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)，f；fw為水驅(qū)綜合含水率（可借鑒同類型油藏水驅(qū)經(jīng)驗(yàn)），f。

地層油的相對滲透率按Corey模型測算：

式中：Kro為地層油的相對滲透率，f；So為某時(shí)刻的氣驅(qū)剩余油飽和度，f。

某開發(fā)年末的氣驅(qū)剩余油飽和度為：

式（12）中的氣驅(qū)采油速度計(jì)算方法為：

根據(jù)采收率等于波及系數(shù)和驅(qū)油效率之積這一油藏工程基本原理可得到低滲透油藏氣驅(qū)產(chǎn)量預(yù)測普適方法[7-8]：

式中：Qow為“同期的”水驅(qū)產(chǎn)量水平，m3/a。

上式中的低滲透油藏氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)Fgw被嚴(yán)格定義為見效后某時(shí)間的氣驅(qū)產(chǎn)量與“同期的”水驅(qū)產(chǎn)量水平之比（即虛擬該油藏不注氣，而是持續(xù)注水開發(fā)），確定方法如下[7-8]：

式中：R1為氣和水的初始驅(qū)油效率之比，f；R2為轉(zhuǎn)氣驅(qū)時(shí)廣義可采儲量采出程度，f；EDgi為氣的初始（油藏未動(dòng)用時(shí)）驅(qū)油效率，f；EDwi為水的初始驅(qū)油效率，f；Re0為轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)采出程度，f。

根據(jù)上式，若想獲得氣驅(qū)產(chǎn)量變化，就須知“同期的”水驅(qū)產(chǎn)量。由于注氣之前的水驅(qū)產(chǎn)量是已知的，根據(jù)水驅(qū)遞減規(guī)律（比如指數(shù)遞減）即可預(yù)測后續(xù)開發(fā)年份的水驅(qū)產(chǎn)量水平：

式中：t為開發(fā)年份，a；Qow為某年份的水驅(qū)產(chǎn)量水平，m3；Qow0為注氣之前一年內(nèi)的水驅(qū)產(chǎn)量水平，m3；Dw為水驅(qū)產(chǎn)量年遞減率，f。

注氣之前一年內(nèi)的水驅(qū)采油速度為：

式中：Rvw0為注氣之前一年內(nèi)的水驅(qū)采油速度，f。

將式（13）—（17）代入式（12）得到某開發(fā)年份末的氣驅(qū)剩余油飽和度為：

將式（7）—式（11）、式（15）和式（18）代入式（6），即可得到游離氣相引起的生產(chǎn)氣油比。

1.6 氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比預(yù)測方法與時(shí)間的關(guān)系

氣驅(qū)開發(fā)階段可劃分為從注氣到見氣前階段（第1 階段）、從見氣到氣竄前（第2 階段）和氣竄后（第3階段）等3個(gè)階段。第1階段和第2階段的時(shí)間交點(diǎn)為油藏整體見氣見效時(shí)間[12]，其確定方法詳見參考文獻(xiàn)12。第2 階段持續(xù)的時(shí)間受控于混相氣驅(qū)“油墻”主體被采出的時(shí)間，也就是“油墻集中采出時(shí)間”[13]，其確定方法詳見參考文獻(xiàn)13。第3 階段的開始時(shí)間即為“油墻集中采出時(shí)間”的結(jié)束時(shí)間，對于正常注氣油藏，第3階段將持續(xù)到項(xiàng)目評價(jià)期末。

借助“油藏整體見氣見效時(shí)間”和“油墻集中采出時(shí)間”等概念，本文“3 段式”生產(chǎn)氣油比預(yù)測油藏工程方法與時(shí)間軸建立了聯(lián)系，與3個(gè)氣驅(qū)開發(fā)階段相匹配。

2 應(yīng)用示例

2.1 黑79南CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)氣油比計(jì)算

利用本文方法計(jì)算了吉林油田黑79南區(qū)塊CO2驅(qū)試驗(yàn)項(xiàng)目的生產(chǎn)氣油比變化情況。相關(guān)中間參數(shù)取值：飽和凝析液與揮發(fā)油地下密度一般在650～750 kg/m，建議成墻輕質(zhì)液地下密度取值700 kg/m3；參照凝析氣和揮發(fā)油組成及分子量分布特點(diǎn)，成墻輕質(zhì)液分子量取值50 g/mol；地層原油體積系數(shù)1.17；成墻輕質(zhì)液體積系數(shù)為2.27；凝析后剩余富化氣的地下密度570 kg/m3；凝析后剩余富化氣的地面密度2.0 kg/m3；油墻體積系數(shù)1.27；還可計(jì)算出油墻密度752 kg/m3，無因次量χs等于0.13；天然伴生氣在地層水中溶解度2.5 m3/m3；注入CO2在地層水中的飽和溶解度20 m3/m3。將這些數(shù)據(jù)代入公式（2）計(jì)算得黑79南CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)從見氣到氣竄前階段生產(chǎn)氣油比88.1 m3/m3，遠(yuǎn)高于原始溶解氣油比35 m3/m3，這將造成泡點(diǎn)壓力顯著升高。

黑79 南CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)地層油黏度2.0 mPa·s，注氣時(shí)油藏綜合含水率約26 %，注氣前采出程度約11 %，CO2驅(qū)采油速度2.0 %左右，束縛氣飽和度2.5 %，氣驅(qū)殘余油飽和度10 %，初始含油飽和度35%，可計(jì)算出氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)1.5，根據(jù)水驅(qū)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和遞減規(guī)律得到“同期的”水驅(qū)產(chǎn)量分布，再根據(jù)式（15）將“同期的”水驅(qū)產(chǎn)量乘以氣驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)即得氣驅(qū)產(chǎn)量剖面，利用這些參數(shù)預(yù)測黑79 南區(qū)塊區(qū)塊CO2驅(qū)游離氣油比。由圖1可知，“三段式”氣油比預(yù)測油藏工程方法可以捕捉到氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比主要變化特征。

圖1 黑79南CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)氣油比變化情況Fig.1 Variation of produced gas-oil ratio in CO2 flooding test area,south of Hei-79

2.2 水氣交替注入對游離氣油比的影響

低滲透油藏H 實(shí)施CO2混相驅(qū)，地層油黏度為1.80 mPa·s，注氣時(shí)油藏綜合含水率約45%，注氣前采出程度約3.5%，初始含油飽和度55%，原始溶解氣油比34.5 %；CO2混相驅(qū)油效率80 %，水驅(qū)油效率54.8%，CO2地下密度550 kg/m3，CO2驅(qū)最小混相壓力23.0 MPa，束縛氣飽和度4.0 %，氣驅(qū)殘余油飽和度11%，同類型油藏水驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)期采油速度約1.7%，水驅(qū)產(chǎn)量年度綜合遞減率約10%。利用式（12）計(jì)算得到該油藏CO2驅(qū)增產(chǎn)倍數(shù)1.51，利用式（11）求得該油藏CO2驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)采油速度約2.56%。將這些參數(shù)代入式（5）、式（6）、式（7）和式（15），對水氣交替注入條件下項(xiàng)目評價(jià)期（15 a）內(nèi)生產(chǎn)氣油比進(jìn)行了研究。從圖2可以看到，水氣交替注入對生產(chǎn)氣油比影響很大，水氣段塞比為1時(shí)評價(jià)期末生產(chǎn)氣油比為924 m3/m3，而連續(xù)注氣時(shí)評價(jià)期末生產(chǎn)氣油比為2 450 m3/m3。

圖2 不同注入方式下的生產(chǎn)氣油比變化情況Fig.2 Variation of produced gas-oil ratio under different injection modes

3 結(jié)論

1）氣驅(qū)產(chǎn)出氣具有地層油原始溶解氣、地層水溶氣、氣驅(qū)“油墻”溶解氣、地層油飽和溶解氣及游離氣等5種來源，建立了低滲透油藏混相氣驅(qū)項(xiàng)目不同來源生產(chǎn)氣油比確定方法，提出了生產(chǎn)氣油比“3 段式”預(yù)測油藏工程方法。

2）注氣混相驅(qū)開發(fā)低滲透油藏見氣前階段生產(chǎn)氣油比體現(xiàn)油藏流體原始溶解氣油比水平，從見氣到氣竄前階段生產(chǎn)氣油比反映氣驅(qū)“油墻”溶氣能力，氣竄后生產(chǎn)氣油比的增長態(tài)勢則受游離氣形成的氣油比拉動(dòng)；與連續(xù)注氣情形相比，采取合理水氣段塞比實(shí)施水氣交替注入可以顯著降低氣竄后階段的生產(chǎn)氣油比。

3）“3段式”預(yù)測油藏工程方法能夠捕捉到低滲透油藏氣驅(qū)生產(chǎn)氣油比主要變化特征，可以量化水氣交替注入?yún)?shù)對生產(chǎn)氣油比的影響，對注氣方案設(shè)計(jì)和氣驅(qū)油藏管理有一定指導(dǎo)作用。

展望：油藏注氣開發(fā)過程具有復(fù)雜性，氣油比等生產(chǎn)指標(biāo)既受油藏驅(qū)替規(guī)律影響，還受到人工操作因素影響，人們對氣驅(qū)規(guī)律的認(rèn)識是有限的。人工操作因素（注采井工作制度的設(shè)定、水氣段塞比的變化等）如何影響生產(chǎn)氣油尚待深入研究；相變與驅(qū)替耦合作用下的多相滲流相對滲透率等關(guān)鍵參數(shù)計(jì)算方法還遠(yuǎn)未完善；一維驅(qū)替問題的研究結(jié)果如何過渡到三維油藏；理論上應(yīng)該存在可預(yù)測氣驅(qū)全生命周期生產(chǎn)氣油比的統(tǒng)一公式，或不必分階段研究等問題都值得油田開發(fā)研究人員認(rèn)真思考。這些問題的解決對于精準(zhǔn)指導(dǎo)氣驅(qū)生產(chǎn)和升級氣驅(qū)油田開發(fā)理論都有莫大的益處。

致謝：成文過程中，得到了中國石油科技管理部羅凱處長（本刊第二屆編委會(huì)委員）和中國石油勘探開發(fā)研究院秦積舜教授的指導(dǎo)，筆者表示誠摯謝意！