低滲透油藏氣驅注采比和注氣量設計

王高峰，雷友忠，譚俊領，姚 杰，秦積舜

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石油大慶油田有限責任公司，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，同類型油藏混相驅增油效果好于非混相驅［1-5］，提高驅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］。對于埋藏深且驅替難度大的低滲透油藏，盡管實施混相驅對工程的要求更高，混相驅項目數仍然遠多于非混相驅項目數［2］。細管實驗表明，地層壓力水平決定混相程度和氣驅油效率，為在給定時間內將地層壓力提高到目標水平，合理氣驅注采比確定成為氣驅開發方案編制的一個重要問題。

在中國低滲透油藏注氣開發中，氣驅注采比設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“應混未混”項目出現［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中國目前驅油用廉價二氧化碳氣源嚴重不足；天然氣對外依存度持續升高，烴類氣驅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，非純氣體混相驅的注采比顯然不同于純組分氣驅。③“混合水氣交替聯合周期生產”（HWAG-PP）氣驅生產模式在中國低滲透油藏注氣項目中得到廣泛應用，嚴格測算氣段塞注入期間的注采比對于調節地層壓力有重要作用。④中國全生命周期氣驅項目較少，氣驅油藏管理經驗不夠成熟，氣驅開發理論不完備，特別是注氣中后期（氣竄后）也面臨著確定合理氣驅注采比以優化油藏管理的問題。上述問題與氣驅注采比設計密不可分，即通過合理設計注采比，才能在給定時間內將地層壓力提高到或者保持在目標水平。

氣驅注采比的研究可以借鑒水驅注采比研究方法和思路。前人關于水驅注采比的研究方法主要有：物質平衡原理與水驅生產關鍵指標經驗變化規律相結合的方法［9-10］，水驅特征曲線與注采比定義相結合的方法［11-12］，融合注采井數和諸生產指標經驗變化規律聯合優化注采比的方法［13］，全參數優化的數值模擬方法［14］；國際上至今也沒有關于氣驅注采比確定理論方法的公開報道［1，4-5，15］。筆者認為，這是因為氣驅過程更為復雜，在編制注氣方案時傾向于采用數值模擬技術，加上國外混相驅較易實現，對注采比設計需求不太高。由于低滲透油藏多組分氣驅數值模擬可靠性低、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注采比有其必要性。為此，筆者根據物質平衡原理，較為全面地考慮多種影響因素，建立低滲透油藏氣驅注采比和注氣量確定油藏工程方法，進一步豐富氣驅開發方案設計油藏工程理論方法體系［15-17］。

1 理論推導

1.1 氣驅注采比計算

考慮注入氣溶解、油藏流體膨脹、儲層壓敏效應[18]、注入氣成礦固化[19]、天然裂縫輸導和干層吸氣、注氣井組和外部液量交換、氣油比構成等因素，忽略出砂因素，根據物質平衡原理，在某一注氣階段，油藏內注入與采出各相流體體積之間存在關系，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氣油比為：

若無溶解作用，注入氣所波及區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，則該區域含氣飽和度為：

將（13）式代入（12）式，得：

注入氣驅離原地的水近似等于階段產出水，注入氣波及區含水飽和度可寫為：

注入氣波及區域內的剩余油、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：

注入氣溶解引發的油藏流體膨脹為：

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

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

實踐中發現存在干層吸氣現象，干層吸氣量可以按照地層系數法進行描述：

根據地層系數法，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。將注氣井組區域視為一口“大井”，則“大井”井底流壓等于注氣井區的地層壓力。如果注氣井區的地層壓力低于注氣井區外部地層壓力，則“大井”為匯；反之，“大井”為源。根據達西定律可以得到外部與“大井”換液量估算式：

聯立（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注采比分別為：

1.2 注氣量設計方法

根據氣驅增產倍數概念［6-7］，單井日產液的地下體積可表示為：

利用基于采出油水兩相的氣驅注采比計算公式，可以得到相應的單井注氣量：

將（38）式代入（39）式，可得到：

2 應用實例

在獲取背景資料后，吉林油田黑59 區塊CO2混相驅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，氣驅增壓見效階段地層壓力升高約8 MPa，氣驅增產倍數約為1.5［6］，束縛氣飽和度為4%，氣驅殘余油飽和度為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驅穩產期采油速度約為2.5%。

應用（26）和（27）式計算了該區塊氣驅注采比。結果（圖1）表明，從開始注氣到2014年間，早期高速注氣恢復地層壓力階段的注采比高達2.5，正常生產后開始下降，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計方法的可靠性。該區塊在連續注氣下，基于采出油水兩相地下體積的氣驅注采比變化曲線在氣竄后呈現上翹態勢（圖2），遠大于基于采出油氣水三相流體地下體積的氣驅注采比。水氣交替注入方式下，該區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注采比進行配注是可行的。

圖1 H59 CO2驅試驗區注采比變化情況Fig.1 Variation of injection-production ratio of CO2flooding in Block H59

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

根據（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（40）式計算見氣后正常生產階段單井日注量為23.4 t/d，與實際單井日注量（25 t/d）接近。

3 結論

推導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注采比計算公式，進一步豐富了注氣驅油開發方案設計油藏工程方法理論體系。

連續注氣時，基于采出油水兩相地下體積的氣驅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注采比進行配注。

水氣交替注入時，生產氣油比升高得以有效控制，研究周期內按照基于采出油水兩相地下體積的氣驅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；Ginnet——進入目標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至油藏之外部分的注入水量），m3；Bw——水相體積系數；ΔLexpand——注入氣溶解引發的油藏流體膨脹，m3；Winv——外部環境向注氣區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；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——裂縫輸導氣量，m3；ΔVPp——地層壓力升高引起的壓敏介質孔隙體積膨脹，m3；VPchem——注入氣成礦反應引起的孔隙體積變化，m3；Vp——孔隙體積，m3；Ct——綜合壓縮系數，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，MPa-1；Sw——波及區含水飽和度；Cw——水相壓縮系數，MPa-1；Sg——含氣飽和度；Cg——氣相壓縮系數，MPa-1；C?——巖石壓縮系數，MPa-1；VPchemG——注入氣可能造成的酸巖反應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氣油比，m3/m3；Gping——注入氣中被采出部分，m3；GOR——生產氣油比，m3/m3；Rsi——原始溶解氣油比，m3/m3；VGsweep——注入氣所波及區域的孔隙體積，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——注入氣波及區剩余油體積，m3；VGsweep——注入氣波及體積，m3；Vw-insweep——注入氣波及區水相體積，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增量；ΔBwD——溶解注入氣后地層水體積系數增量；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——裂縫內氣體流速，m/s；rw——井筒半徑，m；vmatrix——基質內氣體流速，m/s；he——有效厚度，m；veffg——有效厚度內氣體流速，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“大井”等效半徑，m；Kw——水相滲透率，mD；μw——地層水黏度，mPa·s；prg——研究時間段內注氣井區地層壓力的平均值，MPa；prex——注氣井區外部地層壓力，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注采比；FCPGF，RIPn，Fdry&frac，FSRB，F3P，FBGRF，Ffracflow，Fdryflow——中 間變量；RIPm3——基于采出油、水、氣三相地下體積的氣驅注采比；Rvgc——折算到研究時域的氣驅采油速度；Fdwk，FrNTGK——中間變量，m；NTG——凈毛比（有效厚度與地層厚度之比）；Lrwell——單井日產液的地下體積，m3；qog——氣驅單井日產油量，m3/d；qow——“同期的”水驅單井日產油量，m3/d；qinj——單井日注氣量，t/d；no——生產井數，口；ninj——注氣井數，口；ρg——注入氣地下密度，t/m3；λ——生產井與注氣井數之比。