低渗透油藏混相气驱生产气油比预测

王高峰，姚杰，王昊，余光明，罗文利

（1.提高石油采收率国家重点实验室（中国石油勘探开发研究院），北京100083；2.中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒841000；3.中国石油吉林油田公司，吉林松原138001；4.中国石油长庆油田公司，陕西西安710021）

世界范围内，注气驱油技术业已成为产量规模居第一位的强化采油技术[1-4]；在气驱技术体系中，CO2驱可在驱油利用的同时实现碳封存，兼具经济和环境效益；CO2驱油技术在国外已有60 多年连续发展史，技术成熟配套，应用规模大，且以混相驱为主[5-6]。在国内，气驱技术尚处于试验阶段；诸如江苏草舍CO2混相驱试验、吉林大情字井地区CO2混相驱试验、大庆外围及海拉尔地区CO2混相驱、中原濮城CO2混相驱试验、吐哈葡北天然气混相驱试验和塔里木东河塘天然气混相驱试验已获得良好技术效果，大力发展混相驱有助于增加人们对注气提高采收率的信心，有助于气驱技术在我国发展壮大。

作为气驱开发设计的一项重要指标，生产气油比的可靠预测对于地面流体集输处理工艺流程和建设规模的确定，循环注气时用气规模的确定和准备，以及对于气驱采油工艺的选择和优化都有指导作用；此外，生产气油比是注入气换油率计算和气驱项目技术经济评价的关键参数和必要依据。

遗憾的是，用于气驱生产气油比预测的油藏工程方法至今还没有公开报道，这应归因于气驱过程的复杂性[7-9]：多相渗流与复杂相变耦合。气油比取决于产油量和产气量两个生产指标，影响因素众多；两个生产指标的直接计算须在已知饱和度场和油藏压力场的前提下应用达西定律进行，这只能借助于气驱数值模拟技术；工作经验表明，陆相强非均质低渗透油藏多组分气驱数值模拟可靠性较低，实用性差不便于油田注气技术人员应用的问题比较突出[7-8]。因此，建立一种预测气油比的实用油藏工程方法有一定必要性。在明确产出气构成的基础上，对不同开发阶段的生产气油比进行了研究：见气前生产气油比采用原始溶解气油比，见气后的“油墙”集中采出阶段借鉴气驱油墙描述方法预测生产气油比[9]，气窜后的游离气形成的气油比则联合应用油气渗流分流方程、Corey 模型和Stone 方程、低渗透油藏气驱增产倍数[7-8]，以及水气交替注入段塞比等概念进行直接计算，最终得到了注气混相驱项目全生命周期生产气油比计算方法，并介绍了新方法的应用，进一步丰富了低渗透油藏气驱油藏工程方法理论体系。

1 气驱生产气油比计算方法

1.1 气驱生产气油比的构成

气驱开发油藏产出气由原油溶解气和注入气构成。由于生产井见注入气时间和见气浓度存在差异，不同开发阶段产出气的组分和组成亦有别，气驱生产气油比可按照见气前、见气后和气窜后三个阶段进行预测。见气前产出气为原始溶解气；见气后产出气主要来自以溶解态存在于“油墙”的原始伴生气和注入气，局部区域或有少量游离气；气窜后的产出气则包括勾通注采井的游离气和地层油中的溶解气。此外，地层水中的溶解气也会贡献部分生产气油比。

油田开发实践中可假设井底流压位于泡点压力附近，则不同阶段气驱生产气油比表示为：

式中：Rsi为地层油的原始溶解气油比[10]，m3/m3；Rdsw为水溶气等效生产气油比，m3/m3；Rsob为注入气在油墙中的溶解气油比（根据油墙描述成果确定），m3/m3；Rdsr为地层油饱和溶解气油比，m3/m3；GORpf为游离气相形成的生产气油比，m3/m3。

根据上式，气驱全生命周期的生产气油比由地层油原始溶解气油比、水溶气等效气油比、“油墙”溶解气油比、游离气相形成的气油比，以及地层油饱和溶解气油比等5 个物理量确定。由于地层油原始溶解气油比在注气之前往往是已知的，下文主要阐述剩余4个物理量的计算方法。

1.2 水溶气等效气油比计算方法

可以认为，油藏地层水和地层油在漫长成藏史中已经达到了热动力学平衡状态，地层水中也存在溶解气。地层水一经采出即发生脱气，其中的溶解气对生产气油比也有贡献，可将这部分生产气油比命名为水溶气等效生产气油比，其计算方法如下：

式中：RdswT为地层水中气体总溶解度[11]，m3/m3；fwgf为混相或近混相气驱综合含水率，f。

地层水中溶解的气体可能包括天然伴生气和注入气两部分，不同开发阶段水溶气的组分和组成可不相同。在见气前，地层水中仅溶解有天然伴生气；在见气后，由于气驱“油墙”溶解的注入气尚未达到饱和状态[9]，并且注入气优先向地层油中溶解，近似认为地层水中仅溶解有天然伴生气；气窜后，地层出现游离气，地层油处于饱和溶解状态，注入气在地层水中亦为饱和溶解态。

因此，不同开发阶段地层水中气体的总溶解度可表达如下：

式中：Rdswi为天然伴生气在地层水中溶解度，m3/m3；Rdswing为注入气在地层水中的饱和溶解度，m3/m3。

1.3 “油墙”溶解气油比预测方法

混相或近混相状态下，气驱油效率高于水驱油效率。随着被高压挤入油层并朝生产井运动，注入气将带动原油中的较轻组分在井间筑起一定规模的“油墙”，此区域含油饱和度高于水驱情形。

高压气驱“油墙”形成过程可分解为“近注气井轻组分挖掘→轻组分携带→轻组分堆积→轻组分就地掺混融合”四个子过程。气驱“油墙”形成机制可概括为注入气与地层油混合体系相变形成的上、下液相之间的“差异化运移”和自由富化气相流动前缘由于压力降落梯度陡然增大引起的“加速凝析加积”[9]。

根据“油墙”形成过程可知，“油墙”溶解的注入气有如下来源：一是“差异化运移”机制成墙轻质液溶解的注入气；二是“加速凝析加积”机制成墙墙轻质液溶解的注入气；三是“加速凝析加积”机制凝析液加积后剩余富化气向“油墙”中溶解；四是注入气以游离态形式向“油墙”中直接溶解。对于基质型油藏，由于气窜之前“油墙”主体、油墙后缘混相带与注入气三者之间的前后序列关系始终存在，以及产生自由气相往往要求累积注入气量达到0.3HCPV 以上，故在第四部分注入气在见气见效阶段“油墙”溶气量中占比很小或不存在，予以忽略。从见气到气窜阶段，由于“油墙”覆盖区域不存在游离气相，注入气在“油墙”中的溶解并未达到饱和状态。

基于简化实际气驱过程的“三步近似法”、物质平衡原理和基本相态原理，将“差异化运移”和“加速凝析加积”两种气驱“油墙”形成机制与挥发油藏和凝析气藏开发实际经验相结合，可得到低渗透油藏气驱“油墙”的溶解气油比计算方法[9]：

式中：Rsmc为成墙轻质液的溶解气油比，m3/m3；ρob为“油墙油”密度，kg/m3；ρoe为成墙液轻质液密度，kg/m3；Bo为地层原油体积系数，f；Boe为成墙轻质液的体积系数，f；Bob为油墙体积系数，f；ρgr为凝析后剩余富化气的地下密度，kg/m3；ρgrs为凝析后剩余富化气的地面密度，kg/m3；χs为无因次量；对于CO2驱k取值0.07。

1.4 饱和溶解气油比预测方法

饱和溶解气油比系指地层油中溶解注入气直至饱和状态时的溶解气油比。饱和溶解气油比可根据注气膨胀实验有关结果精确确定，亦可经过数学计算得到。根据物质的量与体积之间的换算方法，不难得到注入气在地层油中的摩尔含量与饱和溶解气油比之间的定量关系：

式中：ning为注入气在地层油中的摩尔含量，f；ρo为地层油密度，kg/m3；MWo为地层油分子量，g/mol。

1.5 游离气形成的生产气油比预测方法

将气窜后的游离气相流度记为Mgf，油相流度记为Mo，则根据油气渗流分流方程，游离气引起的气油比折算到地面条件下可写作：

式中：Mgf为气窜后游离气相流度，10-3μm2/（mPa·s）；Mo为油相流度，10-3μm2/（mPa·s）；Bg为游离气相的体积系数，f；Krgf为游离气体的相对渗透率，f；Kro为地层油的相对渗透率，f；μg为油藏条件下游离气相黏度，mPa·s；μo为地层油黏度，mPa·s。

三相共存时的气体相对渗透率根据油气两相和水气两相Stone模型的三次型乘积进行估算：

式中：Krgow为不可动液相饱和度时的气体相对渗透率，一般取0.5；Sg为气窜后油藏平均含气饱和度，f；Sgr为残余气（临界含气）饱和度，f；Swc为束缚水饱和度，f；Sorg为气驱残余油饱和度，f。

混相驱或近混相驱时，地层压力得以保持，可以近似认为采出流体腾退的油藏空间完全被注入的流体充填占据。水气交替注入的饱和度低于单相流体连续注入时的饱和度，能够降低含水率或者气油比，并扩大注入气的波及体积，因而成为低成本改善气驱效果的主要做法。将水气段塞比记为rwgs，则水气交替注入时的含气饱和度近似为：

式中：Sgp为与采出游离气相应的含气饱和度，f；Soi为原始含油饱和度，f；Bw为地层水体积系数，f；rwgs为水气段塞比，f；Rvg为气驱采油速度，f；n为累计注气年份，f；i为代气驱开发年份，f。

与某阶段采出游离气相应的含气饱和度为：

式中：Sgp为阶段采出游离气相应的含气饱和度，f；Qog为某时间段的气驱产量水平，m3/a；No为原油地质储量，m3。

气驱含水率可由气驱增产倍数近似计算：

式中：Fgw为低渗透油藏气驱增产倍数，f；fw为水驱综合含水率（可借鉴同类型油藏水驱经验），f。

地层油的相对渗透率按Corey模型测算：

式中：Kro为地层油的相对渗透率，f；So为某时刻的气驱剩余油饱和度，f。

某开发年末的气驱剩余油饱和度为：

式（12）中的气驱采油速度计算方法为：

根据采收率等于波及系数和驱油效率之积这一油藏工程基本原理可得到低渗透油藏气驱产量预测普适方法[7-8]：

式中：Qow为“同期的”水驱产量水平，m3/a。

上式中的低渗透油藏气驱增产倍数Fgw被严格定义为见效后某时间的气驱产量与“同期的”水驱产量水平之比（即虚拟该油藏不注气，而是持续注水开发），确定方法如下[7-8]：

式中：R1为气和水的初始驱油效率之比，f；R2为转气驱时广义可采储量采出程度，f；EDgi为气的初始（油藏未动用时）驱油效率，f；EDwi为水的初始驱油效率，f；Re0为转驱时采出程度，f。

根据上式，若想获得气驱产量变化，就须知“同期的”水驱产量。由于注气之前的水驱产量是已知的，根据水驱递减规律（比如指数递减）即可预测后续开发年份的水驱产量水平：

式中：t为开发年份，a；Qow为某年份的水驱产量水平，m3；Qow0为注气之前一年内的水驱产量水平，m3；Dw为水驱产量年递减率，f。

注气之前一年内的水驱采油速度为：

式中：Rvw0为注气之前一年内的水驱采油速度，f。

将式（13）—（17）代入式（12）得到某开发年份末的气驱剩余油饱和度为：

将式（7）—式（11）、式（15）和式（18）代入式（6），即可得到游离气相引起的生产气油比。

1.6 气驱生产气油比预测方法与时间的关系

气驱开发阶段可划分为从注气到见气前阶段（第1 阶段）、从见气到气窜前（第2 阶段）和气窜后（第3阶段）等3个阶段。第1阶段和第2阶段的时间交点为油藏整体见气见效时间[12]，其确定方法详见参考文献12。第2 阶段持续的时间受控于混相气驱“油墙”主体被采出的时间，也就是“油墙集中采出时间”[13]，其确定方法详见参考文献13。第3 阶段的开始时间即为“油墙集中采出时间”的结束时间，对于正常注气油藏，第3阶段将持续到项目评价期末。

借助“油藏整体见气见效时间”和“油墙集中采出时间”等概念，本文“3 段式”生产气油比预测油藏工程方法与时间轴建立了联系，与3个气驱开发阶段相匹配。

2 应用示例

2.1 黑79南CO2驱试验区气油比计算

利用本文方法计算了吉林油田黑79南区块CO2驱试验项目的生产气油比变化情况。相关中间参数取值：饱和凝析液与挥发油地下密度一般在650～750 kg/m，建议成墙轻质液地下密度取值700 kg/m3；参照凝析气和挥发油组成及分子量分布特点，成墙轻质液分子量取值50 g/mol；地层原油体积系数1.17；成墙轻质液体积系数为2.27；凝析后剩余富化气的地下密度570 kg/m3；凝析后剩余富化气的地面密度2.0 kg/m3；油墙体积系数1.27；还可计算出油墙密度752 kg/m3，无因次量χs等于0.13；天然伴生气在地层水中溶解度2.5 m3/m3；注入CO2在地层水中的饱和溶解度20 m3/m3。将这些数据代入公式（2）计算得黑79南CO2驱试验区从见气到气窜前阶段生产气油比88.1 m3/m3，远高于原始溶解气油比35 m3/m3，这将造成泡点压力显著升高。

黑79 南CO2驱试验区地层油黏度2.0 mPa·s，注气时油藏综合含水率约26 %，注气前采出程度约11 %，CO2驱采油速度2.0 %左右，束缚气饱和度2.5 %，气驱残余油饱和度10 %，初始含油饱和度35%，可计算出气驱增产倍数1.5，根据水驱开发经验和递减规律得到“同期的”水驱产量分布，再根据式（15）将“同期的”水驱产量乘以气驱增产倍数即得气驱产量剖面，利用这些参数预测黑79 南区块区块CO2驱游离气油比。由图1可知，“三段式”气油比预测油藏工程方法可以捕捉到气驱生产气油比主要变化特征。

图1 黑79南CO2驱试验区生产气油比变化情况Fig.1 Variation of produced gas-oil ratio in CO2 flooding test area,south of Hei-79

2.2 水气交替注入对游离气油比的影响

低渗透油藏H 实施CO2混相驱，地层油黏度为1.80 mPa·s，注气时油藏综合含水率约45%，注气前采出程度约3.5%，初始含油饱和度55%，原始溶解气油比34.5 %；CO2混相驱油效率80 %，水驱油效率54.8%，CO2地下密度550 kg/m3，CO2驱最小混相压力23.0 MPa，束缚气饱和度4.0 %，气驱残余油饱和度11%，同类型油藏水驱稳产期采油速度约1.7%，水驱产量年度综合递减率约10%。利用式（12）计算得到该油藏CO2驱增产倍数1.51，利用式（11）求得该油藏CO2驱稳产采油速度约2.56%。将这些参数代入式（5）、式（6）、式（7）和式（15），对水气交替注入条件下项目评价期（15 a）内生产气油比进行了研究。从图2可以看到，水气交替注入对生产气油比影响很大，水气段塞比为1时评价期末生产气油比为924 m3/m3，而连续注气时评价期末生产气油比为2 450 m3/m3。

图2 不同注入方式下的生产气油比变化情况Fig.2 Variation of produced gas-oil ratio under different injection modes

3 结论

1）气驱产出气具有地层油原始溶解气、地层水溶气、气驱“油墙”溶解气、地层油饱和溶解气及游离气等5种来源，建立了低渗透油藏混相气驱项目不同来源生产气油比确定方法，提出了生产气油比“3 段式”预测油藏工程方法。

2）注气混相驱开发低渗透油藏见气前阶段生产气油比体现油藏流体原始溶解气油比水平，从见气到气窜前阶段生产气油比反映气驱“油墙”溶气能力，气窜后生产气油比的增长态势则受游离气形成的气油比拉动；与连续注气情形相比，采取合理水气段塞比实施水气交替注入可以显著降低气窜后阶段的生产气油比。

3）“3段式”预测油藏工程方法能够捕捉到低渗透油藏气驱生产气油比主要变化特征，可以量化水气交替注入参数对生产气油比的影响，对注气方案设计和气驱油藏管理有一定指导作用。

展望：油藏注气开发过程具有复杂性，气油比等生产指标既受油藏驱替规律影响，还受到人工操作因素影响，人们对气驱规律的认识是有限的。人工操作因素（注采井工作制度的设定、水气段塞比的变化等）如何影响生产气油尚待深入研究；相变与驱替耦合作用下的多相渗流相对渗透率等关键参数计算方法还远未完善；一维驱替问题的研究结果如何过渡到三维油藏；理论上应该存在可预测气驱全生命周期生产气油比的统一公式，或不必分阶段研究等问题都值得油田开发研究人员认真思考。这些问题的解决对于精准指导气驱生产和升级气驱油田开发理论都有莫大的益处。

致谢：成文过程中，得到了中国石油科技管理部罗凯处长（本刊第二届编委会委员）和中国石油勘探开发研究院秦积舜教授的指导，笔者表示诚挚谢意！