顶部注气稳定重力驱技术有效应用探讨*

梁淑贤，周 炜∗∗，张建东

1.中国石油勘探开发研究院，北京 海淀 100083；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736200

顶部注气稳定重力驱技术有效应用探讨*

梁淑贤1，周 炜1∗∗，张建东2

1.中国石油勘探开发研究院，北京 海淀 100083；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736200

顶部注气稳定重力驱是所有注气非混相驱中提高采收率幅度最高的最新开发方式，对影响顶部注气稳定重力驱关键因素及应用到国内油田现场需考虑的因素进行了重点研究。研究认为，气油界面稳定性是顶部注气稳定重力驱实施成功与否的关键，地质因素的地层倾角、储层非均质性（韵律性、隔夹层、高角度裂缝等）和开发因素的临界注气速度、区域注采比是影响气油界面稳定性的关键因素；通过量化由于特殊的生产工作方式造成的初期产量阶段损失，为油田现场选择最佳实施顶部注气稳定重力驱时机提供可靠依据，并以中国西部某油藏为例，提出“注采兼顾、分区控压限产”的注气采油新开发技术政策，为国内其他类似油藏实施顶部注气稳定重力驱技术提供抛砖引玉的作用。

顶部注气稳定重力驱；气油界面；临界注气速度；区域注采比；次生气顶

梁淑贤，周 炜，张建东．顶部注气稳定重力驱技术有效应用探讨[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（4）：86–92．

Liang Shuxian,Zhou Wei,Zhang Jiandong．Investigation on Effect Application of the Technology of Crestal Gas Injection for Stable Gravity Flooding[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（4）：86–92．

目前，中国石油天然气勘探开发面临着严峻的局势，新探明储量增加缓慢，老油田自然递减逐年加快，开发难度日益加大。但是随着国家对石油天然气能源的迫切需求和国际油价的上涨，如何利用高效合理的新方法新技术开发常规方法难以采出的原油成了人们关注的一个重要问题。从中国油气藏构造特征和原油性质看，有相当大一部分属于背斜构造、断鼻构造、潜山构造的轻质油藏，这类油气藏大多数具有埋藏较深、油藏倾角大、油层厚、原油黏度低等特点，有的还具有原生的气顶和边底水。这一类油藏在经过历年水驱开发后，常常会在油藏顶部滞留“阁楼油”，同时水驱后存在高含水条带，致使中、弱水淹层难以进一步有效动用。

顶部注气稳定重力驱被认为是有效提高这类油藏采收率的方法之一，其采收率是所有非混相驱中最高的[1-3]。顶部注气稳定重力驱已经在国外许多区块和试验区进行成功实施[4-7]，其中最为典型的是德克萨斯州东部Hawkins油田和Albian油田[8]，Hawkins油藏为一地层倾角6°断块油藏，边底水活跃，含油高度305 m，通过实施顶部注气稳定重力驱，采收率提高到80%以上，较水驱多采出33%原油，同时从岩芯驱替实验表明，在非混相的情况下，注气仍然可以从水侵的油柱中采出滞留的剩余油，剩余油饱和度从水驱后35%降低到12%左右；Albian油藏为一大型断块油藏，经历了70 a水驱开发后，目前处于高含水阶段，埃克森美孚公司实施非混相注气稳定重力驱，3年后地质储量采出程度增加5%，10年后增加10%以上。而中国由于通过注气提高采收率开展得比较晚，并且成功应用顶部注气稳定重力驱技术的油藏国内尚无一例。

1 顶部注气稳定重力驱机理及现场生产工作方式

1.1 注气稳定重力驱机理

20世纪40年代国外就已有学者提出“重力泄油”概念，经过半世纪发展，注气稳定重力驱理论已经较为成熟。顶部注气稳定重力驱是指对倾斜、垂向渗透率较高的地层，在含油气构造顶部注气，利用重力分异作用保持压力或部分保持压力开采原油和天然气的开采方式。注气过程中驱油机理及生产井工作方式等方面有别于注气水平驱替方式（图1），其主要机理是：（1）采用顶部注气，由于注入气与原油之间存在密度差造成油气重力分异，油气密度差比油水密度差大得多，产生的重力作用将远大于水驱，注气重力驱不仅能利用油气密度差所形成的重力分异作用，将顶部“阁楼油”聚集成新的前缘富集油带，较均匀地向构造下部移动，进入生产井而被采出，而且由于油气间界面张力小于油水间界面张力，使得注入气能进入到水相无法进入的更小级别孔喉，驱替其中的原油，并能进一步降低水驱后细小孔喉中的残余油饱和度；（2）注入气溶于原油后，原油发生膨胀，降低界面张力和黏度，从而减小流动阻力，改善流动条件；（3）随注入气增加，逐渐形成次生气顶，气顶在不断膨胀过程中推动油气界面下移，进而推动油水界面下移。

图1 顶部注气稳定重力驱机理模式Fig.1 Mechanism model of crestal gas injection for stable gravity flooding

Cardwell Jr W T和Parsons R L提出了重力泄油论[9]，基于实验室填砂模型推导了重力泄油的解析模型；Terwilliger P L等指出重力泄油的采收率与产出量成反比，与注入量成正比，提出重力泄油最大临界流量[10]；Kulkarni M M和Rao D N开展一系列标定物理实验[11]，主要是将矿场中采收率与3个无因次数（Bond数、毛管数和重力数）关联起来，提出剩余地质储量采收率计算公式

式中：

R—剩余储量的采出程度，%；NG—重力数，无因次；Δρ—气油密度差，g/cm3；K—渗透率，mD；g—重力加速度，m/s2；ϕ—孔隙度，%；µo—气体黏度，mPa·s；vd—达西渗流速度，m/s。

1.2 注气稳定重力驱现场生产工作方式

从国外实施注气稳定重力驱成功的油藏分析（表1），这类油藏大多数具有油藏倾角大、油层厚、原油黏度低等特点，采用注气稳定重力驱开发方式均大幅提高了采收率，较水驱提高20%左右。现场普遍采用的生产工作方式是通过油藏构造顶部注气，垂直向下驱替油柱，构造下倾部位生产井排进行逐排开关井的生产工作方式（气油界面下重新完井，追踪下降产油柱），直到油柱达到原始油水接触面，之后减少注气量以平衡产量，通过气驱使油柱枯竭（图2）。对于这种特殊的生产工作方式国内油田尚无一例，如采用此生产方式开发，由于构造下倾部位生产井大批次关井，引起阶段性产量大幅下降，导致油田现场阶段生产任务难以完成。笔者认为针对不同生产状况油藏应采用不同开发方式，如对具有边底水高倾角油藏，由于边底水能量充足或者开发过程中采油速度过高，造成边底水向油井底部锥进，油水界面上移过快导致很多生产井高含水而无法正常开井生产，例如青海油田马北一号油藏，这类油藏不会因实施顶部注气稳定重力驱而造成阶段产油损失；另一类油藏，经历年水驱开发由于产量递减过快而无法满足现阶段产量要求，仍有大量剩余油残留无法通过水驱调整采出，急需有效三次采油接替技术提高采收率。采用顶部注气稳定重力驱开采技术，油田开发决策者会难以预估由于特殊的生产工作方式造成的阶段产量损失，因而在制定注气稳定重力驱开发方案时量化阶段损失油量尤为重要，这亦为下一步选择最佳实施注气稳定重力驱时机提供可靠依据。

表1 国外实施顶部注气稳定重力驱油藏参数比较Tab.1 Comparison of key parameters of foreign reservoir implementing crestal gas injection for stable gravity flooding

图2 国外油藏顶部注气稳定重力驱现场生产井工作方式Fig.2 Field work model of crestal gas injection for stable gravity flooding

2 顶部注气稳定重力驱影响因素

目前国内还尚未有关于顶部注气稳定重力驱室内实验研究文献报道。Mahmoud T等人建立一个可视化模型进行注气稳定重力驱室内实验研究，重点研究整个可视化模型中注气驱油过程中油气界面变化、注气速度与采收率关系的影响[12-13]。

利用机理模型对注气稳定重力驱影响因素，主要包括地层倾角、储层非均质性（正韵律、反韵律、非渗透隔夹层、高倾角裂缝）等做了研究，分别建立地层倾角为5°、10°、15°和正反韵律、含隔夹层、高倾角裂缝的机理模型，模拟结果表明：随地层倾角增加，采收率提高幅度逐渐增加；反韵律模型较正韵律模型不利于重力泄油，正韵律模型重力分异作用明显，更易形成稳定界面（图3）；对具有非渗透隔夹层模型，非渗透隔夹层在垂向上起到类似挡板的作用，影响注入气向下均匀推进，造成油气界面严重不稳定；相对于无裂缝的模型，具有高角度裂缝模型采用注气重力稳定驱效果更好（图4）。

图3 正反韵律模型含油饱和度变化对比Fig.3 Comparison of change of oil saturation in positive and inverted rhythm model

图4 高角度裂缝模型与无裂缝模型采出程度对比Fig.4 Comparison of EOR of high angle fracture and non-crack model

注气速度影响气油界面的稳定性，如注气速度过高，则加快形成驱替气指进和舌进现象，气体过早突破从而降低注气效果；注气速度过低，则延长注气见效期，影响经济效益。国内外有些学者推导出注气稳定重力驱临界注气速度公式[14]取得一定认识，但是该公式应用于复杂的三维实际油藏具有一定局限性。在计算临界注气速度时笔者主要采用数值模拟方法。

对顶部注气稳定重力驱影响因素可归结两类，地质因素和开发因素。其中地质因素是客观、内在的主要矛盾，开发因素是主观、外在次要矛盾，地质因素的构造条件（地层倾角）、地层系数（Kh）、储层非均质性（储层韵律性、隔夹层发育程度、高角度裂缝发育程度），开发因素方面的临界注气速度、注气井与临近生产井排间合理区域注采比、生产井射孔位置等是影响油气界面稳定性关键因素。

3 实 例

中国西部某油藏，为受构造控制的半背斜油藏（图5），西侧及南侧被断层切割封闭，局部受岩性因素控制，地层倾角为 8°左右，含油面积 10.2 km2，油柱高度 180 m左右，油层埋深1 815.10～1 996.40 m，单层油层平均厚度为33.8 m，纵向油层分布于底部砾岩储层，其厚度大，连通性好，平面分布稳定。储层孔隙度平均10.5%，渗透率平均为5 mD左右，属于低孔低渗砂砾油藏。原油密度平均0.822 kg/m3，黏度平均为20.1 mPa·s，属于轻质原油。该油藏于2009年试采，2011年实施开发方案，采用直井+水平井的反五点（230 m×240 m）注采井网。目前综合含水率31.2%，部分注水井存在注不进情况，地层压力由初始18.2 MPa降至12.1 MPa，单井产量递减较快，全区综合递减18%/a。

图5 西部某油藏三维地质模型Fig.5 3D geological model of a western reservoir

结合上述注气稳定重力驱驱油机理和生产井工作方式，考虑文章篇幅有限，只针对实施顶部注气稳定重力驱过程中需重点考虑几个关键参数进行阐述。

3.1 注气设计原则

（1）首先确定待实施注气油藏周边是否有充足气源，此油藏气源为其周边一甲烷含量98%的天然气藏。（2）隔夹层是影响气油界面稳定性的重要因素，从岩芯和测井资料来看，此油藏隔夹层不发育。（3）根据油藏构造圈闭面积和闭合高度估算圈闭地下孔隙体积，然后从注气量大小进而推算形成次生气顶时间，其目的是预算注气成本和制定生产井工作制度，此油藏构造圈闭面积0.48 km2，闭合高度40 m，圈闭地下孔隙体积约16.4×104rm3（地下体积），如日注8×104sm3天然气（地面体积），需290 d左右形成次生气顶。

3.2 注气方案设计

制定现场生产井工作制度时，如将国外油藏普遍采用的工作制度运用到此油藏，势必造成油藏阶段采油量损失过大，从而影响油田开发任务。为此，笔者提出“注采兼顾、分区控压限产”新的开发技术政策，主要做法是顶部两口水平井转注气，第一线井排关井，并选2～3口井为观察井（监测油气界面运移位置），第二、三、四线控压限产，分时分区制定区域注采比，使垂向上具有稳定的压力梯度，通过监测油气界面位置，逐级关闭第二、三、四线井排，目的是在不影响实施注气稳定重力驱同时，最大化减少产油阶段损失量（图6）。

图6 某油藏实施顶部注气稳定重力驱井网调整Fig.6 Pattern adjustment of a reservoir implementing crestal gas injection for stable gravity flooding

3.3 注气速度

利用数值模拟方法研究此油藏在不同注气速度条件下采出程度的变化，从注气速度与采出程度关系来看，随注气速度逐渐提高，采出程度亦逐渐提高（图7），但当注气速度为9×104m3/d，其采出程度反而低于注气速度为8×104m3/d时，主要原因是气体过早突破至油井导致影响开发效果，同时可认为注气速度8×104m3/d为此油藏临界注气速度。

图7 注气速度与采出程度关系Fig.7 Relation of gas injection rate and degree of reserve recovery

3.4 区域注采比

区域注采比即是注入气地下体积与注入井相临近井排产液量地下体积之比。明确注气速度，制定合理的区域注采比不仅为油气界面稳定提供保障，同时亦为临近井排控压限产及配产提供依据。研究发现，区域注采比如果控制在1.1左右时，油气界面稳定性较差，注入气沿油层顶部窜入油井；区域注采比控制在1.5左右时，能够形成稳定的油气界面（图8）。

3.5 纵向气驱含油（气）饱和度变化规律

通过调整区域注采比，保持油气界面稳定下移，实现非连续剩余油聚集和有效驱替，同时降低水驱残余油饱和度，增加了可采储量。通过对H1–1井不同时期纵向含油（气）饱和度变化发现（图9），油层顶部剩余油被驱替气驱替，逐渐聚集于油气界面之下，形成油墙（富集带）；油气界面之上剩余油经驱替气多次驱替后，含油饱和度降至10%左右，而油气界面下剩余油含油饱和度逐渐增加，随油气界面下富集油带不断被采出，油气界面逐渐推动油墙下移，进而实现整个高效驱替过程。

图8 不同区域注采比条件的油气界面比较Fig.8 Comparison of oil-gas interface under different regional injection-production ratio condition

图9 不同时期纵向含油（气）饱和度变化Fig.9 Vertical oil（gas）saturation changes at different period

3.6 注气稳定重力驱效果评价

实施注气稳定重力驱过程中，因特殊的生产工作制度导致初期产量阶段损失，量化产量阶段损失量为油藏选择最佳实施注气稳定重力驱时机提供依据。比较该油藏注气稳定重力驱与水驱采油速度、阶段采出程度等开发指标（图10），初期（前15个月）注气稳定重力驱采油速度低于水驱，此阶段是实施“分区控压限产”技术政策引起的产量损失阶段，从注气稳定重力驱与水驱阶段采出程度差值看出（图11），阶段采出程度差值峰值达–0.13%，15个月后注气稳定重力驱增油效果逐渐体现出来，采油速度出现回升，并在之后5个月左右弥补回前期15个月的阶段产油损失量，油藏进入上产阶段，采油速度在第4年时间达到峰值3%，较水驱采速提高2.5%，评价期内注气稳定重力驱提高采收率较水驱提高14.9%。

图10 注气稳定重力驱与水驱采油速度比较Fig.10 Comparison of oil production rate between crestal gas injection for stable gravity flooding and water-flooding

图11 初期注气稳定重力驱与水驱阶段采出程度差值（20个月）Fig.11 Difference of degree of reserve recovery between crestal gas injection for stable gravity flooding and water-flooding in the prime（20 months）

4 结 论

（1）具备一定地层倾角，油层厚度大，隔夹层不发育的背斜、断鼻和潜山构造的多油层组轻质油藏，在保证有充足气源条件下，适宜采用顶部注气稳定重力驱技术。

（2）油气界面稳定性是实施顶部注气稳定重力驱成功与否关键因素，而影响油气界面稳定性宏观因素总的可归结两类，地质因素和开发因素。其中地质因素是客观、内在的主要矛盾，开发因素是主观、外在次要矛盾，地质因素的构造条件（地层倾角）、地层系数（Kh）、储层非均质性（储层韵律性、隔夹层发育程度、高角度裂缝发育程度），开发因素方面的临界注气速度、注气井与临近生产井排间合理区域注采比、生产井射孔位置等是影响油气界面稳定性关键因素。

（3）随地层倾角增加，提高采收率幅度逐渐增加；反韵律模型较正韵律模型不利于重力泄油，正韵律模型重力分异作用明显，更易形成稳定界面；非渗透隔夹层发育油藏油不宜实施注气稳定重力驱；相对与裂缝不发育的油藏，高角度裂缝油藏实施注气重力稳定驱效果更好。

（4）“注采兼顾、分区控压限产”注气采油新开发技术政策在实施注气稳定重力驱油藏是可行的，最终可以大幅提高石油采收率。

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编辑：牛静静

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Investigation on Effect Application of the Technology of Crestal Gas Injection for Stable Gravity Flooding

Liang Shuxian1,Zhou Wei1∗∗,Zhang Jiandong2
1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Haidian，Beijing 100083，China 2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Qinghai Oil Field Company，Dunhuang，Gansu 736200，China

The technology of crestal gas injection for stable gravity flooding can get highest EOR among all non-miscible gas injection technologies.Focused on major factors influencing crestal gas injection for stable gravity flooding and factors to be considered for the application to domestic reservoir，studies suggest that stability of gas-oil interface is the key to the success of implementing the technology of crestal gas injection for stable gravity flooding，and that the geological factor（angle of bedding、reservoir heterogeneity）and development factors（critical gas injection rate、regional injection-production ratio）are the key factors that affect the stability of gas-oil interface.Through quantifying the production loss caused by the special work pattern of the initial production phase，we hope to provide reliable reference for choosing the best moment of implementing the technology for oil-field.Taking a reservoir in western China for an example，we bring forward a new thought-“taking both injection and production into consideration，controlling drawdown pressure and limiting production”，offering the strategy of reference for the implementing of the technology in other similar reservoir.

crestal gas injection for stable gravity flooding；gas-oil interface；critical gas injection rate；regional injectionproduction ratio；secondary gas cap

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2013.09.02.01.html

梁淑贤，1964年生，女，汉族，辽宁沈阳人，高级工程师，主要从事油藏开发研究工作。E-mail：liangsx10@petrochina.cm.cn

周炜，1978年生，男，汉族，湖北黄梅人，工程师，主要从事注气开发研究工作。E-mail：zhouwei007@petrochina.com

张建东，1983年生，男，汉族，陕西高陵人，地质工程师，主要从事开发地质工作。E-mail：zhangjdqh@petrochina.com.cn

10.11885/j.issn.1674-5086.2013.09.02.01

1674-5086（2014）04-0086-07

TE357

A

2013–09–02 < class="emphasis_bold"> 网络出版时间：

时间：2014–07–02

国家“863”高技术研究发展计划（2008AA06Z206）。

**通讯作者：周 炜，E-mail：zhouwei007@petrochina.com