崔傳智，曾 昕，楊 勇，楊紫辰

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015；3.中國石油長慶油田分公司，陜西西安710016）

復雜斷塊油藏具有構造復雜、含油面積小和地 層傾角大等特點，難以形成完善的注采井網結構，水驅開發(fā)方式對油藏高部位剩余油的動用效果較差［1-4］。單井氮氣吞吐技術作為該類油藏恢復地層能量、提高采收率的有效技術之一已經得到了廣泛應用［5-9］。氮氣吞吐技術依靠重力分異以及次生氣頂驅作用，將油藏頂部的“閣樓油”置換至較低部位，從而大幅提高驅油效率。國外對于氮氣吞吐技術的機理和影響因素已經有了一定程度的認識，并且在許多區(qū)塊和試驗區(qū)已經成功實施；而中國對氮氣吞吐技術的研究起步較晚，尤其是次生氣頂驅機理的研究，由于物理模擬實驗條件的局限性，目前尚無一例成功的油藏案例［10-14］。因此，開展氮氣吞吐條件下次生氣頂形成機制的研究具有重大意義。為此，筆者針對存在能量補充（維持）困難的復雜斷塊油藏，分析實施氮氣吞吐形成次生氣頂的條件、過程及影響因素，以達到均衡開發(fā)的效果，從而為復雜斷塊油藏氮氣吞吐開發(fā)提供技術支撐。

1 次生氣頂驅機理

次生氣頂驅是指在向油藏注氣后形成次生氣頂，生產井以氣頂膨脹能作為主要動力進行開采的氣驅方式。整個開發(fā)過程分為注氣增能、燜井和開采3個階段（圖1）。第1階段可迅速在油藏中儲存大量氮氣；第2階段保持單井關閉，使氣頂更充分更穩(wěn)定地在油藏頂部形成與聚集；第3階段在次生氣頂作用下開井生產。

圖1 次生氣頂驅油過程示意Fig.1 Diagram of secondary gas cap flooding process

氮氣吞吐條件下，次生氣頂驅主要是利用注入的氮氣形成具有一定能量和規(guī)模的次生氣頂，通過氣頂膨脹作用，改變原油驅替方向，達到開采復雜斷塊油藏頂部“閣樓油”的目的；在油藏溫度和壓力下，部分氮氣溶解于原油使得原油黏度下降，有利于原油的流動；注入氮氣后，油氣界面張力遠小于油水界面張力，油氣密度差又大于油水密度差，從而減小了毛管壓力的作用。

2 次生氣頂形成條件

在對氮氣吞吐條件下次生氣頂驅機理分析的基礎上，假設如下：①地層巖石、油相和水相均不可壓縮。②氣驅油和油驅水的滲流過程均為垂向上的一維流動，氮氣注入過程中，油氣界面和油水界面均勻運移。③氮氣在原油中的溶解迅速完成，且氮氣不溶于地層水。

根據假設，在氮氣吞吐單個周期內，次生氣頂形成過程可簡化為氣驅油和油驅水2個階段，在此過程中油氣界面和油水界面均有所下降。基于物質平衡原理，可得到次生氣頂形成條件的物質平衡方程。

氮氣吞吐第i個周期時的物質平衡關系為：

其中：

將（2）式至（6）式代入（1）式，整理變形可得油藏條件下自由氮氣體積為：

累積注入氮氣所占據的地層孔隙體積為：

目前油藏條件下自由氮氣的體積等于累積注入氮氣所占據的地層孔隙體積，因此由（7）式和（8）式可得次生氣頂體積為：

引入氣頂指數，其為油藏中氣頂部分體積與含油部分體積之比，表達式為：

根據《天然氣藏地質評價方法》［15］中的氣頂指數劃分標準可知，當m＜0.5時，氣頂驅動能量微弱，可忽略其作用；當m≥0.5時，氣頂驅動能量充足，氣頂驅油效果較為明顯，可形成次生氣頂。因此，當m≥0.5時，則可形成具備一定規(guī)模和驅動能量的次生氣頂。次生氣頂形成條件表達式為：

其中:

3 次生氣頂形成影響因素

基于已確定的次生氣頂形成條件，根據研究區(qū)塊的儲層和生產條件，結合中外注采參數研究及現(xiàn)場經驗，分析氮氣溶解能力、地層壓力和注采參數等因素對次生氣頂形成的影響。研究區(qū)塊的基礎參數包括：目前地層壓力為11.65 MPa，油藏溫度為56℃，目前地層條件下氮氣壓縮因子為1.09；標準狀態(tài)下（壓力為0.101 MPa，溫度為20℃）氮氣壓縮因子為1；原油地質儲量為1.5×105m3，累積氮氣注入量為6×105m3，累積產油量為4.6×104m3；束縛水飽和度為0.32，氣驅殘余油飽和度為0.1。

3.1 氮氣溶解能力

氮氣在地層原油中的溶解能力較小，有利于驅替過程中地層能量的保持。氮氣溶解能力對次生氣頂的影響主要體現(xiàn)在溶解氣油比的變化上。溶解氣油比越大，地層中能夠溶解的氮氣量則越多。同時，地層原油體積系數受氮氣溶解的影響，其表達式為：

由（13）式不難發(fā)現(xiàn)，地層原油體積系數與溶解氣油比的變化呈正相關。由溶解氣油比與氣頂指數關系曲線（圖2）可知，氣頂指數隨溶解氣油比的增加而降低，且降幅逐漸變緩。當溶解氣油比較大時，注入氮氣容易溶解于原油中，地層內剩余的自由氮氣則相應減少；而溶解氣油比較低時，地層內自由氮氣較為充足，易于在構造高部位處聚集形成次生氣頂。

圖2 氣頂指數與溶解氣油比的關系Fig.2 Relationship between gas cap index and dissolved gas-oil ratio

3.2 地層壓力

地層壓力對次生氣頂形成條件的影響主要體現(xiàn)在溶解氣油比、地層原油體積系數及地層條件下氮氣體積系數3個方面。將三者代入（11）式，選取地層壓力分別為12，14，16，18和20 MPa，保持其余研究區(qū)塊參數不變，求得不同地層壓力下的m值，比較不同地層壓力下次生氣頂的形成條件。

分析圖3可知，當氮氣注入量相同時，氣頂指數隨地層壓力的升高呈降低趨勢。當地層壓力較低時，氣頂指數隨氮氣注入量的增加而迅速增大，能夠較早地積聚次生氣頂驅所需的能量；當地層壓力較高時，氣頂指數隨氮氣注入量的增加而增大，但增幅變緩，這是因為，注入的氮氣在地層中的流動阻力增大，難以形成有效聚集，不利于次生氣頂的形成。說明地層壓力對次生氣頂的形成條件有著較為重要的影響。

圖3 不同地層壓力下氣頂指數與氮氣注入量的關系Fig.3 Relationship between gas cap index and injection rate at different formation pressures

3.3 注采參數

注采參數與次生氣頂的形成及規(guī)模有著密不可分的關系，且集中體現(xiàn)在氮氣注入量和累積產油量上。分析氮氣注入量與氣頂指數曲線（圖3）亦可看出，較大的氮氣注入量有利于次生氣頂的形成。這是因為，氮氣注入量越大，地層中自由氮氣量越大，聚集后形成氣頂的驅動能量越充足。

為了更好地表征累積產油量的影響，引入采收率的概念（累積產油量與地質儲量的比值）。選取采收率分別為20%，30%，40%和50%，保持其余研究區(qū)塊參數不變，比較累積產油量對次生氣頂形成的影響。不同采收率下氣頂指數與氮氣注入量關系（圖4）表明，氣頂指數隨采收率的提高呈增大趨勢。這是因為，油藏采收率越高，即累積產油量越高，剩余地層能量水平越低，氣頂指數越大，注入等量氮氣后能夠越迅速地聚集形成次生氣頂雛形，氣頂指數隨之增大，有利于次生氣頂的形成。

圖4 不同采收率下氣頂指數曲線Fig.4 Gas cap index curves at different recovery factors

4 吞吐式次生氣頂形成過程

基于次生氣頂驅的作用機理，結合次生氣頂的形成條件，利用油藏數值模擬技術，建立典型復雜斷塊油藏數值模型，分析氮氣吞吐形成次生氣頂的不同階段。

4.1 模型建立

油藏數值模擬模型為受斷層遮擋的典型復雜斷塊油藏，地層傾角約為10°，儲層平均滲透率為300 mD，平均孔隙度為0.26，儲層非均質性較強，埋深為2 040 m，具有邊底水。模型基本參數包括：地層原油密度為0.850 g/cm3，最終采收率為30%，油層厚度為4 m，綜合含水率為21.0%。

利用油藏數值模擬方法，建立模擬區(qū)塊網格數為22×11×4，平面上網格平均步長為16 m，垂向上網格平均步長為1 m（圖5a）。由次生氣頂形成條件的影響因素可知，所建立的模型中地層能量充足，重力分異作用效果較弱，不利于次生氣頂的形成。因此，需要對該模型進行初始化處理。采用一注一采的注水驅替方式對模擬區(qū)塊進行初步開發(fā)后，油水界面向上運移，并于構造頂部形成“閣樓油”。初始化后模型如圖5b所示。

4.2 形成過程

模擬次生氣頂的形成過程時，對具體的生產參數設定如下：累積氮氣注入量為4.5×105m3，氮氣注入速度為5 000 m3/d，周期注采時長為180 d（注氣階段與開采階段各占一半時長），燜井時長為90 d，定壓生產。

注氣增能階段 在注氣增能階段，氮氣在注入井附近聚集并向四周擴散，注入井附近含氣飽和度迅速上升（圖6a）。同時，油藏頂部富集的“閣樓油”開始在氮氣驅的作用下逐漸向中低部位運移，油水界面在該階段也有所下移；油藏頂部含油飽和度略有降低，中部含油飽和度開始升高（圖6b）。

燜井階段 燜井階段是次生氣頂形成過程中最為重要的階段。燜井時，在重力分異作用下，注入井附近聚集的大量氮氣開始向微構造頂部運移，形成具備一定規(guī)模和驅動能量的次生氣頂（圖6a），并置換出頂部未被注入水波及到的“閣樓油”，儲層頂部含油飽和度明顯下降。相比于注氣增能階段，燜井階段時的次生氣頂規(guī)模更大（圖6b），驅動能量更充足，含氣飽和度更高，發(fā)育更為完全。

開采階段 在開采階段，次生氣頂逐漸膨脹，繼續(xù)向高部位運移至緊貼構造頂部邊界（圖6a）。儲層中的剩余油在次生氣頂膨脹作用下被驅替出來，整體含油飽和度顯著降低（圖6b），有效提高復雜斷塊油藏采收率；直至開采階段結束，次生氣頂規(guī)模由于部分氮氣的產出而有所減小，氣驅能量也隨開采過程的進行而有所衰弱。

圖5 復雜斷塊油藏模擬模型Fig.5 Numerical simulation model of complex faulted block reservoir

圖6 氮氣吞吐過程油氣飽和度分布Fig.6 Oil and gas saturation distribution during nitrogen huff and puff process

將氮氣吞吐3個階段結束后的數值模擬結果代入（11）式中，經過計算可得氣頂指數為0.588 9。說明本文確定的次生氣頂形成條件與數值模擬結果相吻合。

5 結論

基于次生氣頂的膨脹作用和氮氣的非混相驅油效果，吞吐式次生氣頂驅技術能夠有效動用復雜斷塊油藏頂部滯留的“閣樓油”，進而改善該類型油藏的驅替效率。

氮氣吞吐開發(fā)復雜斷塊油藏時，當該油藏中的氣頂指數大于或等于0.5時，可形成具備一定驅動能量的次生氣頂。

根據次生氣頂形成條件，地層原油溶解氣油比較低、地層壓力較小且累積注氣量和產油量較大的復雜斷塊油藏更有利于次生氣頂的形成。

通過建立典型復雜斷塊油藏數值模擬模型，分析氮氣吞吐過程中次生氣頂形成的3個階段，從而驗證了次生氣頂形成條件的合理性。

符號解釋

i——氮氣吞吐周期數；n——地層內自由氮氣的物質的量，mol；ni——累積注入氮氣的總物質的量，mol；np——累積回采氮氣的總物質的量，mol；nop——產出油中溶解氮氣的物質的量，mol；nor——油藏殘余油中溶解氮氣的物質的量，mol；p——地層壓力，Pa；V——油藏條件下自由氮氣體積，m3；Z——地層條件下氮氣壓縮因子；R——氣體常數，J/（mol·K），其值為8.314；T——地層溫度，K；psc——標準狀況下地層壓力，Pa；Visc——累積注入地層的氮氣在標準狀況下的體積，m3；Zsc——標準狀況下氮氣壓縮因子；Tsc——標準狀況下地層溫度，K；Gpsc——累積回采的氮氣在標準狀況下的體積，m3；Np——地面累積產油量，m3；Rs——地層條件下原油溶解氣油比，m3/m3；Rssc——標準狀況下原油溶解氣油比，m3/m3；Vnf——地層內氮氣占據的巖石體積，m3；?——地層孔隙度；Sorg——氣驅殘余油飽和度；V?——累積注入氮氣所占據的地層孔隙體積，m3；Swi——束縛水飽和度；m——氣頂指數；N——原油地質儲量，m3；Bo——地層原油體積系數，m3/m3；Bg——地層條件下氮氣的體積系數，m3/Sm3；C1，C2，C3——常數；γg——氮氣的相對密度；γo——原油的相對密度。