0 引言

目前，国内大部分油藏的开发方式是注水开发，但多数油田处于开发后期的高含水阶段，剩余油分布复杂，注水开发动用效果差，含水率上升迅速，通过注水保持有效开发难度较大^[1-4]。近年来，注气逐渐代替注水，并在低渗油藏^[5-6]、缝洞型碳酸盐岩油藏^[7-10]、致密油藏^[11]、稠油油藏^[12]、裂缝油藏^[13]、断块油藏等油藏得到了较好地应用。国内外学者^[14-17]通过实验和数值模拟的方法从油藏特征和注采参数着手对注气吞吐驱油机理进行了研究，但是并未涉及到气体吞吐时不同力学影响因素是如何驱替原油以及如何通过影响含油饱和度和界面张力来体现其驱油机理。

在原油相态实验和数值拟合的基础上，利用油藏数值模拟方法，评价永66区块在不同重力、驱替力和毛管压力的影响下吞吐气驱的开发效果，并研究不同影响因素在注氮气吞吐过程中的主要作用。通过定量和定性对比不同力学因素驱替原油的差异，分析不同力学因素下的驱油机理及变化规律，以期为吞吐气驱开发提供理论依据。

1 流体注气相态实验及拟合 1.1 注氮气膨胀实验

为研究不同注气量对地层流体参数的影响，注气膨胀实验选择在带观测窗、无汞、高温高压的地层流体分析仪中完成（图 1）。在地层流体配样及代表性检验的基础上，分次将增压后的氮气注入样品中搅拌形成单相，测试计算得到流体的密度、黏度、饱和压力、膨胀系数的变化和井流物组成等。

渤海湾盆地永安油田永66区块原始地层压力为30.97 MPa，地层温度为83℃，原油的气油比为91.16 m³/m³，色谱分析得到原油样品的井流物组分及组成如表 1所列。注氮气膨胀实验将氮气分别以0，10%，20%，30%和40%的摩尔比例注入到原油样品中，结果表明注入不同比例的氮气后原油样品受到压缩，原油密度略有增加，原油黏度减小，饱和压力明显上升，当注入的氮气摩尔比例达到10%时，饱和压力接近地层压力，并随着氮气摩尔比例的增加而增加。膨胀系数也随着氮气摩尔浓度的增加而增加，但增幅较小，在氮气摩尔比例达到40%时，膨胀系数只有1.1001，即原油体积仅膨胀了10.01%，说明注入氮气原油的膨胀能力较差。

1.2 注氮气膨胀实验数值拟合

注气膨胀实验数值拟合是在流体PVT拟合的基础上进行，经过组分劈分和归并，最后得到6个拟组分组成，其中C₇₊相对密度为0.828 6，分子量为221.0 g/mol，经过多次调整拟合得到的气油比为98.37 m³/m³，气油比拟合结果与实验结果误差为7.33%，满足数值模拟要求。在上述拟合后的PVT基础上，将实验得出的流体密度、黏度、饱和压力以及膨胀系数等作为拟合目标，进行注氮气膨胀实验数值拟合，经过多次调整及模拟运算得到图 2的拟合结果，并计算实验和拟合结果的相对标准偏差，计算公式为

$ RSD = \frac{{\sqrt {\frac{{\sum\nolimits_{i = 1}^n {{{\left( {{x_i} - \bar x} \right)}^2}} }}{{n - 1}}} }}{{\bar x}} $

(1)

式中：x为平均值，x_i为第i次的测定值，n为测定次数。

由表 2可看出，注气膨胀实验拟合后的相对误差均在工程误差允许范围内，可得到代表真实油藏流体特性的物性参数。

2 数值模拟模型的建立

利用ECLIPSE油藏数值模拟软件，结合渤海湾盆地永安油田永66区块的地质特征，在平面上建立地层倾角分别为5°，10°和15°的单井机理模型（图 3），模型网格数为61×61×12，网格大小为8.197 m×8.197 m×1.500 m，纵向上划分为12层，孔隙度和渗透率按照永66区块的实际地质情况设计（表 3），其他模型参数见表 4。单井位于模型中心位置P（31，31），生产方式为注氮气吞吐，当井底流压生产至地层压力为8 MPa时开始注气，注气至地层压力为25 MPa时关井，先焖井15 d，焖井后继续定井底流压为8 MPa时开始生产。

考虑到注氮气吞吐过程中原油性质对吞吐效果的影响，为了更加接近油藏流体的真实条件，选用上述拟合后的流体样品，采用ECLIPSE中的组分模型进行模拟运算。

3 吞吐气驱不同影响因素驱油机理及变化规律

渤海湾盆地永安油田永66区块地质条件较为复杂，在吞吐气驱开发过程中，从地层倾角、驱替速度以及毛管压力等3个影响因素出发，通过模拟在3个不同水平吞吐1个周期的增油量、注气量、换油率（注入单位体积氮气可增加的原油体积）、采收率等以及注入、焖井和生产等3个阶段的含油饱和度和界面张力的变化来研究不同影响因素的驱油机理，得到在不同水平（表 5）下的变化规律。

3.1 注氮气吞吐驱油机理

注氮气吞吐分为“吞”和“吐”2个过程，即“吞”进氮气，“吐”出原油，单井注氮气吞吐驱油机理^[18-20]主要分为以下几点。

（1）氮气能有效补充地层能量，且经济成本低，常通过注氮气来增加油气藏流体的压力。

（2）氮气在原油中的溶解度较小，少量氮气可溶解于原油中，具有一定的膨胀和降黏作用，提高原油的流动性，改善地层渗流条件，具有良好的驱替和气举作用。

（3）氮气在油藏中存在气阻效应，可以进入水不能进入的低渗透层段，提高波及系数，将低渗带处于束缚状态的原油驱替为可流动的原油，对原油产生“抽提”作用，同时气泡也有一定的堵水作用。

通常氮气在原油中的溶解性、膨胀作用和降黏作用等均较弱，主要依靠重力分异作用，因此氮气在吞吐过程中实际发挥的作用，主要取决于油藏及流体特征、注采参数等。

3.2 地层倾角影响

地层倾角的变化对驱油机理的影响可通过模拟地层倾角为5°，10°和15°进行研究。基于不同地层倾角驱油机理及变化规律的研究，可以得到表 6所示的结果，当地层倾角从5°增加到15°时，增油量增高至26.89%，注气量增幅低至-6.74%，换油率和采收率增幅分别增至31.83%和13.58%，说明地层倾角越大，不仅能少量减少气体的注入，还能使得少量的气体驱替出更多的原油，从而有效增加原油产出量，并提高换油率和采收率。因此，地层倾角能达到提高吞吐气驱的效果。

由图 4—图 5的模拟结果可以看出，平面上不同地层倾角下同一层（第5层）在不同阶段同一时间的含油饱和度和界面张力变化。

（1）注气阶段，“吞”进氮气，原油和氮气之间的密度差产生重力分异驱替作用，当气体不断注入油藏时，氮气会进入油藏高部位形成小气顶，在氮气的膨胀作用下，将顶部的原油向下驱替，且倾角越大的油藏，重力分异作用越明显，气体波及的范围越广，气体驱替油藏顶部的原油向底部聚集的能力越强，底部含油饱和度越大；同时，气体由于密度差向油藏顶部运移形成油气两相，界面张力增加。

（2）焖井阶段，原油在油层底部聚集，底部含油饱和度逐渐上升，倾角越大，底部聚集的油越多，并且油藏顶部聚集的气体越多，油藏顶部界面张力减小。

（3）生产阶段，“吐”出原油，倾角大的油藏由于受到的重力作用大，开井生产时，吐出的原油越多，油藏底部含油饱和度越大，生产井回采的原油越多，并随着原油不断被开采，底部饱和度逐渐减少；生产时油藏压力减小，气体补充地层能量，油藏的界面张力增加，且地层倾角越大界面张力增加的越快。

纵向上，地层倾角的增大使得油藏所受的重力作用逐渐增大，氮气上浮驱替顶部原油，越来越多的原油在氮气的驱替下向油藏下部及底部聚集（图 6），垂向驱替效率得到提高。同时，纵向上由于各层存在非均质性，同一地层倾角下不同层之间也存在变化。由图 7可以看出，纵向上越靠近油藏上部的油层原油主要聚集在该层的底部，越是靠近油藏下部的油层，其渗透率越高，原油聚集的越多，且原油分布于整个层，当注入气体后，靠近油藏下部的油层其顶部的原油被注入气驱替至油层底部的作用越明显，焖井后底部含油饱和度越大，生产时吐出的原油越多，生产井能够采出的原油也越多。

3.3 驱替力影响

驱替速度的变化对驱油机理的影响通过模拟注入速度为6万m³/d，8万m³/d和10万m³/d进行研究。基于不同大小驱替力作用下驱油机理及变化规律的研究，结果如表 7所列，当注入速度从6万m³/d增加到10万m³/d时，增油量为3.59%，注气量增幅低至-42.36%，换油率和采收率增幅分别增至44.43%和1.94%，说明注气速度的加快减少了气体注入时间，总气体注入量大幅减少，即使增油量很少，原油采收率增幅较小，但驱替力的加快通过减少气体的注入量而大幅提高了原油的换油率。因此，在条件允许时，适当地加快注气速度有利于提高吞吐气驱的效果。

通常氮气的注入速度越快，氮气越容易进入油藏内部，与原油的接触也越多，平面上不同驱替速度下同一层（第5层）在不同阶段同一时间的吞吐变化如图 8—图 9所示。

（1）注气阶段。驱替速度加快，地层中的原油受到的驱替力越大，原油被气体驱替至油层底部，而且注入速度越快，氮气推进越快，原油向底部聚集的越快，含油饱和度越大，但驱替速度越快，地层压力上升越快，压力达到25 MPa的时间更早，总的气体注入量少；气体由于密度差向油藏顶部运移，随着注气速度的加快运移速度加快、气量增多，油藏顶部呈油气两相，顶部界面张力增加。

（2）焖井阶段。原油在油层底部聚集，驱替速度快的油藏被气体驱替至底部的速度更快，由于驱替速度快的总注气量少，底部含油饱和度虽增大，但增大的程度比驱替速度慢的略少；同时，驱替速度越快，气体在油藏顶部聚集的越多，油藏顶部界面张力减小。

（3）生产阶段。开井生产时，油层吐出的原油越多，生产井回采的原油越多，油藏底部的含油饱和度增大，驱替速度快的油藏越早吐出原油，原油不断被开采，油藏底部饱和度随原油采出会逐渐减少；生产时油藏压力减小，气体补充能量，界面张力逐渐增大。

纵向上，如图 10所示驱替速度的加快使得原油所受的驱替力增大，地层压力上升越快，地层压力达到25 MPa的时间越早，因此原油越早被驱替至油藏下部和底部，同时渗透率在纵向上存在非均质性且渗透率随着油层深度的增加而增加，大大提高了垂向的驱替效率，驱替速度越快，原油向油层底部聚集的越早且越快，原油可越早被采出。

3.4 毛管压力影响

毛管压力对驱油机理的影响主要是采用同一条相渗曲线，通过模拟大、中和小3种毛管压力（图 11），并基于毛管压力作用下驱油机理及变化规律的研究，结果如表 8所列，毛管压力逐渐减小时，增油量增高至27.19%，注气量增幅低至-7.14%，换油率和采收率最高增幅分别为31.67%和14.5%，说明毛管压力的减小降低了原油在孔隙中流动的阻力，虽然对气体注入量的影响较小，但是大幅提高了增油量，换油率和采收率都得到了提高。因此，对于毛管压力较小的油藏，吞吐气驱的效果越好。

在驱油过程中，毛管压力是阻力，增大或减小毛管压力相当于增大或减小了这种阻力效应，渗流阻力也随着增大或减小，从而响油藏中原油的流动，同时对生产也造成一定影响。平面上不同毛管压力下同一层（第5层）在不同阶段同一时间的吞吐变化从图 12—图 13模拟结果可以看出。

（1）注气阶段。吞进的氮气向油藏顶部聚集，不断将顶部原油向底部驱替，底部的含油饱和度逐渐上升，氮气在原油中溶解度小，油气两相接触，气体上移，底部界面张力增大，且毛管压力越大，气体进入孔隙的阻力越大，原油受阻力影响向底部不均匀聚集，底部含油饱和度不均匀变化且变化速度稍慢，界面张力也呈现不均匀变化且变化程度略大。

（2）焖井阶段。氮气将顶部原油驱替至底部，原油聚集在井筒附近，含油饱和度达到最大，井筒附近界面张力稍减小，且毛管压力越小，阻力越小，含油饱和度越大。

（3）生产阶段。毛管压力越小，注入气驱替原油时受到的阻力越小，油藏吐出的原油越多且越快，油藏底部含油饱和度越大，生产井在生产阶段回采的原油更多，并随着原油不断被开采，油藏含油饱和度逐渐减少，油藏压力逐渐降低，油藏整个区域的界面张力都逐渐增大，但井筒附近及油藏上部增加的更大，同时产出气在原油中溶解度小，气体与原油的界面张力最大，且毛管压力较大的油藏，由于流体流动过程中受到阻力的影响，含油饱和度和界面张力在驱替过程中平面上呈现出明显的不均匀驱替变化。从模拟结果来看，毛管压力大小的变化对界面张力的影响按照公式$P_{\mathrm{c}}=\frac{2 \sigma \cos \theta}{r}$计算，在地层孔隙和润湿性不改变的情况下，毛管压力与界面张力呈正比。

虽然渗透率的纵向非均质性提高了油藏的垂向驱替效率，但毛管压力的增大使得注入气进入孔隙所受到的阻力增大，因此在注入气驱替原油的过程中，气体对原油的驱替作用受到限制。毛管压力增加，注入气对原油的驱替作用减弱，油藏顶部原油被驱替至底部的速度变缓，原油在油藏下部聚集的量也减少。因此，油藏吞吐气驱开发时，较小的毛管压力更有利于存在纵向非均质性的油藏提高驱替效率和改善开发效果（图 14）。

根据上述研究可知，不同水平下的地层倾角、驱替速度以及毛管压力对油藏平面和纵向上的驱油效果均具有很大影响。通过分析模拟结果和变化图可知，随着重力和驱替力的逐渐增大，驱油效果具有明显改善，油藏底部原油含油饱和度增加，换油率和采收率也逐渐增加；毛管压力的变化则相反，随着毛管压力的减小，油藏的驱油效率得到提升，油藏底部的含油饱和度均匀增加，换油率和采收率增加。因此，油藏吞吐气驱开发时，油藏本身存在较大的地层倾角和较小的毛管压力时，适当的增大注气速度更有利于提高采收率。

4 结论

（1）不同大小的地层倾角、驱替速度以及毛管压力对注氮气吞吐气驱的开发效果不同，不同驱替速度对气体的注入量影响最大，不同的地层倾角和毛管压力对原油的增加量影响最大，因此综合来看，驱替速度的加快对提高换油率的影响最明显，地层倾角的增加和毛管压力的减小对提高采收率的影响最明显，且二者相差很小。

（2）平面上地层倾角和驱替速度的变化影响气体注入后对含油饱和度和界面张力的作用范围和快慢所产生的变化，毛管压力的变化所形成的阻力使得平面上含油饱和度和界面张力在气体注入后产生不均匀的驱替变化；纵向上，不同地层倾角形成不同程度的重力分异作用，使得原油在纵向上的变化最为明显。

（3）在氮气吞吐实际生产中，本身存在一定地层倾角以及较小毛管压力的油藏，注入气能更好地驱替原油，同时适当地提高注气速度也能够增加原油驱替效率，提高原油采收率，降低成本。