引言

国内外许多学者对顶部注气重力驱技术做了大量研究工作，从室内实验的机理研究到现场效果评价等得出很多认识，值得借鉴^[1-6]。从国外相关文献报道来看，90%左右文献阐述的主要是关于室内实验的机理研究，其余文献则仅评价了已成功实施注气重力驱技术的油藏开发效果，例如路易斯安那州West Hackberry油田、德克萨斯州东部Hawkins(Woodbine)油田、路易斯安那州Weeks Island：S-RB油田试验区、印尼Handil油田等^[7-14]。而中国关于顶部注气重力驱技术相关报道很少，张艳玉等^[15]对江苏油田欧北区块进行顶部注氮气辅助重力驱技术数值模拟，认为注气速度对开发效果影响很大，存在临界注气速度；杨丽娟等^[16]认为油藏实施注气重力稳定驱时，要求油藏地层倾角大于或等于15°以利于油气分异，并且通过保持合理的注气速度可抑制指进形成，保持气液界面稳定性从而提高波及效率；杨超等^[17]通过综合运用灰色关联、试验设计及响应曲面法等数理统计理论方法，建立了顶部注气重力驱的筛选标准；米洪刚等^[18]针对涠洲12-1油藏地质特点，开展了带倾角的长岩芯注气重力驱驱替试验，并利用数值模拟技术分别对带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型进行注气驱替机理研究；白凤瀚等^[19]针对华北雁翎油田北山头注氮气试验开展了气液界面垂向运移规律、气驱开发效果等油藏工程方面的研究。梁淑贤等^[20]介绍了顶部注气重力驱机理、现场生产工作方式及影响油气界面稳定性关键因素，针对现场如何控制油气界面稳定性，提出了“注采兼顾、分区控压限产”的注气采油新开发技术政策。

中国关于注气技术研究起步较晚，尤其顶部注气重力驱技术鲜有报道，该技术仍存在很多待研究的地方，例如具备现场实施顶部注气重力驱油藏特点、注气方案设计要点、注气重力驱关键技术等，总之现场如何有效应用顶部注气重力驱技术仍是“摸石头过河”，注气稳定重力驱机理认识已经较为成熟，这里不做重点论述，此文目的是通过定性、定量评价适宜实施注气重力驱油藏关键参数，建立适宜实施重力驱油藏筛选条件，并以目前正现场应用顶部注气重力稳定驱技术的青海油田马北一号油藏为例，基于地质研究，结合油藏工程研究、现场监测、注采井动态反应等论述顶部注气重力驱关键技术：注入优化控制技术、生产井开关井控制技术、注采优化射孔技术、动态跟踪及调整技术。

1 适宜应用顶部注气重力驱技术油藏条件研究

顶部注气重力驱是指对倾斜、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。通过对国外已成功实施顶部注气重力驱油藏大量的文献调研，认为油藏构造特点、油藏物性、原油性质等是是否可实施顶部注气重力驱油藏主要筛选条件，较适宜应用注气面积驱技术的油藏条件来看，适宜应用注气重力驱油藏条件相对更为苛刻。

研究认为判别油藏是否具备应用注气重力驱技术的主要条件是：(1)油藏地质构造特点。主要指油藏的地层倾角和构造形态，已成功实施该技术的油藏均以背斜、断鼻、单斜、潜山、盐丘等构造为主，且都具有一定的地层倾角，但进一步研究发现不是所有具备该条件油藏都适宜应用注气重力驱技术，例如东部油田某油藏(图 1)，该油藏构造特点是整体倾向东南的单斜构造，地层倾角近6°，现场实施了顶部注气重力驱先导试验，经大PV气体注入后，生产井动态反应仅表现出注气面积驱开发特点，生产效果不理想，整体上亦未表现出注气重力驱的驱油特点。通过研究认为：仅简单从油藏筛选条件来看，该油藏为单斜构造，且具有一定高度地层倾角，但现场注气后开发效果不理想，其主要原因是该油藏构造上倾方为一“岔口”，气体注入地层后由于超覆作用主要向构造上倾方运移，但是构造上倾方不具备形成次生气顶的圈闭，导致注入气体无法聚集形成次生气顶，同时无法改变气体向下驱替，进而难以推动地层构造高部位流体向下倾方驱替。(2)油藏横纵向渗透率比。低渗油藏注入气体后，气液之间毛管力在油气界面运移过程中更多表现为“抑制力”，减缓推动油气界面向下运移，因而建议在中高渗油藏中应用该技术。(3)油藏油柱高度。主要考虑注气规模、经济效益、现场可操作性，油柱高度越大，注气重力驱开发效果越明显，一般建议在油注高度大于30 m油藏应用该技术。

综合考虑油藏地质参数、开发参数等方面因素，初步定性、定量建立了适合注气重力驱油藏筛选条件(表 1)，为油田矿场先导试验区筛选和潜力评价工作提供参考依据。

2 现场实施顶部注气重力驱前期研究工作

青海油田马北一号E₃²油藏为一典型断背斜构造中高渗砂岩边底水油藏(图 2)，油藏平均渗透率为276 mD，地层倾角6°左右，通过近10 a的水驱开发，受地质、注采系统、开采方式等诸多因素影响，出现了很多问题及矛盾，尤其是注水开发过程中，注水效果不理想，底水锥进导致油井含水快速上升，产量不断下降，目前该油藏已进入注水开发高含水期采油阶段，全区27口井中仅构造高部位4口生产井能够开井，其余生产井均100%含水无法开井生产，年产油4 000 t左右，并且该油藏储层单一，无产量接替层，储量动用差，开展了各种降水增油专项治理工作，均未取得效果，油藏濒临废弃。

依据注气重力驱油藏筛选条件，马北一号油藏适合采用顶部注气重力驱技术，在完成油藏工程方案设计、地面管线及压缩机等一系列配套措施后，于2013-10现场开始注气。

该油藏是中国首个开展实施顶部注气重力驱技术的砂岩边底水油藏，具有很好的代表性，由于篇幅有限，笔者对以下两个关键地方进行论述。

2.1 油藏工程方案编制

顶部注气重力驱油藏工程方案编制与常规水驱油藏工程方案编制有所不同，对井距、井网等设计不做要求。方案编制主要包括注入气体的选择、注气井选择、注气油藏工程参数指标(临界注气速度、井底流压、注气压力等)、注气指标预测优化(次生气顶形成规模、气液界面运移速度、采油速度优化、注气速度优化等)、PNN(脉冲中子-中子测井)监测井安排、生产井油压、套压监测等、注气试验的实施要求等。

马北一号油藏顶部注气重力驱油藏方案总体思路是(图 2)：气源主要选择马北一号油藏附近气田产出的烃气，且气量充足，可保证注气的持续性；选择油藏构造最高部位2口生产井(M0、M1)为注气井，沿构造等高线依次设计一线、二线、三线生产井，同时设置3口气液界面观察井(M0-1、M0-2、M1-1)，注气后，关停一线生产井，依据气液界面观察井先对一线生产井进行工作制度和射孔层位调整，待气液界面不断下移，逐次打开二线生产井，并对二线生产井进行工作制度和射孔层位调整，依次类推至三线井。

2.2 估算注气规模

注气规模主要是指：(1)注气后所形成次生气顶的气量；(2)注气后油水界面由当前深度降至初始深度所需气量。估算注气规模的目的主要是：(1)估算总的注入气量后，根据气价折算注入气体所投入成本，再预测注气后累计增油量，进而可判断项目是否可盈利，为油田决策者提供参考；(2)结合现场PNN监测结果，可推算出注气速度、注气量与气油界面、油水界面运移速度之间关系，进而指导现场实时调整。

注气规模估算主要采用油藏工程法和数值模拟法，油藏顶部注烃气，形成次生气顶，并推动油水界面逐渐下移，直到降至初始油水界面处，形成的气油界面以上部分孔隙体积内包含束缚水、气驱残余油和烃气，气油界面和油水界面之间为束缚水和油，采用物质平衡法计算

$V_1 \times S_{{\rm{org}}} + V_2 \times S_{{\rm{oi}}} = (N - N_{\rm{p}} ) \times B_{{\rm{oi}}} /\gamma _{\rm{o}}$

(1)

$V_1 + V_2 = V$

(2)

注气过程中，某一时刻油气界面位于深度H处时，此时油水界面以上空间体积为

$\Omega (H) = V_{\rm{a}} (H)(S_{{\rm{oi}}} - S_{{\rm{org}}} )$

(3)

所对应的注气量为

$Q = \Omega (H)\lambda (aH + b)/P_{\rm{H}}$

(4)

式中：V₁—次生气顶孔隙体积，m³；

V₂—气油界面与油水界面之间孔隙体积，m³；

V—原始油水界面以上孔隙体积，m³；

$S_{{\rm{oi}}}$ —原始含油饱和度，%；

$S_{{\rm{org}}}$ —气驱残余油饱和度，%；

$N$ —油藏原始地质储量，m³；

$N_{\rm{p}}—$ 油藏累积采油量，m³；

$B_{{\rm{oi}}}$ —原油地层体积系数；

$\gamma _{\rm{o}}$ —脱气原油相对密度，kg/cm³；

$V_{\rm{a}}(H)$ —气油界面位于H时对应的体积；

$\lambda$ —注气增压系数，无因次；

$Q$ —注气量，m³；

H—油气界面深度，m；

$p_{\rm{H}}$ —埋深H时的地层压力，MPa；

$a$ —油藏压力系数，无因次；

$b$ —油藏压力系统截距，无因次。

注气后油藏流体重新分布，利用马北一号油藏岩石孔隙体积与深度关系(图 3)，该油藏具体参数见表 2，初始油水界面上油藏岩石总孔隙体积为432×10⁴m³，对应油气界面深度为2 002 m，意味着通过注气将目前油水界面(2 008 m)推至初始油水界面(1 992 m)处，所需最大注气量为1.14×10⁸ m³，下步考虑生产井开井生产，可近似将油气界面提高到油柱高度一半即2 005 m处，对应注气量为0.87×10⁸ m³，即通过油藏工程法计算该油藏实施注气重力驱技术所需最大注气量。

采用数值模拟方法，分别计算出形成次生气顶时间、所需气量及油水界面降至初始油水界面所需总注入气量。网格尺寸大小决定模型运算精度，因此采用模拟器近井模型对南区构造圈闭(面积约0.06 km²)内网格局部进行加密处理，考虑气体外溢设置流动边界(图 4)。按方案设计注气速度为1.5×10⁴ m³/d，计算次生气顶形成时间约16个月，16个月总注气量750×10⁴ m³左右；进一步通过模型计算注气后由目前油水界面下降至初始油水界面所需累计注入气量约为0.9×10⁸ m³，累计增油约6.5×10⁴ t，累计产气量约为0.37×10⁸ m³。

结合数值模拟、油藏工程法计算结果，数值模拟与油藏工程法计算结果相差不大，说明马北一号油藏注气初始到项目结束需累计注入烃气量为0.9×10⁸ m³。烃气具有可重复利用、无腐蚀性等特点，建议现场采用循环回注地面工艺，到项目结束时再回采已注入的烃气，这样可大幅降低投资成本，即使低油价期以25美元/桶计算，采用注气重力驱技术仍可具有盈利性。

3 注气过程中主要研究工作 3.1 生产井开井最佳时机

根据油藏工程设计方案，注气过程中，对两口注气井、一线生产井、二线生产井定期监测，详细记录注采井井口压力、油套压、井底压力变化等，按方案设计对个别重点所选的生产井进行定期PNN测试，目的是监测气液界面运移情况，了解注气效果。

准确把握生产井开井时机是注气重力驱实施过程中重要一环，生产井开井过早，不见效，开井滞后，待气液界面“淹没”生产井射孔层段时，开井即会气油比突高，发生严重气窜，从而错过最佳开井时机。开井最佳时机优选主要从油藏注采平衡、生产井油套压监测、PNN测试等几个方面进行考虑。

截止2015年9月，两口注入井分别累计注入582×10⁴ m³、787×10⁴ m³，累计注入1 369×10⁴ m³，注气压力保持平稳，结合水驱开发历史，注气前后注采平衡计算表明(表 3)，目前油藏超注1.42×10⁴ m³，说明通过注气马北一号油藏能量得到充分补充，地下亏空弥补程度得到提高。从生产井压恢及井下压力监测来看，一线生产井油套压均大幅上升，由最初1 MPa左右上升至10 MPa左右，二线生产井电子静压测试显示地层压力达9.5 MPa左右，表明目前油藏地层压力已达到初始地层压力水平。

一线井M0-3井注气后分别于2013-11和2014-06进行2次PNN测试(图 5)，2013-11PNN测试结果显示：884.5~890.0 m处长短源距存在包络面，为气显示，受之前的压井液进层影响SIGMA值偏高，计算剩余油气饱和度偏低，综合测井曲线定性分析为气层，890.0~902.0 m处长短源距无包络面，说明在890.0 m处形成油气界面；2014-05PNN测试结果显示：884.5~894.0 m处长短源距存在包络面，剩余油气饱和度偏低，综合测井曲线定性分析为气层，894.0~902.0 m处SIGMA值为低值，剩余油饱和度高值，判定为油层，说明在894.0 m处形成油气界面。综合比较两次PNN测试结果，从长、短源距计数率叠合曲线看，包络面向下逐渐延伸，反映出气油界面逐渐下移；从两次PNN解释含水饱和度结论来看，纵向上含油饱和度向下逐渐增加的过程，说明油层上部的富集油随注气作用呈现向下泄油并富集的特点，这现象正体现出注气重力驱驱油的特征。

综合上述对注采平衡、生产井油套压监测、PNN测试结果分析，可判定马北一号油藏一线井具备了开井生产的最佳时机。

3.2 控制气液界面稳定性

控制气液界面稳定性是现场实施注气重力驱技术的核心。气液界面可划分为油藏生产井井筒气液界面(即点界面)和油藏平面气液界面(即平面界面)，现场实施中控制好点界面和平面界面，相应就控制住了油藏体界面(即三维气液界面)，从而能够最大化扩大气体波及体积，进而高效提高石油采收率。

控制气液界面稳定性细分为注入优化控制技术、生产井开关井控制技术、注采优化射孔技术、动态跟踪及调整技术。笔者曾提出“注采兼顾、分区控压限产”的注气采油新开发技术政策^[16]，主要强调的是控制平面界面稳定性。从马北一号油藏现场注气平面气驱前缘来看，南区注气平面气驱前缘主要优势方向为东南向，与构造等高线呈30°左右夹角，致使该方向生产井优选见到注气效果，未达到期待的气驱前缘沿平行构造等高线均匀向下推进。通过对测井资料、动态资料分析：优势方向上生产井自然伽马曲线形态主要表现为箱型，反映沉积微相类型为水下分流主河道，高能沉积环境，物性相对较好；非优势方向上生产井自然伽马曲线形态主要表现为齿形，自然伽马值偏高，反映沉积微相类型为水下分流河道间，低能沉积环境，物性相对较差。对比优势方向和非优势方向上生产井的油套压值和电子静压测试结果，优势方向上生产井油套压上升明显较快。综合分析认为储层内部复杂构型控制注入气体的驱替路径，各类储层内部不同构型控制着各类储层内部气体的驱替路径、范围、波及程度，沉积微相和物性差异是控制平面上气驱前缘主要因素。因此实时动态跟踪及调整尤为重要，现场通过调整优势方向上注采井工作制度，并在非优势方向上的构造高部位新增加一口注入井，从目前监测情况来看，气驱前缘呈均匀向下推进。

生产井井筒气液界面稳定性决定该井生产效果，如气液界面不稳定，易造成见气过早，气窜后气油比大幅上升，产油量必然大幅下降。为此提出“追踪界面调整”技术政策，即是通过追踪气液界面后，通过封堵原射孔层段后，在气液界面下进行有选择性的重新射孔完井，并减少注气井的注气量，该措施的主要目的是控制油藏生产井井筒气液界面(点界面)稳定性。M0-3井自2009年10月投产，射孔层位在884.5~888.0 m处(图 5)，生产2 a左右由于底水锥进造成含水大幅上升，通过治理后，日产油1.8 t左右，含水为22%。2013年10月M0井开始注气，同时关停了M0-3井，依据两次PNN测试结果，在898.0~900.0 m进行了重新射孔完井，并封堵了884.5~888 m原射孔层段，于2014年5月开井生产，开井后出现自喷，日产油上升到6.5 t，且产气量不高，自喷2个月后，由于井筒结蜡严重，影响了该井产能，产量有所下降，但仍高于水驱开发阶段日产油水平(图 6)，考虑到现场地面工艺不具备产出气回收能力，于2014年9月关停该井，进行地面整体循环注气改造。

综合对PNN测试过的所有生产井测试结果分析，对比注气前后，气油、油水界面的位置变化，说明目前马北一号油藏气液界面沿构造线均匀向下推进，气液界面前缘相对稳定(图 7)。同时反映出“注采兼顾、分区控压限产、追踪界面调整”是控制气液界面稳定性合理的开发技术政策，可指导油田现场实施注气重力驱技术开发。

4 结论

(1) 定性、定量初步建立了适合注气重力驱油藏筛选条件，认为油藏地质构造特点、油藏横纵向渗透率比、油藏油柱高度是筛选的主要参考条件。

(2) 利用油藏工程法和数值模拟法，认为马北一号油藏注气初始到项目结束需累积注入天然气0.9×10⁸ m³。天然气具有可重复利用等特点，建议现场采用循环回注地面工艺，到项目结束时再回采已注入的天然气，这样可大幅降低操作成本，即使低油价期以25美元/桶计算，采用注气重力驱技术仍可具有盈利性。

(3) 油藏注采平衡、生产井油套压监测、PNN测试结果是开井最佳时机优选主要参考依据。

(4) 气液界面稳定性是现场实施注气重力驱技术是否成功的关键，而气液界面又可划分为油藏生产井井筒气液界面(点界面)和油藏平面气液界面(平面界面)，“注采兼顾、分区控压限产、追踪界面调整”是控制气液界面稳定性合理的开发技术政策。