引言

近些年，随着全球气候持续变暖与节能减排的大力推进，气驱开发技术发展迅速。以北美国家为代表的注气驱油技术，以逐年增长的态势和显著的成效证明了油田开发潜力和发展前景，发展中国注气技术势在必行^[1]。国际上已进入工业化试验的注气提高采收率技术主要包括二氧化碳驱、空气驱、氮气驱、烃类气驱和烟道气驱等。目前，中国气驱开发技术因地制宜呈多元化发展，根据现场应用现状表明：二氧化碳驱、空气驱和天然气驱技术提高采收率效果显著，而氮气和烟道气驱油技术发展较为缓慢^[2]。究其原因，主要是由于注气重力驱油作用未得到实现导致采收率不高、且气源收集成本较高导致开发不经济，以致低油价下国内各大石油公司投资力度较小。现阶段，气驱提高采收率技术仍在国内各大油区探索与发展中，但限于气源、注气设备、陆相地层复杂、开发经济性等原因还未获得规模化应用。

现阶段，国内注气提高采收率技术主要应用于陆地油田，并取得了关键性的理论突破和较为成熟的现场配套设备，而海上油田受气源等多种因素限制导致起步相对较晚、室内实验较多而现场应用相对较少。面对海上逐年增加的低渗-特低渗油藏、稠油-特稠油藏亟待动用的困境，敏感性储层注水开发注不进、能量补充不及时导致地层严重亏空的窘境，以及海上平台每天万方级伴生气燃烧放空、不能得到有效利用的处境，迫切需要突破传统仅仅依靠水驱开发的观念局限，及时弥补化学驱和聚合物驱的应用不足，有的放矢，进一步推动海上注气的技术升级。为此，本文针对海上油田多年注气实践尚未系统归纳的研究空白，梳理了国内外近年的理论进展和应用现状，剖析了制约海上油田注气驱油技术发展的潜在关键制约因素，借鉴已有的成功经验和主要做法探讨了未来海上较为可行的解决措施，对中国海上油气注气驱油技术的发展及推广具有一定的现实意义。

1 气驱技术理论进展与趋势

国外注气驱油技术自1958年Shell公司率先在美国二叠系储集层实施了井组规模的CO$_2$驱油试验以来，注气采油技术经过近60多年的发展历程^[3]。截至2014年，以CO$_2$混相驱、非混相驱为主的气驱产量已超过EOR总产量的40%(来源于美国2014年《油气杂志》)，技术发展主要是围绕矿场试验机理和气窜等问题。CO$_2$驱油技术主要发展了促进CO$_2$-原油体系混相技术、扩大CO$_2$驱波及体积技术和新一代经济可实施的“CO$_2$-EOR”技术^[4]。现阶段正研发新一代CO$_2$驱油技术，通过改进CO$_2$-EOR的技术方法，可使残留油层(ROZ)中的原油也被采出，目前该项技术已处于优化阶段。空气驱油技术，轻质油藏注空气驱油理论完善建立了考虑气相燃烧过程的动力学反应模式^[4]，形成了较为成熟的多级螺旋压缩机与往复式压缩机结合的压缩机配套设计技术[k5]。天然气驱油技术理论形成和发展了重力稳定驱方法、水平混相驱水气交替注入方法、降低最小混相压力技术、注入体积加大技术和水合物形成抑制技术。此外，为延缓注气前缘突破、提高气驱开发经济性，氮气泡沫驱进一步发展了表面活性转化注气SAG技术^[6]。

国内注气驱油技术的进步紧紧围绕陆相油藏沉积规律和沉积特征，CO$_2$驱油技术突破了国际公认的“C$_2$——C$_6$”组分决定混相的传统观点^[7]，攻克了三相渗流规律表征的技术难题，形成了相态模型中C$_7$——C$_{38}$碳数组含量的方法^[8]，建立了多孔介质CO$_2$-原油体系驱替流体运动状态的MMP方程^[9]，改进了混和单元格法预测最小混相压力的传统方法，探讨了缝洞型介质结构对非混相气驱采收率的影响^[10]，并在CO$_2$驱替堵塞机理上取得了一定的发展^[11]。对于空气驱油技术，国内目前已实施的以空气泡沫驱为主，并在理论机理上取得了一定的认识。实验建立了空气泡沫驱氧化反应驱替模型^[12]，定量评价了空气低温氧化耗氧规律，系统分析了低渗透油藏注空气提高采收率机理^[13]，优化优选了超深稠油空气泡沫驱泡沫体系，机理论证了耦合式空气泡沫增效作用驱油效果，探索提出了空气驱开发不同参数低渗透稀油油藏的参考方案。天然气驱油技术在驱油机理、室内实验和矿场试验的研究取得较多成果，建立了天然气驱油藏开发动态评价方法，探讨了制约天然气驱开发效果的影响因素，形成了预测烃气驱最小混相压力的经验关系式，并针对不同储层特点开展了注天然气驱油技术的可行性评价。

总之，现阶段中国注气驱提高油田采收率已经在理论研究和先导试验上取得了一定成功经验，但仍需针对陆相储层特征克服制约发展的技术瓶颈，未来国内气驱提高采收率技术会继续围绕陆相储层强非均质性特征，继续量化多孔介质不同注气驱油体系的流动运动机理描述，不断强化不同油藏条件的空气泡沫驱油筛选评价技术，逐步深化不同类型储层条件的扩大波及体积技术和混相驱油技术，继续配套现场注气工艺技术，持续完善操作规范及管理标准。

2 气驱技术研究现状的回顾

国外实施气驱提高采收率技术起步较早且已相对成熟。在北美，油藏开发过程中以注CO$_2$驱油技术为主，而注氮气及其他烃类气体混相驱油的气驱技术也取得了较好的效果^[14]。目前已实施项目主要应用于海相成因油藏，以碳酸岩及碎屑岩储层开发中应用范围最广，并在灰岩开发中取得了非常显著的效果。而在此基础之上，又延伸出更多不同的气体注入方式，如入水-气同时注入(SWAG)、水-气交替注入(WAG)和连续气体注入(CGI)等^[15-17]。研究结果表明，连续CO$_2$驱替突破后，再使用水-气交替等技术驱替，可有效提高采收率，同时还可以减少注入流体的锥进现象，消耗的气体也更少。根据美国Pernian盆地的10个CO$_2$-EOR项目实践表明，使用CO$_2$混相驱技术的区块平均164 m$^3$ CO$_2$替换1桶油，提高采收率10.9%，其他地区原油采收率也均有不同程度的提高。而由于地层达到CO$_2$混相驱所需的最小混相压力较难满足，因此，CO$_2$非混相驱驱油项目更为常见^[18]-[19]。

相比国外，中国气驱技术应用始于20世纪60年代的CO$_2$小井距驱油先导试验，半个多世纪的时间里中国油田开展了多个先导试验，取得了大量实践认识和开发效果。2005年中国石油再次启动了陆相油藏CO$_2$驱油与埋存关键技术攻关研究，2007-2008年，CO$_2$水气交替驱得以在大庆榆树林油田树101区和吉林大情字油田黑59区块实施，取得了连续4 a高采油速度开发、油田采收率提高10%以上的驱替效果^[20]。其中，大情字油田逐步形成了五大技术体系的3种注气模式，即：满足先导试验的小站注入、产出气混合后回注的黑59模式；满足扩大试验的集中注入、产出气分离提纯后回注的黑79模式；满足工业化推广的超临界注入、产出气混合后回注的黑46模式^[21]。而空气驱开发技术重点开展了一系列涵盖不同油藏类型的空气泡沫先导试验，其中，广西百色上法油田百4块灰岩油藏、大港港东二区复杂断块双高油田、长庆五里湾一区长6中含水期油藏、大庆海拉尔凝灰岩特低渗油田希11-72和贝14区块、吐哈鲁克沁超深层稠油等，预计采收率提高8%~15%，达到了降水增油的效果^[22-25]。

随着天然气驱技术的稳步发展，中国石油天然气驱技术应用逐步从实验室走向小型工业应用。1989-1994年，大庆油田在北二区东部和北一区断东就实施了水气交替注入非混相驱，当时预计采收率提高4%~10%。1998年，长庆靖安油田针对特低渗油田的注干气保持地层能量实施了先导试验，见效周期为3~10个月^[26]。同年，在吐哈葡北挥发性油田开展国内首例注伴生气的水气交替混相驱，注入8 a累计增产15.36×10$^4$ m$^3$^[27]。2000年，牙哈2-3凝析气藏实施了将气窜严重油井转为注气井的井网调整工作，2003年，温五块挥发性油藏实施注天然气非混相先导试验，预计最终采收率可达52%^[28-29]。2014年，塔里木东河塘高倾角油田利用注天然气顶部重力混相驱油技术，预计开发效果较注气前提高23.25%，发展前景广阔^[30]。

1998-2008年，中国石化先后在江苏油田、中原油田、胜利油田开展了天然气驱、空气泡沫驱和CO$_2$混相驱试验，取得了较好的开发效果。1998年，江苏富14复杂小断块油藏开展了CO$_2$水交替混相驱试验，截至2000年底，综合含水下降30.1%，试验阶段累计增产原油5 218 t，波及区采收率提高了4%。2006年，中原文88块异常高压油藏开展注天然气驱油试验，取得了累计增油2.5×10$^4$ t的开发效果。胡12块断块油藏开展了空气泡沫先导试验，综合含水降低4.6%，日增油6.9 t，采收率提高3.94%^[31]。2008年，胜利油田高89-1特低渗区块实施了CO$_2$混相驱试验，注气2 a后地层压力恢复5 MPa，产油稳定在8.0 t/d，累计增油达1.12×10$^4$ t^[32]。据报道，2013年，胜利油田攻关开发的CCUS技术已初步实现工业化应用，正加紧建设年产100×10$^4$ t的CO$_2$捕集装置，预计增产原油19.2~10$^8$ t。此外，2011年，延长油矿在甘谷驿“三低”油藏唐80区块实施了注空气泡沫驱调驱试验，单井日增油量提高一倍，试验区综合含水下降20.48%，稳油控水效果明显^[33]。

“十一五”“十二五”期间，在中国海上油田开展了气驱提高采收率技术的探索及应用。2007年，南海涠洲12-1封闭油藏首创国内海上伴生气循环利用的绿色开发模式，截至2009年底，累计注气7 940×10$^4$ m$^3$，比注水提高采收率10%，可采储量增加70×10$^4$ m$^3$，极大改善了开发效果。2008年，旅大10-1油田实践了海上油田天然气回注工程，注气9个月累计增油0.8×10$^4$ m$^3$，远远好于预计注入效果^[34]。继LD10-1之后，为避免气源浪费，BZ34-1油田又一次实施了海上天然气回注项目。2009年，SZ36-1油田又实施了层内自生二氧化碳水气交替驱先导试验，实施3个月增产幅度近10%，累计增油2 857 m$^3$，综合含水率也有一定程度的降低，取得了较好的提产效果^[35]，近5年，该项技术已经不断被推广与应用，先后应用至BHJ9、BHZ25S等多个油田。2012-2014年，渤海A油田实施了以注气调剖为目标的水气交替氮气复合驱先导试验，累计增产油1.49×10$^4$ m$^3$，由于地层倾角过小，以致未能实现混相，导致现场取得的增油效果有限^[36]。

3 海上油田发展瓶颈与展望

目前，海上油田仍存在大量未动难动储量，特别是冷采效果不理想的渤海普Ⅱ类稠油^[37](黏度在350~10 000 mPa·s)和南海西部海陆过渡成因低渗储量的有效开发问题。对于这些未动难动储层，依靠传统的水驱开发效果有限，而化学驱和聚合物驱也不能达到理想的开发效果。针对此类稠油油藏，国外学者Butler和Jiang等提出蒸汽与天然气驱(SAGP)技术，即注入高温蒸汽的同时协同注入甲烷、氮气或二氧化碳等非凝析气^[38-39]，此后，还进一步发展出以多元热流体为主的注气开发海上稠油油藏的新技术^[40]。

因此，借鉴国内外成熟经验，针对这些未动难动储量实施气驱提高采收率技术是一项较为可行的途径。中国海上油田已经开展了氮气和水交替驱实验、氮气泡沫驱实验、注伴生气近混相驱替机理实验、注气重力辅助稳定驱替机理等实验研究^[41]。稠油空气低温氧化采油实验取得效果，为海上稠油油田开发摸索出一条新的道路。如唐晓东的注空气催化氧化实验表明，稠油低温氧化黏度由2 004 mPa·s降至100 mPa·s，降黏率达95^[41]。客观地讲，虽然海上气驱开发目前已在实验室取得一定的认识，先后在南海和渤海开展了伴生气驱油、天然气回注驱油、自生CO$_2$驱油、氮气驱油、多元热流体驱油的矿场先导试验，但实现注气驱油技术的海上油田工业化应用还有较长的路程，尤其需要解决一些关键制约问题。

(1) 注气气源方面。充分利用天然高含CO$_2$气藏，目前已在南海莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地西部发现具有一定成藏规模高含CO$_2$气藏，以及渤海湾盆地QHD29-2油矿的二氧化碳气源，但由于高含CO$_2$气藏距离目标油田较远，目前这些CO$_2$气源有效利用主要受距离限制^[42]。同时，可利用油田伴生气和近海工业废气在一定程度上弥补气源不足的问题。这一问题的解决还需要多方面协调来整合资源，寻找廉价气源是解决开发经济性问题的关键。

(2) 注气工程方面。海上运输比陆地油田运输具有更大的挑战性，注气工程受平台寿命、空间大小、吊装难度、机械震动、管柱密封等问题的限制，海上平台工程实施困难。为此，SZ36-1油田应用同心管柱+防返吐气窜装置工艺，单层最大注气量可达7×10⁴ m^3[43]，实现了满足平台空间限制下的水气交替分层注入工艺。同时，海水、二氧化碳、空气泡沫等注入气体对管线、光缆、设备、井筒腐蚀一直是制约实施的安全隐患。近年来，管线管网腐蚀这一问题已呈好转趋势，涠洲12-1油田注伴生气开发优化选择了空冷器和碳钢管柱，减少了腐蚀对管线的影响，但仍需时刻注意压缩机进口涤气器的处理能力和二级冷却器出口温度的控制^[44]。为此，可探讨借鉴美国空气驱经验，采用永久型注入封隔器隔离环空及防腐剂充填，探索注气井选用连续油管完井的现场可行性。此外，大情字油田超临界CO₂注入技术与产出气循环利用系统也为海上注气的进一步发展提供了参考，未来海上油田会进一步向平台注气设备连续高效运转及井下分层量化注气方向发展。

(3) 注气设备方面。采用注气驱油技术开发渤海低渗透油藏，应避免或减少“注不进、采不出”现象的发生，可充分吸收美国West Hackberry油田多级螺旋式与往复式相结合的压缩机设计技术及吉林油田CCS-EOR全流程高压注气配套工艺的成熟经验，持续加强注气质量的控制、尽量减少对储层及设备的伤害，目前，海上注气多采用二级压缩机，建议推广高等级压缩机设备进行注气。同时，为降低海上油田生产成本，应进一步促进海上关键注气设备国产化进程。现阶段海上注气关键设备主要是高压注气压缩机和甲醇注入泵^[45]，自主研发多级往复式注气压缩机逐步探索超临界CO₂注入技术与国际接轨，该项设备的自有化可消除对进口设备的依靠，充分发挥国产设备维护与维修费用低等优点，降低生产操作成本、增大平台经济实施的可行性。

(4) 注气目标方面。中国海上油田地质特征复杂、油藏类型多样，注气开发可实施对象差别也较大。因此，中国海上未来需要制定不同油藏类型的筛选标准，逐步完善同一油藏类型的技术分类方案，形成不同气驱技术的矿场实施技术储备库。以渤中25-1油田低孔低渗、水敏感性高的储层为例^[46]，长期衰竭开发地层压力下降较快，参考海拉尔贝14区块强水敏储层已有开发经验^[24]，探索伴生CO₂作为能量补充及驱油技术向海上本土化应用推进。同时，推广BHLD10油藏伴生天然气驱回注的经验，探讨工业化实践的应用潜力，完善氮气驱对弹性采收率小于15%油藏驱替效果的实验评价，为南海惠陆地区单纯依靠天然能量开发的低渗断块油藏后期能量补充奠定基础。而对于BHS36、BHN35等非常规稠油油田未来能否实施稠油低温氧化技术期待现场有待突破性进展。

(5) 注气方式方面。CO₂等注入气体在注入过程中容易出现黏性指进和超覆现象，以大情字油田黑59区块为例，注气前开展了控制流度的注气剖面测试，以建立稳定的气驱界面减缓气体突破速度，增大波及体积。加强注入侧和产出侧的CO₂等气体浓度的监测，逐步形成气驱数据监测和效果评价技术。这里应该指出的是，裂缝开启、地层倾角、油藏气顶、油藏温度、注气沿程热损失等因素，特别是层间和平面非均质性对注气效果的影响，以BHN35非常规Ⅰ类稠油多元热流体开发为例，现阶段能否实现有效开发的首要技术难题是气窜突破问题。爆燃产生高温混合气(烟道气)与加热产生的高温水蒸汽(或轻烃混合物)形成多元热流体后，N₂、CO₂等惰性气体沿主河道快速突破到周边生产井后被无效采出。为此，可以考虑采用不同的注入方式、注气成分、注采速度来提高原油采收率，加强防气窜技术应与注入流体特性和储层非均质性特征的进一步结合，未来注气驱油技术与深部调驱技术、高温高强度封堵技术相结合已成为海上注气驱油技术的发展方向。

(6) 注气混相方面。混相驱效果较非混相驱可降低界面张力、减小油品黏度、增强溶解气驱能力、进一步提高采收率，因此，注入气体在目标油藏内能否实现混相驱替也决定了气驱提高采收率的效果。目前，海上气驱技术尚处于起步阶段，并无较多的成功经验可以借鉴，为此仍需结合国内外最新成果逐步形成适用于海上油田多孔介质快捷准确的MMP方法，完善海上低渗油藏和非常规稠油油藏的最小混相压力测定数据库。探索乙二醇丁醚、柠檬酸异丁酯等化学调节剂或复配混相溶剂对降低气液表面张力后达到混相驱替的效果，对比调节剂性能指标及优选适用类型、经济优化最佳注入段塞尺寸及用量，有序推动海上注气混相驱技术升级与应用。

(7) 次生问题方面。海上气驱技术需解决的气体再循环应用和储层堵塞等问题。若以CO₂作为驱替注入剂，产出气体中必然含有大量非烃类气体，需要将产出气中的CO₂等气体与烃气体分离循环再利用。据2014年《全球油气EOR调查》杂志报道，针对伴生CO₂有效回收问题，美国已研制冷凝回收富烃装置和膜分离CO₂装置，目前日处理气量509.7×10⁴m³，进一步减少排放降低了开发成本。此外，实践证明美国CO₂混相驱技术可应用于礁灰岩储层^[47]。未来该项技术如应用在NHL11等礁灰岩油田，则CO₂易与灰岩反应生成不溶于水的重碳酸钙盐沉积堵塞地层，应注意灰岩储层防垢问题。如应用在BHZ 34这样的中低渗、高凝固点油藏以及常规稠油油藏，则需考虑CO₂抽提作用和生产压差的影响。CO₂气体与原油接触后发生分异作用，促使轻质组分快速运移，重质组分在喉道处淤积堵塞影响储层产能释放^[48]。建议开发过程中持续控制驱替压力，将CO₂驱替压力控制在最小混相压力附近，同时，不断加强储层堵塞监测，为防止产出液乳化现象，选用高效破乳剂和絮凝剂。推动关键技术本土化，摸索膜分离CO₂技术及变压吸附工艺(PSA)海上化，研发抑制气水合物产出的双截断泄放系统及沉淀预防技术^[49-50]。

4 结语

(1) 中国气驱提高采收率技术进展会继续围绕陆相储层强非均质性特征，在多孔介质中不同注气驱油体系的流动运动描述、不同油藏条件的空气泡沫驱油筛选评价技术、不同类型储层条件的扩大波及体积及混相驱油技术等方向进一步发展。同时，仍需继续配套现场注气工艺技术，完善操作规范及管理标准，促使理论研究与现场实践结合更加紧密，推进该项技术的工业规模化进程。

(2) 注气驱油技术已在陆地油藏中有着成功的应用，但是海上油田相关案例较少。针对海上油藏的大量未动难动储量，可借鉴吐哈鲁克沁超深层稠油油藏氮气泡沫驱、江苏复杂断块水气交替混相驱等开发案例，论证海上空气泡沫、低温氧化驱油技术在地层下的驱油适应性，完善不同油藏类型适用性的筛选标准，探索不同气驱方式的多指标评价方法，形成注气驱油的海上技术方案储备库。

(3) 海上油田注气技术应用潜力较大，多手段联合可降低开发风险，提高开发经济效益。建议以伴生CO₂回注驱油技术为突破点，完善伴生烃类气体回注技术，推广伴气生回注技术的经验。同时，不断配合海上油田稳油控水技术体系的完善，作为稳油控水体系内开发方式的一种补充，持续开展风险较小的注气调剖试验，实现与深部液流转向技术、多元复合化学驱油技术和重力辅助卸油技术深度融合。