雷 源，杨 明，周凤军，王 雨，李 扬

（中海石油（中国）有限公司渤海石油研究院，天津300459）

在气顶油藏开发中，油气界面发生运移会使附近的采油井发生气窜，导致产量急剧下降，从而影响油藏整体的采收率［1-5］。目前，油气两相相对渗透率曲线主要通过取心岩样在实验室进行测定［6］。但是，一方面由于储层非均质性的影响，岩心室内实验获取的相渗曲线无法准确反映油藏的整体特性［7-8］，另一方面，在油气相渗曲线数据处理过程中应用函数拟合法外推得到的相渗端点值并不能准确代表储层中流体真实端点值［9］。有研究表明油气相渗曲线存在明显的束缚气饱和度［10-11］，而油气相渗实验测定的束缚气饱和度通常很小或为0，应用实验测定的油气相渗曲线进行数值模拟时历史拟合误差较大，指标预测不合理。

目前对气顶油藏油气相渗曲线的研究较少，吕军［12］在1988 年研究了油气相对渗透率实验数据的处理方法。郭平等人针对凝析气藏的平衡凝析油气相渗曲线测定进行了研究［13-17］，王锐等人对低渗油藏CO2/N2驱油时扩散作用和溶解作用对油气相渗特征的影响进行了探讨［18-20］。

1 影响因素分析

建立了气顶油藏注水开发的数值模拟机理模型，采用两口水平井开发，水平井走向平行于油水界面。模型网格数30×40×6，网格尺寸10 m×10 m×1 m，原油地质储量25.89×104m3，气顶指数0.5，孔隙度30.0%，渗透率1 000×10-3μm2，原油黏度12.0 mPa·s，溶解气油比30 m3/m3。实验测定油气相渗曲线如图1。针对油气相渗不同端点值对采油井的最大生产气油比和最终采收率的影响进行了模拟。……