鹿克峰，苏畅，程超逸

（中海石油（中国）有限公司上海分公司勘探开发研究院，上海 200335）

0 引言

挥发性油藏的气油比通常为 267～623 m3/m3，原油体积系数大于1.8，在泡点压力以下具有高收缩率；通常认为衰竭式开采的挥发性油藏采收率不高，一般为19%～25%[1]。为避免原油收缩，多数挥发性油藏采用注气、注水保压或混相驱开发。一些实际开发案例显示，采用衰竭式开发的挥发性油藏实际原油采收率高于预测值。1978年投入开发的美国波德河盆地Buck Draw油田属弱挥发性油藏，低于饱和压力的情况下产量递减趋势没有明显增大，李国玉等[2]认为游离气中的凝析油延缓了产量的递减；中国渤海海域BZ13-1属近饱和挥发性油藏，受海上平台限制采用衰竭式开发，生产过程中气油比始终呈平稳上升趋势，在地层压降幅度为 40%时，原油采收率达 22%，超过最终采收率预测值[3]；中国南海西部油田ZH1-2L挥发性油藏，采用衰竭式开发，地层压力低于原始泡点压力后气油比未出现快速上升趋势，在地层压降幅度为 35%时，原油采出程度达到 20%[4]。以上生产现象均说明，传统的挥发油采收率预测方法存在一定的问题。

针对衰竭式开发的饱和油藏，通常基于传统溶解气驱油理论预测采收率，应用较为广泛的Muskat法[5]、Schilthius法[6]以及 Tarner法[7]均假设油藏存在油气两相，且两相间不存在相间传质。事实上，由于挥发性原油中间组分占比高，衰竭开发过程中必然存在相间传质，传统溶解气驱油理论预测挥发油采收率的适用性有待落实。……