1. 引言

现阶段，我国对石油需求量非常大，但对外依存度仍居高不下，这是由于油藏采收率不尽人意[1]。在提高采收率的过程中，了解油藏的信息尤为关键，例如进行气驱时，需要把握注入气体对油藏的驱油情况、主渗通道数量、气体的波及区域及流向[2] [3]。为应对上述情形，井间示踪技术应需而生，通过跟踪井下注入的示踪剂并分析其在生产井中的浓度变化，可用于解析油藏的地质特征和开发情况，为油气田开发提供技术支撑[4]-[6]。

2. 气体示踪剂的国内外研究现状

气体示踪剂是指在油藏开发过程中，注入的气体或气态物质，用于追踪流体的流动路径、分布和波及范围[7]，其主要用于注气混相驱、非混相驱和蒸汽驱等过程[8]。气体示踪技术作为油田现场动态监测的重要一环，最早在国外开始研究。Dugstad [9]等证明了气体示踪剂的早期适应性，以监测注入的碳氢化合物气体。Kleven [10]等通过非放射性示踪技术在挪威北海的Gullfaks和Sleipner两个海上油田中的应用，得出其可以有效地跟踪注气过程，为油田储层描述和生产优化提供关键信息。Huseby [11]等展示了气体示踪剂的应用，以研究其对地下气体运动的影响，包括气体和液体示踪剂的4D地震比较。而在北马来盆地(NMB)气田，也通过进行气体示踪剂注入试验，成功解决了HESS的生产运营和监测挑战[12]。

我国虽起步较晚，但也取得了许多突出的进展。梁开芳[13]等将硝酸铵及硫氰酸铵应用于胜坨油田封堵大孔道的投放和检测中，对油藏的性质有了更清晰的认识。杨林等[14]通过示踪剂在河南稀油田的应用，提出选择示踪剂时，需要考虑其与地层水之间的配伍性和生物稳定性，同时要注意示踪剂之间相互影响作用，为多类示踪剂联合使用提供了理论指导。李补鱼[15]等通过在中原油气藏监测试验，建立了气体示踪剂分析检测方法并研制了一套气体示踪剂注入装置。崔洁[16]等通过检验注入水和化学添加剂的影响，优选出更适合胜坨油田的示踪剂，提高了示踪剂检测的准确性。但是目前针对气体示踪解释方面的内容涉及较少，且没有系统地整理。本文基于气体示踪技术基础理论，结合过往研究进展，从气体示踪剂的分类、性质、用量确定以及气体示踪技术解释几个方面展开介绍。

3. 气体示踪剂的分类

由于现场使用的气体示踪剂通常不溶于水，并在油气两相中均有分配，因此可根据类别进一步分为化学气体示踪剂和放射性气体示踪剂[17] [18]，见表1。放射性示踪剂常用闪烁计数器进行检测，见图1，但因为其环境问题逐渐退出应用，而化学气体示踪剂随着检测仪器精度的提高开始广泛应用于油田现场[19]-[21]，常用气相色谱仪进行检测，见图2。基本原理是基于不同物质在固定相和流动相中的分配系数差异来实现混合物的分离和检测。仪器检测结果的准确性主要受以下几个因素影响：

(1) 载气因素：气体纯度不够，会引入杂质峰，而当气体流速过高或过低时也会影响分离效率；

(2) 环境条件：高湿度环境会导致仪器的绝缘性能下降；

(3) 进样系统：过多的样品量可能导致峰拖尾或色谱柱过载；

(4) 色谱柱因素：柱长越长，分离效果越好；内径越小，柱效越好。

Table 1. Common types and characteristics of different gas tracers

表1. 不同气体示踪剂常用种类及特点

Figure 1. Schematic diagram of the basic principle of a scintillation counter

图1. 闪烁计数器基本原理示意图

Figure 2. Chemical gas tracer detection system

图2. 化学气体示踪剂检测系统

4. 气体示踪剂的性质

4.1. 气体示踪剂的适用性

气体示踪剂通常指的是气态的示踪物质，如氮气、氦气、二氧化碳等。气体示踪剂由于具有低密度、易扩散等特点，常用于需要穿越油气井、油层或水层的场景，尤其适用于需要监测气体驱动、气水交替流动等情况的气驱井组[22]。

水溶性示踪剂是指可溶于水中的化学物质，如染料、盐类化合物、放射性同位素、荧光染料等。水溶性示踪剂在油田监测中主要用于水驱、注水和水合物注入等与水流动相关的水驱井组[23]。

4.2. 气体示踪剂的运移机理

在地下多孔介质中，示踪剂注入流体，受对流和水动力弥散(机械弥散、分子扩散)的控制[24] [25]，见表2。对于气体示踪剂而言，分子扩散是其在原油中迁移的关键机制[26]。郑子荷[27]通过压力脉冲实验记录扩散管中气体示踪剂向油样中扩散过程的压力变化，然后根据Fick第二定律和油气界面的动态边界数学模型进行求解，得到气体示踪剂在油样中的扩散系数。

气体示踪剂运移机理示意图，见图3~6。

Table 2. Different migration mechanisms and characteristics

表2. 不同运移机理及特性

Figure 3. Schematic diagram of CO₂ convection displacing CH₄ in connected pores

图3. 连通孔隙中CO₂对流驱替CH₄示意图

Figure 4. Schematic diagram of longitudinal dispersion

图4. 纵向弥散示意图

Figure 5. Schematic diagram of lateral dispersion

图5. 横向弥散示意图

Figure 6. Schematic of molecular diffusion

图6. 分子扩散示意图

4.3. 气体示踪剂在油藏流体中的分配

理想的水示踪剂仅在水相中存在，沿水流路径迁移，反映注入水在油藏中的流动过程。而气体示踪剂在油田井间监测和多相流动的情况下，通常涉及气相或油相之间的分配，影响其在油田中的传播速度和分布[28]。鲜波[29]等通过滞留实验研究了泥岩含量、温度和压力对气体示踪剂滞留的影响，提出了一种基于分配系数和原油饱和度的特征速度方程，结果表明，分配系数越大，气体示踪剂的运移速度越慢，滞流程度越大。

4.4. 气体示踪剂的热力学性质

气体示踪剂相较于水溶性示踪剂受温度和压力的影响更大，而其不同压力下相态的变化也会使得驱替过程中出现混相与非混相两种方式。同时气体示踪剂从地下产出时也会因会膨胀而导致计量体积显著增大，这也是分析示踪剂产出曲线时不可忽视的一点。

5. 气体示踪剂的用量确定

示踪剂的注入量与地层含油气体体积成正比，与检测仪器的灵敏度成反比，即含油气面积越大，注入量越大，而检测灵敏度越高，注入量越少。目前对示踪剂的注入量还没有一种准确的确定方法，一般采用估算的方法来计算。Brigham-Smith基于五点法井网的计算公式和最大稀释体积法计算公式是当前油田现场主要应用的两种方法[30]。

Brigham [31]等在假设按五点法布井、均质地层、注采比为1:1，在注入流体与地层流体流度比为1的条件下，结合面积波及影响、示踪剂段塞前后的稀释作用以及现场突破和弥散数据，利用Fick扩散方程推导出水示踪剂用量的预测计算公式。该方法还可用于估计气体示踪剂的体积分数，但是弥散常数需要通过试验重新确定。

对于化学气体示踪剂，Brigham-Smith计算公式为：

$G_c=1.44h\phi S_g{C}_p{L}^{1.735}{\alpha }^{0.265}$ (1)

式中：G_c为化学示踪剂用量，kg；h为地层厚度，m；φ为地层孔隙度；S_g为含气饱和度；C_p为从油井采出示踪剂的峰值浓度，mg/L；L为井距，102 m；α为弥散常数，m，一般，气体示踪剂为0.31 m。

对于放射性气体示踪剂，Brigham-Smith计算公式为：

$G_r=1.44\times {10}^{7}h\phi S_g{C}_p{L}^{1.735}{\alpha }^{0.265}$ (2)

式中：G_r为放射性示踪剂用量，Bq；Cp为从油井产出示踪剂的峰值浓度，Bq/L。

最大稀释体积法计算公式考虑了示踪剂在能够被稀释到最大程度时，采出气体仍然能检测到示踪剂时的用量。但是用该公式计算得出的示踪剂用量往往会多很多，这对于成本会是一个非常大的提高，同时过量的示踪剂将会影响后续注入的示踪剂的选择以及用量。

一般来说，氚类放射性物质用量为3.7 × 10¹¹~3.7 × 10¹² Bq；化学示踪剂用量：全氟环烷烃为10~100 kg；氟利昂类为50~200 kg；SF₆为50~150 kg。

6. 气体示踪技术解释

气体示踪技术解释指的是通过分析生产井气体示踪剂的产出曲线，反演储层地质参数并计算开发指标。例如，当示踪剂产出曲线为单峰时，注采井之间存在一条主渗通道，而多峰时则可能存在多条主渗通道。同时示踪剂产出曲线峰值越高，则表明示踪剂推进的主渗通道厚度、示踪剂波及体积和波及面积较大；示踪剂产出曲线峰值越低，则表明示踪剂推进的主渗通道厚度、示踪剂波及体积和波及面积较小[32]-[34]，见图7、图8。

Figure 7. Tracer return curve, single peak

图7. 示踪剂返排曲线——单峰

Figure 8. Tracer return curve, multiple peak

图8. 示踪剂返排曲线——多峰

气体示踪技术解释的主要内容为通过建立气体示踪剂在储层中的流动模型，并利用生产井处其产出浓度曲线与地层参数的关系改变参数，使模型计算曲线与实际测试曲线拟合，来反演地层参数[35] [36]。现如今示踪技术的主要解释方法有三种：解析法、半解析法和数值法。它们的特点见表3 [37]-[40]。

Table 3. Comparison of different methods of interpretation

表3. 不同解释方法对比

气体示踪技术解释作为井间示踪技术重要的一环，仍在不断的精确及完善。Huseby [41]等通过对油气藏多相流分布规律的研究，推导出油气两相分布的数学表达式，并构建了油气两相运移的数学模型。Moral [42]等阐述了如何将气体示踪剂的井间流动整合进油田数值模拟模型，通过气体示踪剂的解释分析，从而改善储层表征。周丽梅[43]等根据示踪剂曲线特征来判别油藏井间的连通方式。Mulkem [37]等在缝洞储层中，采用化学气体示踪法对邻近井的大裂缝连通度进行了评价。李牧[44]针对缝洞碳酸盐岩储层的连通性特征，建立了连续和段塞两种不同注入方式下的井间串并联示踪剂流动模型。刘学利[45]等建立缝洞型油藏注采井间气体示踪解释物理和数学模型，并分析了各个参数对体积分数曲线峰值的影响。张雅玲[46]通过研究气体示踪剂在油藏中的分配与滞流机理对其流动的影响，构建了混相驱气体示踪剂流动模型，并运用非线性最优化技术定量解释了生产井的示踪剂浓度剖面。建立物理模型和数字模型是对气体示踪剂进行解释的有效手段，而模拟是示踪剂研究建模的关键，动态模拟监测示踪项目尤为重要。任何实地发生的任何变化都应定期反应在模型，以衡量示踪剂在储层中的实际移动情况[47]。

目前现场通过气体示踪技术解释得到的最主要的参数包括波及体积、井间气窜速度、回采率等，以下给出波及体积和回采率的计算公式。

示踪剂井间波及体积指的是在油藏中，示踪剂从注入井传播到生产井所波及的油藏体积。它反映了示踪剂通过地层的扩散、流动和迁移所影响的区域大小，通常用于评估流体在油藏中的流动路径和波及范围。

$V_p=\eta \left({\displaystyle \int C\left(m\right)mdm}\right)/{\displaystyle \int C\left(m\right)dm}$ (3)

式中：V_p为示踪剂波及体积，m³；C为产出浓度，Bq/L或Ng/L；η为回采率；m为示踪剂注入后累计注入流体(气/水)量，m³。

示踪剂回采率是评价气窜强度和储层非均质程度的重要标志，指的是在生产井中回收的示踪剂量与注入井中注入的示踪剂量之间的比例，它的大小在一定程度上能够说明井间动态连通的情况[48]。对于气驱油藏，若无气窜且储层均质，短期内回采率应接近0；若气窜达到极限且储层非均质较强，回采率可能接近1。对于常规储层，短期内示踪剂回采率通常小于50%~60%。

$\eta ={\displaystyle \int C\left(p\right)}pdp/A$ (4)

式中：p为生产井产气(水)量，m³；A为示踪剂注入量，kg或ci。

7. 总结与展望

井间示踪技术通过监测示踪剂在井间的流动，帮助评估油藏流体动态、注采效果和油藏连通性，从而优化油田开发策略和提高采收率。通过调研分析国内外相关研究领域研究进展得到以下四点结论：

(1) 随着检测仪器精度的提高，化学气体示踪剂逐步代替放射性气体示踪剂在油田广泛应用。

(2) 气体示踪剂与水溶性示踪剂具有不同的流动机制和监测要求，在使用时需要根据实际油田条件、设备和目标进行合理选择，在解释的过程中也要考虑其不同的性质。

(3) 示踪剂的用量确定目前没有精确的计算公式，这也导致成本提高和检测灵敏度降低，同时过量的示踪剂将会影响后续注入的示踪剂的选择以及用量。

(4) 气体示踪技术解释可以得到波及体积、井间气窜速度、回采率以及主渗通道个数等信息，为油田提供实时数据，帮助开发团队动态监控油田的生产状况，通过分析井间流体的流动特征、评估气体驱替效果和优化注气作业，从而提升采收率和管理效率。

随着油藏条件的复杂性和开发需求的提升，气体示踪技术将继续发展。特别是在多相流动、非均质油藏等复杂场景下，如何进一步提高示踪剂的分辨率和监测精度仍是研究的重点。此外，随着数据分析技术的进步，如机器学习与大数据分析的结合，气体示踪剂的应用有望实现更精细化、实时化的监测与优化，对油田的开发决策提供更加准确的支持。

参考文献