層間矛盾對循環(huán)注氣凝析氣藏開發(fā)效果的影響評價

2013-05-30 03:41:36賴偉華汪周華羅浩渝

石油化工應用 2013年11期

賴偉華，汪周華，羅浩渝，羅敏

（1.油氣藏地質與開發(fā)工程國家重點實驗室，西南石油大學，四川成都 610500；2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒 841000）

塔里木盆地某凝析氣藏具有埋藏深（4 900～5 600 m）、凝析油含量高（500～600 g/m3）、地層壓力高（56 MPa）、地露壓差小（2～5 MPa）的特點，是一個近飽和的高含凝析油的高壓凝析氣藏。目的層為古近系底部砂巖和白堊系頂部砂巖。其中古近系屬中孔高滲儲層，均質程度好，連通性好，白堊系屬低孔中-低滲儲層, 儲層非均質嚴重，連通程度中等[1]。

存在反凝析現象是凝析氣藏最為突出的特征[2]，因此目前凝析氣藏最為主要的開發(fā)方式是保壓式開采[3]。對于近飽和、富含凝析油的凝析氣藏，通常采取循環(huán)注氣保壓的開采方式，以減少凝析油在地層中的損失，提高具有較高商業(yè)價值凝析油的采收率。

該凝析氣藏自2000 年12 月正式投產，全面投入循環(huán)注氣開發(fā)，至今已12 年。凝析油產量一直保持穩(wěn)產，據焦玉衛(wèi)[4]的文獻，至2009 年12 月，平均干氣回注率55 %，累積回注約0.23 PV，凝析油采出程度30 %，實際開發(fā)各項指標均高于原方案設計。但隨著注氣開發(fā)的進行，部分生產井氣油比急劇升高，使凝析油產量下降，回注干氣效果變差。陳小凡[5]介紹構造傾角對凝析氣藏注氣效果的影響，杜四輩[6]對油田開發(fā)過程中產生層間干擾的因素做了綜述，包括滲透率的差異、巖性水平上的差異、不合理的工作制度等，本文將介紹由于層間滲透率差異影響凝析油的采收率，以及針對這種情況采取的應對措施。

1 地質模型的建立

為了簡化分析流程，作者未采用某凝析氣田真實的地質模型，而建立一個簡單的三維數值模型，以實現直觀演示干氣驅替效果及凝析油剩余油分布規(guī)律。

模型采用兩相（油、氣）三維凝析氣藏尺寸1 000 m×20 m×320 m 進行模擬。模型縱向上平均分為16 小層，網格節(jié)點數為50×1×16，網格大小20 m×20 m×20 m。

基于該地質模型，分四種情況對該模型進行屬性賦值。方案一為“均質”模型，滲透率為200 mD, 氣層全射開；方案二頂部為高滲透，底部為低滲透層，氣層全射開；方案三基于方案二，生產井僅射開低滲透層；方案四基于方案二，注氣井和生產井均只射開底部低滲透層。具體屬性分布（見表1）。

該模型模擬條件是：埋深5 000 m，地層壓力為56.36 MPa，注采比為0.5（生產井日產8×104m3，日注4×104m3）。

2 相態(tài)及注入氣組分

原始地層流體相態(tài)（見圖1），露點壓力53.83 MPa。

圖1 地層流體相態(tài)圖

將該凝析氣藏原始井流物的15 個組分按組分性質相近原則進行延伸、歸并為8 個擬組分：N2，CO2，C1，C2，C3~C4，C5~C6，C7~C10，C11+，各擬組分摩爾百分數依次為：3.3 %，0.6 %，77.37 %，8.67 %，3.52 %，1.08 %，2.61 %，2.85 %。

表1 模型屬性

圖2 4 種方案凝析油剩余油分布

注入氣為凝析氣脫去重組分后的干氣，氣組分主要是輕組分，分別為N2，CO2，C1，C2，C3，C4。各組分的摩爾百分數0.66 %，3.61 %，83.21 %，9.28 %，2.93 %，0.31 %。

3 凝析油剩余油分布規(guī)律

經過10 年的開發(fā)，四種方案的剩余油空間分布（見圖2）。

圖3 地層壓力變化趨勢

方案一為整個氣藏滲透率為200 mD，注入氣呈“三角”推進比較均勻。出現這種現象的原因是由于注入氣組分為干氣，相對地層凝析氣較輕，由于“重力分異”作用，導致構造頂部的干氣推進速度較快，而構造低部位推進速度相對較慢。當地層壓力低于露點壓力后，低部位的凝析油大量析出，導致地層含油飽和度持續(xù)上升。由于臨界流動含油飽和度16 %，故地層壓力持續(xù)降低（見圖3）而未導致地層含油飽和度的持續(xù)上升。

方案二、三、四上半部分網格1~8 為高滲透層，滲透率為200 mD；下半部分為低滲透層，滲透率為20 mD。從圖2 來看，頂部高滲透層驅替效率高，凝析油剩余少，而底部的低滲透層滯留在地層的凝析油較多，凝析油損失較大。

方案二采用對應注氣的方式—生產井和注氣井全部射開氣層生產，但是底部由于低滲的原因，注氣受效低，凝析油損失大。

方案三采用非對應注氣的方式—生產井僅生產低滲透層，注氣井射開全部氣層。從地層含油飽和度分布來看，與方案二類似，驅油效果未得到顯著改善。原因是由于注入氣沿頂部高滲透層推進，在生產井附近向下錐進，從而繞過了低滲透層。

方案四采用在底部低滲透層進行采氣和注氣的方式進行開發(fā)。從凝析油剩余油分布來看，其注氣受效明顯高于方案二、三。因為底部低滲透層部分受效，剩余油明顯少于前兩種方案。如果將注、采井段再往下移，整個模型的注氣驅替效率會更高，地層中凝析油損失將會更小。

4 主要開發(fā)指標對比

開發(fā)指標對比分析的主要考慮凝析油的生產情況和與之相關的氣油比變化趨勢（見圖4）。

圖4 四種方案氣油比變化對比

從圖4 的氣油比上升趨勢來看，方案一“均質”模型氣油比上升較為緩慢，而由于上下滲透率差異造成的“層間矛盾”導致氣油比上升相對較快，從而說明層間矛盾會導致注入氣沿頂部高滲透層過早的突破。為克服層間矛盾，采用不同的完井層段來改變注入氣推進方向，充分利用注入氣較輕的特性產生的重力分異現象，提高注入氣的波及系數，從而提高凝析油采收率。從曲線趨勢來看，方案四要優(yōu)于方案二和方案三，充分說明優(yōu)化射孔井段，可以防止氣竄的過早突破和最大程度地將凝析油采出來。

同時，四條曲線偏離線性關系，出現“分歧”時的氣油比為2 800 m3/m3，這也反映出整個氣藏氣竄氣油比大約是這個值。可以說明，對于該凝析氣田來說，當一口生產井當生產氣油比達到2 800 m3/m3時，附近的注氣井的注入氣已到達井底，發(fā)生氣竄。到底是哪口，需要通過動態(tài)監(jiān)測來驗證。國內較多文獻提供了判斷氣竄理論方法，有圖版法、動態(tài)分析法等[7-9]，本文僅根據數值模擬結果來判斷，僅提供參考，可能的局限性較大。

從凝析油產出情況來看，圖5 顯示出在未發(fā)生氣竄的時候，四種方案的日產油基本一致，后期日產油的下降是由于反凝析造的。出現差異的地方就是由于注入氣氣竄發(fā)生后，日產油出現不同的走勢。方案二日產油下降最快，方案三次之，方案四較優(yōu)，而“均質”模型方案—沒有層間矛盾最優(yōu)。同時從圖6 的各方案累產凝析油來看，也說明相同的結果。在考慮層間矛盾的情況下，采用底部注、采的方案四最優(yōu)。方案二、三、四在后期日產油量一致，充分說明注入氣完全突破，致使氣竄通道形成后，注入氣繞過低滲層僅沿高滲透層推進，產出的凝析油僅為前期反凝析出的凝析油蒸發(fā)[10，11]到干氣中和氣竄通道邊緣的部分凝析油氣與干氣混相后攜帶產出。

圖5 四種方案日產油變化對比

圖6 四種方案累產油變化對比

通過模擬，10 年生產結束后，從四種方案的凝析油采收率來看（見表2），由于層間矛盾影響采收率較大，如果全都射開氣層，方案二和方案一相差高達2.60 %。為部分克服層間矛盾的負面因素，均采用底部低滲透層進行注、采（方案四），采收率差異縮小到0.97 %。說明該方案可有效抑制凝析氣藏層間矛盾問題，提高凝析油采收率。