凝析氣田注氣吞吐解除近井污染可行性研究

呂 蓓 馬 慶 陳文龍 樊宏偉

1.西南石油大學石油工程學院，四川 成都 610500；

2.克拉瑪依職業技術學院，新疆 克拉瑪依 834000；

3.中國石油塔里木油田公司天然氣事業部，新疆 庫爾勒 841000

0 前言

隨著某凝析氣田開發的進行， 地層壓力與初始凝析壓力差值變小，多數接近飽和凝析氣田范圍，最大反凝析液量小于臨界流動凝析油飽和度，若不保持壓力開發，不但凝析油的采收率低， 而且凝析油積聚在近井地帶和井筒內，影響氣相滲透率和氣井的產能。這已成為衰竭式開發凝析氣田時氣井開采中特別需要解決的問題。

1 單井模型的選取與建立

單井注氣吞吐數值模擬研究的目的是通過對凝析氣井泄氣區范圍內， 特別是近井筒地層地質油藏特征、油氣水三相滲流特征及產狀、反凝析飽和度分布及其地層堵塞過程的油藏模擬計算，分析反凝析機理［1-4］。 評價注氣吞吐或其他方法降低或解除反凝析提高氣井產能的程度和有效性，為礦場試驗操作及工藝方案設計提供依據［5］。凝析氣田的最大特征就是反凝析現象，反凝析最早發生在近井帶，因此對已發生反凝析現象的井單獨研究能更精確地反映井筒和近井地帶反凝析液的分布規律［6-10］。

單井模型選用加拿大CMG 公司的組分模擬器進行模擬，將地層流體劃分為9 個擬組分，分別為CO2、N2、C1、C2～C3、i C4～n C4、i C5～C6、C7～C10、C11～C12、C13+， 運算時采用單井徑向網格系統。網格劃分為17×4×38，數模網絡Ⅰ方向網格尺寸大小為：0.515、1.048、2.130、4.329、8.797、17.874、36.320、50、50、50、50、50、50、50、100、100、260 m。 物性參數分布及網格分布見表1 和圖1。

表1 YM701井儲層建模參數匯總表

圖1 YM701 井單井數模網格平面圖

2 單井注氣吞吐效果模擬研究

YM701 單井生產歷史擬合生產制度采用定單井日產油，擬合了日產氣、氣油比和井底流壓，其計算值和實際值基本吻合，總體上擬合效果較好，可用于機理分析和動態預測。

在歷史擬合的基礎上，模擬研究衰竭開發方案和注氣吞吐方案，論證某凝析氣田的反凝析污染情況，工作制度為定壓力生產，預測時間為3 年。

2.1 周期注氣總量對比分析

周期注氣總量是影響吞吐效果的主要參數之一。 利用所建立的單井吞吐地質模型，比較5 種不同周期注氣總量（120×104、160×104、240×104、320×104、400×104、500×104m3）下YM701 井干氣換油率、累積增油量。 增油量為吞吐后的產油量扣除該井不進行注氣吞吐而繼續用原來的生產方式生產的基礎產油量，數值模擬結果見圖2。

從圖2 可看出，換油率隨著周期注氣總量的增加而增加，但換油率增加速度是逐漸降低的，說明隨著注氣總量的增加，單位注入干氣量的利用率逐漸降低。 最佳的周期注氣總量需由經濟評價方法來確定，從累積增油量考慮， 換油率需要滿足經濟效益要求。 由圖2 求得的最佳周期注氣總量為400×104m3。

圖2 注氣總量對換油率的影響

2.2 注氣速度對比分析

注氣速度也是影響吞吐效果的重要因素。 為了研究注氣速度對吞吐效果的影響，在本研究中模擬了注氣總量為400×104m3時不同注氣速度下的換油率， 計算結果見圖3。

圖3 注氣速度對換油率的影響

從圖3 看出，注氣速度存在一個合理選值問題。 曲線變化趨勢表明， 開始階段換油率隨著注氣速度的增加而增加，但隨著注氣速度增加，曲線開始下降。 注入速度存在最佳值，取曲線最高點9.3×104m3/d 為最佳注氣速度。

2.3 燜井時間對比分析

油井注氣后， 注入氣體分子需要一段時間進行擴散傳質，使其充分溶于原油，起到膨脹、降黏、抽提再蒸發作用，因此需要關井一段時間以保證注氣的吞吐效果。 在本研究中模擬計算了累計注氣量為400×104m3時燜井期（10、20、30、40、50、60 d）的增產油量及換油率，計算結果見圖4。

從圖4 可看出，27 d 的燜井時間比其他的燜井時間效果更好。 但由于燜井期的長短與油藏原油的黏度、滲透率、干氣的注氣量和注氣速度等都有關，因此研究結果需要結合其他因素綜合考慮。 在實際生產過程中如果開井很長一段時間只產氣不產油，則可根據實際情況關井一段時間再開井生產。

圖4 燜井期對換油率的影響

2.4 優選結果

以歷史擬合結束來開始注氣吞吐生產為計算基礎的優選結果：最佳注氣總量400×104m3，最佳注氣速度9.3×104m3/d， 最佳燜井時間27 d。 利用以上優化結果進行預測，與衰竭開采方案進行對比，預測時間為8a，每2a 進行一次吞吐作業，共經歷4 個吞吐周期，計算結果見圖5。

圖5 優選方案下的原油累積產量

由圖5 可見，對比原趨勢繼續常規開采的生產效果，注氣吞吐生產可累計增產油6 424 t。

3 注氣吞吐解除反凝析研究

YM701 井注氣吞吐前后含油飽和度與氣相相對滲透率變化曲線見圖6～7， 近井地帶反凝析油飽和度見圖8～9。

圖6 注氣吞吐解除反凝析過程含油飽和度分布剖面

圖7 注氣吞吐解除反凝析氣相相對滲透率分布剖面

圖8 衰竭方案下反凝析油飽和度剖視圖

圖9 優選方案下反凝析油飽和度剖視圖

由圖6～9 可見，采取衰竭式開采，近井地帶壓力明顯降低，反凝析液飽和度達到27%，氣相滲透率較低。 注氣吞吐后，近井地帶壓力升高，反凝析液相飽和度降低，氣相相對滲透率增加，注氣量越大，反凝析液飽和度降低越多，氣相相對滲透率恢復越高，注氣吞吐處理半徑達到50 m 左右。

4 結論

a） 單井開展注氣吞吐作業后， 吞吐井YM701 的日產油和累積產油較衰竭式開發方案有明顯提高，近井帶反凝析現象明顯降低。

b）某凝析氣田反凝析污染單井數值模擬顯示：衰竭開采時，近井帶22.41 m 內反凝析油飽和度急劇增加，油相相對滲透率較低，反凝析發生后，油相相對滲透率從0.417 下降到0.26，下降幅度超過40%，說明反凝析油流動能力較弱，而且反凝析使氣井產能降低。

c）近井帶由于反凝析的發生，氣相組成摩爾含量增加，說明重組分反凝析后，氣相組成變輕。 而近井帶油相中的C1含量相對最低，說明越靠近井筒，地層反凝析油越重。 而油相和氣相黏度隨反凝析的發生影響很小。

d）地層中已經存在反凝析現象，反凝析量最大達到10.3%左右，近井帶反凝析相對明顯，主要原因是井底流壓較地層壓力低。

e）注氣井周圍基本不存在反凝析油現象，分析原因主要是注氣井周圍壓力相對較高，存在注入氣對凝析油的驅替作用。 注入氣能降低體系露點壓力和反凝析液量，使凝析氣不容易反凝析，反凝析飽和度降低，有利于凝析氣田的開發。

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