海上帶油環凝析氣藏開發

王彥新，周志軍，2，趙建波

（1.東北石油大學 非常規油氣成藏與開發省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江大慶 163318；2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

海上帶油環凝析氣藏開發

王彥新1，周志軍1，2，趙建波1

（1.東北石油大學 非常規油氣成藏與開發省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江大慶 163318；2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

采用油藏數值模擬方法，以海上某A油田為例，通過物理實驗分析，對凝析氣藏注水開發機理和影響因素進行了系統的研究，并對油環開采過程中注水位置進行數值模擬研究，結合實際區塊模擬結果，對比分析可以得出：在油水界面注水的采收率更高；不但能有效保持地層壓力，而且能有效提高凝析氣藏的采收率。

凝析氣藏；開發方案；注水開發；數值模擬；采收率

凝析氣田是世界氣田開發的重點對象，粗略統計結果顯示，巨型氣田中地質儲量超過 1×1012m3的氣田半數以上屬于凝析氣田[1]。這些國家通常采用回注干氣保持壓力開采或者衰竭式開采，而在我國北海地區，嘗試探索注水開發凝析氣田[2]。此次所研究區域A油田為一具有復雜斷層的斷塊油氣藏。工區面積約 7.8km2。帶油環的 凝析氣藏位于古近系 P2 段，從地質特征來看，儲層橫向變化較大，含氣范圍內發育多條小斷層，斷層斷距小，延伸距離短，斷裂較為發育，構造進一步復雜化；儲層物性屬于中孔、中滲型，縱向上薄互層發育，單層厚度分布不均。通過儲量計算發現，該段含凝析氣地質儲量為 6.64×108m3，油環部分地質儲量為 2.72×106m3。

1 凝析氣藏注水開發

結合該凝析氣藏的特點，凝析氣儲量相對較大，油環厚度在30m 左右。采用注水開發帶油環的凝析氣藏主要有兩個作用：①向油氣接觸帶注水，注入水沿著油氣界面在地層中形成一道水幕，把油氣藏的含油部分和凝析氣部分分開，形成所謂的屏障注水；②向地層注水，保持能量開發。該方法避免了地層壓力快速衰減的同時，由于凝析氣區和油區整個壓力衰竭所帶來的原油和凝析油的巨大損失，能使凝析油的反凝析損失減小到最低，并能確保很高的原油采收率。

1.1 油氣藏開發方式研究

開發凝析氣油藏時，既要考慮開發天然氣和凝析油，還要考慮原油的采收率。此類油氣藏的開發有只開采凝析氣頂不開采油環、先開采凝析氣頂后開采油環、先采油環后采凝析氣頂及同時開采凝析氣頂和油環等四種開發程序可選擇。

本文采用油氣藏數值模擬技術對目標區塊進行了三種不同油氣開發程序的預測計算，即只開采凝析氣頂不開采油環、先采氣后采油、先采油后采氣和油氣同采。通過這三種開發程序的油、氣采出程度對比可以看出，先采油后采氣方式的油、氣采出程度都相對較高，綜合考慮油、氣開發效果，則該方式較其他方式而言更適合本區塊的開發。

1.2 油環注水開發效果評價

上述對比先采油后采氣的開發程序最適合本區塊采用。對于油環的開發也有多種方式，以下對兩斷塊在不同位置進行注水開發的效果進行對比，以確定油環的最優開發方式。

主要設計了三種注水方式與枯竭式開采進行注水效果分析。分別為枯竭式開采、油環內注水開采、油水界面注水開采和油氣界面注水開采，其中油環均布3口生產井，注水井為2口，原則上以大井距實現高產。采出程度對比曲線如圖1所示。

圖1 不同注水方式采出程度對比曲線

由圖1可以看出，由于邊水能量較弱，在油水邊界附近注水效果最好，開采2a 采出程度達7.25%，開采6a 采出程度達13.47%；在油氣邊界注水效果次之；而油環內注水效果較差。通過數值模擬數據可以發現，在油水邊界注水保持壓力開采，比衰竭式開采油環能提高采收率4個百分點，大大提高了原油采收率。通過在油水界面注水、在油氣界面注水和油環內注水三種方式的開發效果比較，該區塊更適合于在油水界面注水。

2 結論

對目標區塊的地質特點進行分析并做了相關物理實驗研究，通過對海上帶油環凝析氣藏開發的數值模擬，確定了整體上先開發油環后開發凝析氣藏的開發方案；并對油環開采過程中注水位置進行數值模擬研究，發現在油水界面注水的采收率更高；通過對該區塊油藏物性的實驗和數值模擬研究發現，向凝析氣藏中注水能在一定程度上有效保持地層壓力，并提高凝析氣藏的采收率。通過本次研究發現海上凝析氣藏注水開發具有一定的可行性，為我國海上凝析氣藏的開發提供了一定的指導意義。

[1] 郭平，李海平，程遠忠，等.廢棄凝析氣藏注污水提高采收率室內實驗及現場應用[J].天然氣工業，2003，（5）：76-79.

[2] 袁士義.凝析氣藏高效開發理論與實踐[M].北京：石油工業出社，2003.

Development of Condensate Gas Reservoir with Oil Rim on the Sea

Wang Yan-xin，Zhou Zhi-jun，Zhao Jian-bo

In this paper，the numerical simulation method of reservoir is used to study the mechanism and influencing factors of water injection in condensate gas reservoirs by means of physical experiment，and the numerical simulation of water injection in oil ring mining process is carried out.Compared with the actual block simulation results，the comparative analysis can be concluded that the water recovery in the oil-water interface is higher，not only can effectively maintain the formation pressure，but also can effectively improve the recovery of condensate gas reservoirs.

condensate gas reservoir；development program；water flooding numerical simulation；recovery rate

TQ051.62

A

1003-6490（2017）06-0051-01

2017-05-08

王彥新（1990—），男，寧夏銀川人，在讀碩士研究生，主要研究方向為油氣藏工程、數值模擬方面研究。