超臨界凝析氣藏開發(fā)后期注CO2提高采收率
——以北部灣盆地福山凹陷蓮4斷塊為例

馮 文 彥

中國(guó)石油南方石油勘探開發(fā)有限責(zé)任公司

超臨界凝析氣藏開發(fā)后期注CO2提高采收率
——以北部灣盆地福山凹陷蓮4斷塊為例

馮 文 彥

中國(guó)石油南方石油勘探開發(fā)有限責(zé)任公司

馮文彥.超臨界凝析氣藏開發(fā)后期注CO2提高采收率——以北部灣盆地福山凹陷蓮4斷塊為例. 天然氣工業(yè)，2016， 36（7）：57-62.

蓮4斷塊為北部灣盆地福山凹陷西北部受3條斷層夾持的富含凝析油高飽和凝析氣藏。為了探求該凝析氣藏衰竭開發(fā)后期提高凝析油采收率技術(shù)，基于超臨界流體相態(tài)行為和衰竭開采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，綜合運(yùn)用超臨界流體理論和多種動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、產(chǎn)量遞減、生產(chǎn)井?dāng)y液能力、剩余開發(fā)潛力分析等多種油藏工程動(dòng)態(tài)分析方法，分析了蓮4斷塊凝析油氣衰竭開采儲(chǔ)量動(dòng)用程度以及剩余開發(fā)潛力。結(jié)果表明：①蓮4斷塊開發(fā)初期地層凝析油氣流體具有超臨界流體的特征，地層壓力低于露點(diǎn)壓力就會(huì)產(chǎn)生明顯的反凝析損失；②受反凝析效應(yīng)和地層彈性能量釋放快的影響，蓮4斷塊衰竭開采儲(chǔ)量動(dòng)用程度偏低，80%的凝析油仍然滯留在地層中，剩余開發(fā)潛力大?；谏?斷塊超臨界凝析油氣流體具有高密度特征，通過(guò)組分模型數(shù)值模擬優(yōu)化設(shè)計(jì)，提出了采用頂部注CO2邊注邊采恢復(fù)壓力的注氣開采方式，通過(guò)形成次生氣頂同時(shí)達(dá)到重力穩(wěn)定混相驅(qū)的二次開發(fā)技術(shù)來(lái)提高凝析油氣藏的采收率。

超臨界態(tài)凝析氣藏 衰竭開采 開發(fā)動(dòng)態(tài) 凝析油采收率 注二氧化碳 重力穩(wěn)定混相驅(qū) 福山凹陷 北部灣盆地

位于海南省的北部灣盆地福山凹陷經(jīng)過(guò)20年的勘探開發(fā)，先后發(fā)現(xiàn)了花場(chǎng)、白蓮、金鳳等7個(gè)含油氣構(gòu)造，探明了古漸系漸新統(tǒng)潿洲組、始新統(tǒng)流沙港組一段、流二段、流三段等4套含油層系。目前花場(chǎng)—白蓮構(gòu)造為主要油氣生區(qū)，其中流一段油氣藏類型簡(jiǎn)單，均為常規(guī)油藏，但流二、三段油氣藏類型復(fù)雜，既有高含凝析油型近臨界態(tài)凝析氣藏，也有近臨界態(tài)的揮發(fā)油藏，其中蓮4斷塊屬于高飽和凝析氣藏，凝析油含量高，地層條件下呈現(xiàn)為近臨界凝析氣藏，是筆者研究的主要目標(biāo)區(qū)塊［1］。

1　蓮4斷塊近臨界凝析氣相態(tài)特征

圖1給出了蓮4斷塊構(gòu)造井位及產(chǎn)狀圖。蓮4斷塊氣藏類型為層狀構(gòu)造凝析氣藏，為中孔高滲透儲(chǔ)層；油氣層分布穩(wěn)定，連通性好；埋藏深度2 550 m，原始地層壓力26.6 MPa，地層溫度116.3 ℃；儲(chǔ)層及油層分布穩(wěn)定，平均氣層厚度12.2 m，含氣柱高度80 m，孔隙度16.6%，滲透率118 mD；凝析油含量達(dá)到508 m3/t，屬于“小而肥”的凝析氣藏。蓮4斷塊布井4口，氣藏目前累產(chǎn)天然氣1.03×108m3，凝析油2.4×104t，地質(zhì)儲(chǔ)量凝析油采出程度為18.6%，天然氣采出程度為33.4%，剩余天然氣儲(chǔ)量2.1×108m3，凝析油10.5×104t。目前地層壓力10.6 MPa，壓力保持水平較低，只有1口井正常生產(chǎn)，其余3口井已停產(chǎn)，剩余儲(chǔ)量較大。但蓮4斷塊周邊的蓮21等斷塊為高含CO2氣藏，開發(fā)后期具有注氣提高地層反凝析油采收率的條件。

圖1　蓮4斷塊構(gòu)造井位及產(chǎn)狀圖

鑒于此，為了進(jìn)一步認(rèn)識(shí)蓮4斷塊凝析氣藏剩余潛力，筆者針對(duì)蓮4斷塊高飽和近臨界凝析氣藏特征，綜合運(yùn)用地層流體相態(tài)特征、生產(chǎn)指示曲線特征、動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算、生產(chǎn)井?dāng)y液能力、剩余開發(fā)潛力分析等多種油藏工程動(dòng)態(tài)分析方法［2-7］，開展蓮4斷塊衰竭開采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及剩余開發(fā)潛力分析，并進(jìn)一步運(yùn)用組分模型數(shù)值模擬技術(shù)開展了蓮4斷塊凝析氣藏開發(fā)后期注CO2提高凝析油采收率可行性研究，目的是對(duì)后續(xù)注氣提高采收率二次開發(fā)主體技術(shù)的篩選提供技術(shù)支撐。

2　蓮4斷塊近臨界凝析氣相態(tài)特征

蓮4斷塊地層流體具有近臨界態(tài)凝析氣藏流體性質(zhì)和相態(tài)特征，這是影響其開發(fā)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的主要因素之一。蓮4斷塊地層凝析油氣流體組成為：C1含量為59.10%，C2～C6含量為20.47%，C7+含量為5.65%，屬于高含中間烴組分的高飽和凝析氣藏地層流體組成［8］。

圖2給出了蓮4井地層流體p—T相態(tài)圖。基于超臨界流體理論［9］，如果把臨界溫度點(diǎn)到臨界凝析壓力點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的溫度點(diǎn)之間臨界區(qū)露點(diǎn)線以上的近臨界點(diǎn)區(qū)域定義為超臨界區(qū)（而地層溫度高于臨界凝析壓力溫度點(diǎn)露點(diǎn)壓力以上的區(qū)域可理解為超超臨界流體區(qū)域，即為強(qiáng)氣態(tài)凝析氣區(qū)），則蓮4斷塊地層凝析油氣流體具有相對(duì)高密度和近臨界乳光效應(yīng)的超臨界流體特征，見(jiàn)圖3中從A到E的光學(xué)效應(yīng)。由于其地層溫度與臨界凝析壓力所對(duì)應(yīng)的溫度接近，蓮4斷塊地層凝析油氣流體具有超臨界流體的特征。

圖2 蓮4井原始地層流體p—T相態(tài)圖

圖4給出蓮4井地層凝析氣等組成膨脹過(guò)程反凝析油析出量與地層壓降的關(guān)系，可知隨著地層壓力降低，在剛剛低于露點(diǎn)壓力的壓降階段，反凝析油量就急劇增加，在地層溫度條件下等組成膨脹過(guò)程最大反凝析壓力高達(dá)22.5 MPa，最大反凝析液量接近30%。具有較典型的高飽和近臨界凝析氣藏反凝析特征。

圖3　蓮4井地層流體近臨界乳光效應(yīng)圖

圖4　地層流體等組成膨脹過(guò)程反凝析液析出特征圖

3 蓮4斷塊生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及剩余潛力分析

3.1開采過(guò)程產(chǎn)狀變化情況

蓮4斷塊有4口井生產(chǎn)，分別為蓮4井、蓮4-1x井、蓮4-2x井和L4-4x井，其中L4-4x井開井時(shí)間短，處于早期關(guān)井狀態(tài)。自2007年8月投產(chǎn)以來(lái)，日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)油量一直呈下降趨勢(shì)，圖5和圖6分別為蓮4斷塊平均日產(chǎn)油、氣、水變化曲線和氣油比、水氣比、含水率變化曲線。結(jié)合地質(zhì)資料，蓮4斷塊水體能量供給不足，地層衰竭較快。同時(shí)，生產(chǎn)期間，蓮4斷塊生產(chǎn)氣油比逐漸上升后中間又出現(xiàn)駝峰現(xiàn)象（部分可動(dòng)反凝析油參與流動(dòng)又引起氣油比降低），后期又顯著上升（地層遠(yuǎn)處開始發(fā)生反凝析），表明蓮4斷塊富含凝析油超臨界凝析氣流體在衰竭開采過(guò)程中反凝析現(xiàn)象非常嚴(yán)重［10-11］。

3.2儲(chǔ)量動(dòng)用程度

分別運(yùn)用Blasingame方法、Agarwal-Gardner方法（AG方法）、NPI方法、Transient方法和流動(dòng)物質(zhì)平衡法（F.B.M.方法）計(jì)算蓮4斷塊3口生產(chǎn)井蓮4井、蓮4-1x井和蓮4-2x井的動(dòng)儲(chǔ)量，表1給出3口井動(dòng)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果。結(jié)果顯示，所用5種方法計(jì)算的動(dòng)儲(chǔ)量相差不大，動(dòng)態(tài)地質(zhì)儲(chǔ)量可作為生產(chǎn)井的參考動(dòng)態(tài)地質(zhì)儲(chǔ)量。不同方法計(jì)算的占地質(zhì)儲(chǔ)量動(dòng)用程度在25%～27%之間，占可采地質(zhì)儲(chǔ)量動(dòng)用程度在37%～40%之間。因此，蓮4斷塊的動(dòng)用程度處于較低水平。

圖5　蓮4斷塊平均日產(chǎn)油、氣、水變化曲線圖

圖6　蓮4斷塊氣油比、水氣比、含水率變化曲線圖

3.3產(chǎn)量遞減分析

在氣田開發(fā)中應(yīng)用最多的產(chǎn)量遞減規(guī)律分析方法是Arps提出的3種遞減模型，即指數(shù)遞減、雙曲遞減和調(diào)和遞減，尤其是雙曲遞減模型應(yīng)用最為普遍［12］。分別運(yùn)用指數(shù)遞減、雙曲遞減、調(diào)和遞減3種產(chǎn)量遞減模型分析了蓮4斷塊蓮4井、蓮4-1x井和蓮4-2x井的產(chǎn)量遞減特征，其中蓮4井符合指數(shù)遞減規(guī)律，遞減指數(shù)為n=0，遞減率為0.121，預(yù)測(cè)單井可采儲(chǔ)量為85.093×106m3；蓮4-1x井符合雙曲遞減規(guī)律，遞減率為0.139，預(yù)測(cè)單井可采儲(chǔ)量為21.518×106m3；蓮4-2x井符合雙曲遞減規(guī)律，遞減率為0.451，預(yù)測(cè)單井可采儲(chǔ)量為20.982×106m3。

表1　蓮4斷塊不同計(jì)算方法計(jì)算的動(dòng)儲(chǔ)量和動(dòng)用程度表

蓮4斷塊蓮4井、蓮4-1x井和蓮4-2x井的產(chǎn)量遞減特征與其所在構(gòu)造位置相關(guān)。從圖1可知：蓮4井處于構(gòu)造高部位，對(duì)儲(chǔ)層控制面積最大，產(chǎn)狀最好，反映其控制可采儲(chǔ)量最大；蓮4-1x井和蓮4-2x井處于構(gòu)造的邊翼部，對(duì)儲(chǔ)層控制面積相對(duì)較差，產(chǎn)狀較差，控制可采儲(chǔ)量程度較低，目前已停產(chǎn)。

3.4氣井?dāng)y液能力分析

利用李閩等人提出的攜液產(chǎn)量計(jì)算公式對(duì)蓮4斷塊氣井?dāng)y液能力進(jìn)行了計(jì)算［7］。當(dāng)日產(chǎn)氣量低于攜液產(chǎn)量，氣井就處于積液狀態(tài)。計(jì)算結(jié)果顯示，蓮4井目前尚能有效攜液，蓮4-1x井和蓮4-2x井已不能攜液而處于停躺狀態(tài)，與現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)狀態(tài)相吻合（圖7）。

圖7　7　蓮4 4井臨界產(chǎn)氣量與日產(chǎn)油、氣、水變化曲線圖

3.5注氣開發(fā)潛力分析

開發(fā)初期，蓮4斷塊動(dòng)態(tài)曲線顯示其氣油比小于1 685 m3/m3，地層流體在p—T相態(tài)圖上趨于高飽和超臨界態(tài)凝析氣狀態(tài)（圖2）；但隨著開發(fā)過(guò)程的進(jìn)行，很快蓮4斷塊采出井流物氣油比就上升超過(guò)3 000 m3/m3，到目前已超過(guò)5 000 m3/m3。這表明隨著開發(fā)過(guò)程的進(jìn)行，地層發(fā)生了明顯的反凝析現(xiàn)象，大量的凝析油滯留在儲(chǔ)層孔隙中，凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度僅為18.6%。但隨著開發(fā)過(guò)程地層壓力進(jìn)一步下降，部分反凝析液又會(huì)再蒸發(fā)，此時(shí)地層中即存在溶解氣從地層油中逸出又存在游離氣中反凝析液的析出，但由于再蒸發(fā)程度有限，尚有80%的凝析油仍然滯留在地層中，形成可流動(dòng)的超臨界態(tài)凝析氣和揮發(fā)性凝析油共存狀態(tài)［8-9］。

由上述分析可知，蓮4斷塊衰竭開采過(guò)程地層油和溶解氣的剩余儲(chǔ)量還相當(dāng)可觀，尚具有較大的剩余開發(fā)潛力。因此，開發(fā)后期采用注氣恢復(fù)地層壓力使生產(chǎn)井逐漸恢復(fù)到自噴狀態(tài)后再進(jìn)行循環(huán)注氣保持一定壓力開發(fā)的提高采收率二次開發(fā)技術(shù)，是可行的技術(shù)對(duì)策。已知福山凹陷距蓮4斷塊不遠(yuǎn)的花21斷塊具有近17.3×108m3的富CO2天然氣［13］，可將該區(qū)塊產(chǎn)出的富CO2天然氣作為蓮4斷塊循環(huán)注氣提高采收率的氣源［14］。

4　蓮4斷塊注CO2驅(qū)提高剩余凝析油氣采收率方案設(shè)計(jì)

通過(guò)注氣增溶膨脹和混相驅(qū)相態(tài)特征研究，蓮4斷塊地層反凝析油注CO2混相壓力為20.7 MPa，注入40%摩爾含量CO2時(shí)地層反凝析油的體積可膨脹1.6倍。因此可采用CO2混相驅(qū)提高剩余凝析油氣采收率。

4.1注采參數(shù)優(yōu)選

運(yùn)用組分模型開展了注采參數(shù)優(yōu)選數(shù)值模擬分析，通過(guò)對(duì)比計(jì)算，選擇注采井?dāng)?shù)比為1注3采，構(gòu)造高部位L4-1x井注氣，L4、L4-2x、L4-4x井采油采氣；采用CO2持續(xù)注氣方式為：注氣機(jī)理為頂部注氣形成次生氣頂，同時(shí)達(dá)到重力穩(wěn)定混相驅(qū)；CO2注入量為0.8 HCPV（現(xiàn)場(chǎng)可結(jié)合實(shí)際盡量保證注氣量）；注氣速度為9×104m3/d；注采比為1.1∶1；壓力保持水平優(yōu)化結(jié)果為恢復(fù)到混相壓力以上，達(dá)到24.5 MPa，通過(guò)邊注邊采方式恢復(fù)壓力；單井采氣量配產(chǎn)為40 000 m3/d。

4.2推薦方案開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

按照上述優(yōu)選后的注氣方案，進(jìn)一步運(yùn)用組分模型進(jìn)行推薦方案開發(fā)指標(biāo)計(jì)算，得到以下預(yù)測(cè)結(jié)果：初期日產(chǎn)油可達(dá)30 m3，日產(chǎn)氣可達(dá)35 000m3；預(yù)測(cè)末期累產(chǎn)油6.72×104m3，累產(chǎn)天然氣1.92×108m3，凝析油采出程度可達(dá)到40.39%，天然氣采出程度達(dá)到63.96%。

進(jìn)一步對(duì)蓮4斷塊凝析氣藏?cái)?shù)值模擬不同開發(fā)方式開展了對(duì)比研究，分別設(shè)計(jì)了CO2驅(qū)、N2驅(qū)、CO2—N2段塞驅(qū)、注水開發(fā)、繼續(xù)衰竭開采5套對(duì)比方案。圖8和表2給出了不同方案開發(fā)指標(biāo)對(duì)比，其中CO2驅(qū)推薦方案凝析油采收率遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其他推薦方案。若以繼續(xù)衰竭開采作為基礎(chǔ)方案，則CO2驅(qū)推薦方案凝析油采收率高出基礎(chǔ)方案22.80%；N2驅(qū)推薦方案提高8.77%；CO2—N2段塞驅(qū)提高9.88%；水驅(qū)僅提高1.13%。預(yù)測(cè)10年末天然氣采出程度以N2驅(qū)方案最高，但注氣結(jié)束后再衰竭開采，則CO2驅(qū)方案可繼續(xù)提高天然氣采收率并接近N2驅(qū)天然氣采出程度。

圖8　不同方案凝析油采收率對(duì)比曲線圖

4.3CO2驅(qū)油機(jī)理分析

隨著CO2注入時(shí)間延長(zhǎng)，在達(dá)到混相驅(qū)之后平面上CO2在地層中波及區(qū)域逐漸擴(kuò)大，縱向上沿井區(qū)域逐漸推進(jìn)和增加，特別是在注入井（L4-1x-iNj）尤為明顯，形成了較明顯的次生氣頂重力穩(wěn)定混相驅(qū)特征（圖9）。同時(shí)還起到控水作用。

表2　不同推薦方案開發(fā)指標(biāo)對(duì)比表

圖9　蓮4斷塊凝析氣藏CO2驅(qū)推薦方案地層中CO2波及范圍圖（注氣5年后）

5　結(jié)論

1）蓮4斷塊開發(fā)初期地層凝析油氣流體具有超臨界流體的特征，地層壓力低于露點(diǎn)壓力就會(huì)產(chǎn)生明顯反凝析損失，最大反凝析壓力高達(dá)22.5 MPa，最大反凝析液量接近30%。開采過(guò)程隨著地層壓力降低，反凝析現(xiàn)象嚴(yán)重。

2）蓮4斷塊地層能量供給不足，衰減快，導(dǎo)致反凝析損失嚴(yán)重。受反凝析效應(yīng)和地層彈性能量釋放快的影響，蓮4斷塊衰竭開采儲(chǔ)量動(dòng)用程度偏低，80%的凝析油仍然滯留在地層中，形成可流動(dòng)的超臨界態(tài)凝析氣和揮發(fā)性凝析油共存狀態(tài)，剩余開發(fā)潛力大。

3）對(duì)蓮4超臨界凝析氣藏，采用頂部注氣邊注邊采恢復(fù)壓力注氣方式，可形成次生氣頂同時(shí)達(dá)到混相的驅(qū)替機(jī)理，驅(qū)替效率高。因此，利用周邊富含CO2氣藏區(qū)塊的CO2資源，蓮4斷塊開發(fā)后期采用注CO2氣恢復(fù)地層壓力使生產(chǎn)井逐漸恢復(fù)到自噴狀態(tài)后，再進(jìn)行循環(huán)注氣保持一定壓力實(shí)現(xiàn)重力穩(wěn)定混相開發(fā)的提高采收率二次開發(fā)技術(shù)，是可行的技術(shù)對(duì)策，而且是一種新的技術(shù)嘗試。

［1］ 石彥民， 劉菊， 張梅珠，陳達(dá)賢， 馬慶林. 海南福山凹陷油氣勘探實(shí)踐與認(rèn)識(shí)［J］. 華南地震，2007， 27（3）： 57-68.

Shi Yanmin， Liu Ju， Zhang Meizhu， Chen Daxian， Ma Qinglin. Experience and understand in oil and gas exploration in Fushan Sag，Hainan Province［J］. South China Journal of Seismology， 2007，27（3）： 57-68.

［2］ 李士倫. 氣田與凝析氣田開發(fā)［M］. 北京： 石油工業(yè)出版社，2004.

Li Shilun. Gas field and condensate gas field development［M］. Beijing： Petroleum Industry Press， 2004.

［3］ 朱忠謙. 牙哈凝析氣藏二次注氣抑制反凝析機(jī)理及相態(tài)特征［J］. 天然氣工業(yè)， 2015， 35（5）： 60-65.

Zhu Zhongqian. Mechanism and phase behavior of retrograde condensation inhibition by secondary gas injection in the Yaha condensate gas reservoir［J］. Natural Gas Industry， 2015， 35（5）： 60-65.

［4］ 賈英， 嚴(yán)謹(jǐn)， 孫雷，石志良， 鄭榮臣. 松南火山巖氣藏流體相態(tài)特征研究［J］. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)： 自然科學(xué)版， 2015， 37（5）： 91-98.

Jia Ying， Yan Jin， Sun Lei， Shi Zhiliang， Zheng Rongchen. Research on phase behavior of high CO2fluid of Songnan volcanic reservoir［J］. Journal of Southwest Petroleum University： Science & Technology Edition， 2015， 37（5）： 91-98.

［5］ 李士倫. 天然氣工程［M］ . 2版. 北京： 石油工業(yè)出版社，2008.

Li Shilun. Natural gas engineering［M］. 2nded. Beijing： Petroleum Industry Press， 2008.

［6］ 陳元千. 油氣藏工程計(jì)算方法［M］. 北京： 石油工業(yè)出版社，1990.

Chen Yuanqian. Petroleum reservoir engineering calculation methods［M］. Beijing： Petroleum Industry Press， 1990.

［7］ 李閩， 郭平， 劉武， 張茂林， 李士倫. 氣井連續(xù)攜液模型比較研究［J］. 斷塊油氣田， 2002， 9（6）： 39-41.

Li min， Guo Ping， Liu Wu， Zhang Maolin， Li Shilun. Comparative study of continuous removal liquid models from gas wells［J］. Fault-Block Oil & Gas Field， 2002， 9（6）： 39-41.

［8］ 侯大力. 近臨界凝析氣藏注CO2提高采收率機(jī)理及埋存研究［D］. 成都： 西南石油大學(xué)， 2014.

Hou Dali. Enhanced oil recovery mechanism by CO2injection and storage study in near-critical condensate gas reservoirs［D］. Chengdu： Southwest Petroleum University， 2014.

［9］ 朱自強(qiáng).超臨界流體技術(shù)： 原理和應(yīng)用［M］. 北京： 化學(xué)工業(yè)出版社， 2000.

Zhu Zhiqiang. Supercritical fluid technology： Theory & application［M］. Beijing： Chemical Industry Press， 2000.

［10］ 孫雷， 黃全華， 李士倫， 武軼鳴， 杜建芬. 凝析氣藏近井地層油氣產(chǎn)狀及滲流特征［J］. 新疆石油地質(zhì)， 2004， 25（4）： 403-406.

Sun Lei， Huang Quanhua， Li Shilun， Wu Yiming， Du Jianfen. Oil-gas occurrence and flowing features of near wellbore formation in condensate gas reservoir［J］. Xinjiang Petroleum Geology，2004， 25（4）： 403-406.

［11］ 李建奇， 楊志倫， 張春雨， 張宗林， 陳啟文， 王振嘉. 反凝析作用對(duì)蘇里格氣田上古生界氣藏開發(fā)的影響［J］. 天然氣工業(yè)，2015， 35（4）： 45-51.

Li Jianqi， Yang Zhilun， Zhang Chunyu， Zhang Zonglin， Chen Qiwen， Wang Zhenjia. Impacts of retrograde condensation on the development of Upper Paleozoic gas reservoirs in the Sulige Gasfield， Ordos Basin［J］. Natural Gas Industry， 2015， 35（4）： 45-51.

［12］ 俞啟泰. 油田開發(fā)論文集［M］. 北京： 石油工業(yè)出版社， 1999.

Yu Qitai. Proceedings on oilfield development［M］. Beijing： Petroleum Industry Press， 1999.

［13］ 李美俊， 王鐵冠， 盧鴻， 吳煒強(qiáng)， 劉菊. 北部灣盆地福山凹陷CO2氣成因探討［J］. 天然氣工業(yè)， 2006， 26（9）： 25-28.

Li Meijun， Wang Tieguan， Lu Hong， Wu Weiqiang， Liu Ju. Origin of CO2gas in Fushan Depression in Beibu Gulf Basin［J］. Natural Gas Industry， 2006， 26（9）： 25-28.

［14］ 彭利， 代士郁， 劉菊. 花101塊CO2混相驅(qū)方案優(yōu)化［J］. 內(nèi)江科技， 2010， 31（8）： 116.

Peng Li， Dai Shiyu， Liu Ju. Scheme optimization for CO2miscible flooding in Hua 101 Block［J］. Nei Jiang Keji， 2010，31（8）：116.

Recovery enhancement at the later stage of supercritical condensate gas reservoir development via CO2injection: A case study on Lian 4 fault block in the Fushan sag, Beibuwan Basin

Feng Wenyan
（China Southern Petroleum Exploration & Development Corporation， Haikou， Hainan 570216， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 7， pp.57-62， 7/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

Lian 4 fault block is located in the northwest of Fushan sag， Beibuwan Basin. It is a high-saturated condensate gas reservoir with rich condensate oil held by three faults. In order to seek an enhanced condensate oil recovery technology that is suitable for this condensate gas reservoir at its later development stage， it is necessary to analyze its reserve producing degree and remaining development potential after depletion production， depending on the supercritical fluid phase behavior and depletion production performance characteristics. The supercritical fluid theories and multiple reservoir engineering dynamic analysis methods were adopted comprehensively， such as dynamic reserves， production decline， liquid-carrying capacity of production well， and remaining development potential analysis. It is shown that， at its early development stage， the condensate in Lian 4 fault block presented the features of supercritical fluid， and the reservoir pressure was lower than the dew point pressure， so retrograde condensate loss was significant. Owing to the retrograde condensate effect and the fast release of elastic energy， the reserve producing degree of depletion production is low in Lian 4 fault block， and 80% of condensate oil still remains in the reservoir. So， the remaining development potential is great. The supercritical condensate in Lian 4 fault block is of high density. Based on the optimization design by numerical simulation of compositional model， it is proposed to inject CO2at the top and build up pressure by alternating production and injection， so that the secondary gas cap is formed while the gravity-stable miscible displacement is realized. In this way， the recovery factor of condensate reservoirs can be improved by means of the secondary development technology.

Supercritical condensate gas reservoir； Depletion production； Development performance； Enhanced condensate oil recovery；CO2injection； Gravity stable miscible displacement； Fushan sag； Beibuwan Basin

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.07.008

2016-04-22 編 輯 韓曉渝）

馮文彥，1961年生，高級(jí)工程師；長(zhǎng)期從事油氣田開發(fā)科研及管理工作。地址： （570216）海南省海口市金鐮路16號(hào)。電話：（0898）66805890。ORCID： 0000-0002-6974-9111。E-mail： fengwenyan@cnpc.com.cn