產(chǎn)水凝析氣藏循環(huán)注氣受效評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)討論
——以大澇壩凝析氣藏為例

李宗宇 王利剛 張 艾 黃 杰 張 奎 姚田萬 何云峰

中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠

產(chǎn)水凝析氣藏循環(huán)注氣受效評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)討論
——以大澇壩凝析氣藏為例

李宗宇 王利剛 張 艾 黃 杰 張 奎 姚田萬 何云峰

中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠

李宗宇等.產(chǎn)水凝析氣藏循環(huán)注氣受效評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)討論——以大澇壩凝析氣藏為例. 天然氣工業(yè)，2016, 36(12): 51-58.

塔里木盆地大澇壩凝析氣藏開發(fā)中后期采取循環(huán)注氣，由于反凝析和水侵作用，注氣機(jī)理、注氣作用已不同于常規(guī)凝析氣藏循環(huán)注氣。為此，首先分析了注入氣在地下的流動(dòng)過程、與地下流體的接觸作用，總結(jié)出注氣過程中主要發(fā)生注氣驅(qū)油、反蒸發(fā)、氣竄和抑制水侵等作用。進(jìn)而以注氣機(jī)理為基礎(chǔ)，結(jié)合注氣前后生產(chǎn)井地面參數(shù)、流體監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)、PVT數(shù)據(jù)和曲線形態(tài)特征，綜合評(píng)價(jià)了生產(chǎn)井受效情況，并給出了各參數(shù)變化特征和變化范圍。最后據(jù)典型參數(shù)變化特征，建立了3大類4種受效特征共計(jì)15項(xiàng)評(píng)價(jià)參數(shù)，實(shí)現(xiàn)了凝析氣藏注氣受效半定量—定量評(píng)價(jià)。大澇壩凝析氣藏運(yùn)用該評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，確定注氣過程中以氣驅(qū)油作用為主，產(chǎn)水井抑制水侵效果好，距離注氣井近的生產(chǎn)井氣驅(qū)油過程伴有反蒸發(fā)作用，生產(chǎn)井未發(fā)生氣竄。結(jié)論認(rèn)為：該評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為進(jìn)一步優(yōu)化注氣方案提供了依據(jù)，并且所描述的注氣機(jī)理和所建立的受效標(biāo)準(zhǔn)對(duì)采取循環(huán)注氣開發(fā)的凝析氣藏有一定的參考作用。

氣驅(qū)油 反蒸發(fā) 氣竄 抑制水侵 循環(huán)注氣 受效評(píng)價(jià) 產(chǎn)水 凝析氣藏 塔里木盆地 大澇壩凝析氣藏

凝析油含量較高的凝析氣藏常采用早期注氣保壓方式開發(fā)[1-2]。循環(huán)注氣能夠保持地層壓力，防止反凝析液的進(jìn)一步析出，改善滲流能力，提高凝析油的采收率，其機(jī)理主要是反蒸發(fā)作用、混相抽提及氣驅(qū)作用[4-7]。循環(huán)注氣前后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)、流體組分、高壓物性等參數(shù)均服從一定的變化規(guī)律。馬世煜[8]、崔立宏[9]、程遠(yuǎn)忠[10]、孫龍德[11]、胥洪成[12]等人，對(duì)凝析氣藏循環(huán)注氣前后參數(shù)變化情況進(jìn)行了描述，并對(duì)注氣效果進(jìn)行了評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)參數(shù)主要有凝析油含量、氣油比、井流物組分和示蹤劑、相圖形態(tài)等半定量—定性標(biāo)準(zhǔn)[13-17]。然而，沒有對(duì)受效機(jī)理及具體的注氣作用進(jìn)行詳細(xì)分析。

筆者從大澇壩氣藏實(shí)際資料出發(fā)，通過對(duì)比注氣前后多種動(dòng)靜態(tài)參數(shù)變化情況，建立了凝析氣藏開發(fā)中后期循環(huán)注氣受效評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。該標(biāo)準(zhǔn)考慮了生產(chǎn)井地面參數(shù)、流體監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)、PVT數(shù)據(jù)和曲線形態(tài)特征，綜合評(píng)價(jià)注氣受效情況，并給出了各參數(shù)變化特征和變化范圍。對(duì)大澇壩凝析氣藏受效井和氣藏進(jìn)行注氣效果分析，較為準(zhǔn)確地確定了該氣藏循環(huán)注氣主要以氣驅(qū)油作用為主，伴有反蒸發(fā)作用，抑制水侵效果好，為進(jìn)一步優(yōu)化注氣方案提供了重要依據(jù)。

圖1 見水凝析氣藏中后期循環(huán)注氣示意圖

1 產(chǎn)水凝析氣藏注氣機(jī)理

國內(nèi)外凝析氣藏多數(shù)在開發(fā)初期即實(shí)施循環(huán)注氣，而大澇壩凝析氣藏屬于開發(fā)中后期注氣，氣藏水侵嚴(yán)重，注氣效果有所不同。早期循環(huán)注氣，地層壓力大于露點(diǎn)壓力，未見水。因此注氣以補(bǔ)充能量、保持壓力為主。大澇壩凝析氣藏地層壓力低于露點(diǎn)壓力，水侵和反凝析都非常嚴(yán)重，注氣除了補(bǔ)充能量恢復(fù)壓力以外，主要以氣驅(qū)油、抑制水侵作用為主。

反凝析嚴(yán)重的見水凝析氣藏注氣機(jī)理如下所述：

1）注入氣壓縮注氣井井筒內(nèi)的油、氣、水流體，注氣壓力爬升，油、氣、水流體向地層方向流動(dòng)（圖1-a）。

2）壓力爬升到一定程度，井筒內(nèi)的流體全部進(jìn)入地層后，天然氣在最薄弱的頂部突破反凝析油鎖和井筒水脊，從而進(jìn)入地層（圖1-b）。

3）隨著注氣量增加，天然氣在地層內(nèi)開始擴(kuò)散，同時(shí)反凝析油脊和水脊在流體密度差作用下下沉，受效井受到注氣壓力波及，壓力上升。繼續(xù)注氣，注入氣推動(dòng)注氣井附近的油脊和水脊流動(dòng)；注入氣推動(dòng)天然氣中的非連續(xù)相反凝析油流動(dòng)；受效井附近的連續(xù)相反凝析油脊在壓差增大、剝蝕效應(yīng)（毛細(xì)管束效應(yīng)）更強(qiáng)的情況下向井筒流動(dòng)，即氣驅(qū)油作用開始，以驅(qū)替重質(zhì)組分為主，同時(shí)壓力向更遠(yuǎn)處擴(kuò)散（圖1-c）。

4）注氣井附近的油脊、水脊逐漸消失；注入氣推動(dòng)注采井間的天然氣和非連續(xù)相反凝析油流向受效井，壓力向遠(yuǎn)處擴(kuò)散，同時(shí)抑制水侵；受效井附近的連續(xù)相反凝析油在連續(xù)大壓差作用下基本到采氣井井筒（圖1-c）。

5）注入氣推動(dòng)注采井間的非連續(xù)相、反蒸發(fā)凝析油到受效井，反凝析油堆積基本消失，注入氣從受效井產(chǎn)出，將地層水推至遠(yuǎn)處（圖1-d）。

6）大孔喉、易流動(dòng)的非連續(xù)的反凝析油驅(qū)替產(chǎn)出，逐漸消失；小孔喉、不易流動(dòng)的反凝析油反蒸發(fā)產(chǎn)出；由于注氣保壓的作用抑制了水侵，或?qū)⒌貙铀浦吝h(yuǎn)處。

7）注氣量增加到一定程度，發(fā)生混相、反蒸發(fā)、分帶順層流動(dòng)和氣竄等作用。

2 受效評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)凝析氣藏注氣機(jī)理，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化、相態(tài)特征、流體特征初步建立生產(chǎn)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)、流體相態(tài)評(píng)價(jià)和流體組分評(píng)價(jià)3大類，即井口壓力、相圖、密度、組分等15種參數(shù)綜合評(píng)價(jià)體系，判斷氣驅(qū)油、氣竄、反蒸發(fā)和抑制水侵4種作用。

2.1生產(chǎn)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)體系

生產(chǎn)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)參數(shù)，主要有井口壓力、日產(chǎn)油、日產(chǎn)氣、氣油比、日產(chǎn)水、含水率、水氣比等7項(xiàng)參數(shù)，其中4項(xiàng)參數(shù)定量評(píng)價(jià)氣驅(qū)、氣竄和反蒸發(fā)作用，6項(xiàng)參數(shù)定量評(píng)價(jià)抑制水侵作用（表1）。

2.1.1 井口壓力

進(jìn)入注氣開發(fā)后，注氣井井底壓力升高，促使平面上壓力場(chǎng)重新分布，采氣井壓力保持一定的穩(wěn)定性，并呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，該階段主要為氣驅(qū)作用（圖2中b段）。隨著注入量增大，地層能量得到補(bǔ)充，采氣井壓力上升幅度降低或者基本保持穩(wěn)定，注入氣前緣發(fā)生比較明顯的反蒸發(fā)作用（圖2中c段）。當(dāng)采氣井壓力出現(xiàn)突然的上升，且上升速度高于氣驅(qū)階段，這表明注入氣已突破到采氣井，發(fā)生了氣竄（圖2中d段）。

表1 采氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)響應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)表

圖2 理論采氣井井口壓力變化曲線圖

大澇壩采氣井壓力在注氣一段時(shí)間后均出現(xiàn)不同程度的上升（圖3），且每口井的上升斜率基本一致，沒有出現(xiàn)斜率下降（反蒸發(fā)）和突然增加（氣竄），說明主要以氣驅(qū)油作用為主。選取3日平均油壓來比較，油壓上升的拐點(diǎn)出現(xiàn)在油壓相差0.033～0.067 MPa，選取這個(gè)范圍為氣驅(qū)油過程。低于0.003 MPa為反蒸發(fā)過程，高于0.067 MPa為氣竄過程。

2.1.2 日產(chǎn)油、日產(chǎn)氣和氣油比

循環(huán)注氣后，一方面反凝析損失的凝析油量減少，采氣井油氣產(chǎn)量遞減降低；另一方面滯留在地層中的重質(zhì)組分被驅(qū)替產(chǎn)出，油產(chǎn)量增加，氣油比基本穩(wěn)定或略降。反蒸發(fā)過程，日產(chǎn)油氣穩(wěn)定，氣油比有小幅上升。發(fā)生氣竄后，產(chǎn)氣量明顯增多，產(chǎn)油量減少，相應(yīng)的氣油比大幅上升。

大澇壩氣驅(qū)過程日產(chǎn)油月遞減率小于－1.2%，日產(chǎn)氣月遞減率介于－34%～－10%，氣油比變化小于4%；氣竄過程日產(chǎn)油月遞減率大于20%，日產(chǎn)氣月遞減率小于－34%，氣油比變化大于20%；反蒸發(fā)過程日產(chǎn)油月遞減率介于－1.2%～20%，日產(chǎn)氣月遞減率介于－10%～10%，氣油比變化介于4%～20%。

2.1.3 日產(chǎn)水、含水率和水氣比

除油壓外的6項(xiàng)參數(shù)，用來定量評(píng)價(jià)抑制水侵作用。大澇壩抑制水侵過程中日產(chǎn)油月遞減率小于－10%，日產(chǎn)氣月遞減率小于－60%，氣油比上升大于30%，日產(chǎn)水變化介于0～5%，含水率的月變化率小于30%，月水氣比小于－10%。

2.2流體相態(tài)評(píng)價(jià)體系

PVT實(shí)驗(yàn)結(jié)果有3種變化特征，對(duì)應(yīng)氣驅(qū)油、反蒸發(fā)、氣竄3種相態(tài)變化。

2.2.1 氣驅(qū)油相態(tài)特征

1）包絡(luò)線右偏，偏向于油藏方向，即液相中重質(zhì)組分顯著增加。

2）臨界點(diǎn)右偏，偏向于油藏方向。

3）露點(diǎn)壓力遠(yuǎn)高于地層壓力10 MPa，液相中重質(zhì)組分要大幅加壓情況下才能溶解于氣相中（圖4-a上圖）。最大反凝析液量較注氣前高2%，甚至高于原始地層條件下的反凝析液量（圖4-a下圖），高出部分是液相產(chǎn)出。

圖3 大澇壩采氣井井口壓力變化曲線圖

2.2.2 反蒸發(fā)相態(tài)特征

1）包絡(luò)線基本無偏移。

2）臨界點(diǎn)基本無偏移。

3）露點(diǎn)壓力與地層壓力接近，在－2～2 MPa之間（圖4-b上圖）。注氣前后最大反凝析液量無大的變化，變化范圍－2%～2%（圖4-b下圖）。

2.2.3 氣竄相態(tài)特征

1）包絡(luò)線左偏，偏向于干氣藏—濕氣藏方向。

2）臨界點(diǎn)左偏，偏向于干氣藏—濕氣藏方向。

3）露點(diǎn)壓力高于地層壓力2～10 MPa（圖4-c上圖）。最大反凝析液量降低小于2%，類似于反凝析加重，凝析油損失增加特征（圖4-c下圖）。

注氣開發(fā)過程中氣驅(qū)、反蒸發(fā)、氣竄等是相互轉(zhuǎn)化的，DLK4井在2013年底表現(xiàn)出包絡(luò)線右偏、反凝析液量增加的氣驅(qū)油特征，2014年10月表現(xiàn)出包絡(luò)線左偏、反凝析液量減小的氣竄特征。

2.3流體組分評(píng)價(jià)體系

從流體化驗(yàn)數(shù)據(jù)篩選出原油密度、天然氣密度、C1含量和C2+含量4項(xiàng)參數(shù)。氣驅(qū)、氣竄、反蒸發(fā)作用，各項(xiàng)參數(shù)變化情況如表2所示。

2.3.1 原油密度

在注入氣驅(qū)替作用下，儲(chǔ)層中因反凝析滯留下來的重組分產(chǎn)出，使得原油密度增加。反蒸發(fā)過程，中間組分蒸發(fā)效果明顯，重組分較少，原油密度基本穩(wěn)定。氣竄過程，少量重組分被注入氣帶出，原油密度小幅上升。

大澇壩注氣后采氣井原油密度均呈上升趨勢(shì)。結(jié)合氣油比變化情況判斷，沒有發(fā)生氣竄，據(jù)此給出各作用下原油密度變化范圍。氣驅(qū)過程原油密度增加大于0.005 mg/cm3，氣竄過程原油密度變化介于0～0.005 mg/cm3，反蒸發(fā)過程原油密度穩(wěn)定或下降。

2.3.2 天然氣參數(shù)

大澇壩氣驅(qū)過程天然氣密度增加介于 － 0.02 ～0.02，C1含量變化介于－2%～2%，含量變化介于－2%～2%；氣竄過程天然氣密度下降小于－0.02，C1含量增加大于2%，含量下降小于－2%；反蒸發(fā)過程天然氣密度上升大于0.02，C1含量下降小于－2%，含量上升大于2%。

圖4 典型氣驅(qū)油、反蒸發(fā)、氣竄井PVT包絡(luò)線和反凝析液量變化圖

表2 采氣井流體組分響應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)表

3 實(shí)際應(yīng)用

3.1應(yīng)用分析

按建立的注氣受效標(biāo)準(zhǔn)，選取典型井DLK4井對(duì)注氣受效情況進(jìn)行詳細(xì)分析。

DLK4井與注氣井DLK3距離769 m，未注氣時(shí)該井生產(chǎn)平穩(wěn)，注氣21 d后油壓開始上升，油氣產(chǎn)量上升。注氣1年后日產(chǎn)氣增加較多，氣油比出現(xiàn)上升，分析可能有氣竄跡象?？s小工作制度后，氣油比下降，逐漸恢復(fù)到前期水平，至目前油壓穩(wěn)定，油氣產(chǎn)量穩(wěn)定（圖5）。根據(jù)生產(chǎn)情況，將該井注氣后的生產(chǎn)分為3個(gè)階段，分階段統(tǒng)計(jì)出各參數(shù)變化情況（表3）。

圖5 DLK4井生產(chǎn)曲線圖

表3 DLK4井各階段參數(shù)變化統(tǒng)計(jì)表

從各參數(shù)變化情況分析，該井第一階段有6個(gè)參數(shù)判斷為氣驅(qū)油作用，3個(gè)參數(shù)判斷為反蒸發(fā)作用，3個(gè)參數(shù)判斷為氣驅(qū)和反蒸發(fā)共同作用；第二階段有4個(gè)參數(shù)判斷為氣驅(qū)油作用，6個(gè)參數(shù)判斷為氣竄，1個(gè)參數(shù)判斷為氣驅(qū)和反蒸發(fā)共同作用，1個(gè)參數(shù)判斷為氣驅(qū)和氣竄；第三階段有9個(gè)參數(shù)判斷為氣驅(qū)油作用，1個(gè)參數(shù)判斷為反蒸發(fā)共同作用，1個(gè)參數(shù)判斷為氣驅(qū)和反蒸發(fā)，1個(gè)參數(shù)判斷為氣竄。

因注入氣非均勻擴(kuò)散，局部范圍內(nèi)天然氣達(dá)到反蒸發(fā)量，發(fā)生反蒸發(fā)作用，動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為氣驅(qū)與反蒸發(fā)同時(shí)發(fā)生。因該井距注氣井較近，易發(fā)生局部范圍的反蒸發(fā)作用，分析第一階段主要以氣驅(qū)作用為主，伴有反蒸發(fā)；第二階段的生產(chǎn)參數(shù)與PVT參數(shù)均顯示有氣竄跡象；第三階段經(jīng)工作制度調(diào)整之后，氣竄跡象消失，各參數(shù)顯示主要為氣驅(qū)作用。

3.2綜合評(píng)價(jià)

利用評(píng)價(jià)指標(biāo)體系，對(duì)大澇壩注氣受效井評(píng)價(jià)結(jié)果如表4所示，目前主要以氣驅(qū)油作用為主，伴有反蒸發(fā)作用，對(duì)見水采氣井有抑制水侵作用。

表4 采氣井注氣受效綜合評(píng)價(jià)表

4 結(jié)論及建議

1）凝析氣藏開發(fā)中后期實(shí)施循環(huán)注氣，因存在水侵和反凝析，注氣過程有氣驅(qū)油、反蒸發(fā)、氣竄和抑制水侵。多種作用可同時(shí)發(fā)生，且注氣開發(fā)過程中氣驅(qū)、反蒸發(fā)、氣竄等是相互轉(zhuǎn)化的。

2）通過生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)和多項(xiàng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料的綜合分析應(yīng)用，建立3大類4種受效特征，15個(gè)評(píng)價(jià)參數(shù)的注氣受效半定量—定量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

3）對(duì)大澇壩注氣效果進(jìn)行初步評(píng)價(jià)，以氣驅(qū)油作用為主，伴有反蒸發(fā)，有抑制水侵作用，未發(fā)生氣竄。流體相態(tài)評(píng)價(jià)參數(shù)分析準(zhǔn)確；生產(chǎn)動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)參數(shù)較準(zhǔn)確，參數(shù)獲取方便、及時(shí)，可做一級(jí)響應(yīng)參數(shù)；流體分析評(píng)價(jià)參數(shù)分析結(jié)果基本以氣驅(qū)油為主，只能作為參考。

4）本注氣受效評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)同樣適用于類似凝析氣藏，但參數(shù)變化范圍應(yīng)根據(jù)儲(chǔ)層特征、流體相態(tài)、井網(wǎng)井距等實(shí)際情況來確定。

[1] 彭松. DLB2號(hào)凝析氣藏干氣回注開發(fā)技術(shù)政策研究[D]. 成都:西南石油大學(xué), 2011. Peng Song. Dry gas injection development technique of DLB2 condensate gas reservoir[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2011.

[2] 李騫, 鐘兵, 楊洪志, 劉義成, 楊學(xué)鋒. 凝析氣藏合理注氣時(shí)機(jī)研究[J]. 天然氣工業(yè), 2015, 35(10): 78-83.

Li Qian, Zhong Bing, Yang Hongzhi, Liu Yicheng, Yang Xuefeng. Proper gas injection time for the development of gas condensate reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(10): 78-83.

[3] 顏雪. 柯克亞X41凝析氣藏注氣提高采收率室內(nèi)評(píng)價(jià)研究[D].成都: 西南石油大學(xué), 2015.

Yan Xue. Laboratory evaluation of gas injection enhanced oil recovery of Kekeya X41condensate gas reservoir[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2015.

[4] 郭平, 景莎莎, 彭彩珍. 氣藏提高采收率技術(shù)及其對(duì)策[J]. 天然氣工業(yè), 2014, 34(2): 48-55.

Guo Ping, Jing Shasha, Peng Caizhen. Technology and countermeasures for gas recovery enhancement[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(2): 48-55.

[5] 李明秋. 多孔介質(zhì)中凝析氣衰竭及注氣過程凝析油飽和度研究[D]. 成都: 西南石油大學(xué), 2006.

Li Mingqiu. Study on condensate saturation of condensate gas depletion and gas injection process in porous media[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2006.

[6] 朱海明, 繩永飛, 樊昌, 胡吉, 余江. 注氣提高凝析氣藏采收率方法[J]. 內(nèi)蒙古石油化工, 2013(18): 137-139.

Zhu Haiming, Sheng Yongfei, Fan Chang, Hu Ji, Yu Jiang. Gas in-jection on Enhangcing the recovery rate of congdensate gas reservious[J]. Inner Mongolia Petrochemical Industry, 2013(18): 137-139.

[7] 盧斐. 大澇壩凝析氣藏注氣提高采收率相態(tài)及滲流機(jī)理研究[D]. 成都: 西南石油大學(xué), 2014.

Lu Fei. Gas injection EOR research phase and percolation mechanism in Dalaoba condensate gas reservoir[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2014.

[8] 馬世煜, 周嘉璽, 趙平起. 大張坨凝析氣藏循環(huán)注氣開發(fā)[J].石油學(xué)報(bào), 1998, 19(1): 47-52.

Ma Shiyu, Zhou Jiaxi, Zhao Pingqi. Gas cycling development of Dazhangtuo gas condensate reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 1998, 19(1): 47-52.

[9] 崔立宏, 付超, 劉韜, 孫亞蘭, 謝惠霞, 李輝, 等. 大張坨凝析氣藏循環(huán)注氣開發(fā)方案研究[J]. 石油勘探與開發(fā), 1999, 26(5): 43-45.

Cu Lihong, Fu Chao, Liu Tao, Sun Yalan, Xie Huixia, Li Hui, et al. Cyclic gas injection development plan for Dazhangtuo condensate gas reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 1999, 26(5): 43-45.

[10] 程遠(yuǎn)忠. 板橋凝析油氣藏開發(fā)技術(shù)研究[D]. 成都: 成都理工學(xué)院, 2001.

Cheng Yuanzhong. Banqiao condensate oil and gas reservoir development technology research[D]. Chengdu: Chengdu University of Technology, 2001.

[11] 孫龍德, 宋文杰, 江同文. 塔里木盆地牙哈凝析氣田循環(huán)注氣開發(fā)研究[J]. 中國科學(xué): D輯, 2003, 33(2): 177-182.

Sun Longde, Song Wenjie, Jiang Tongwen. The development study on gas recycling injection in Yaha Gas Condensate Field, Tarim Basin, China[J]. Science in China: Series D-Earth Sciences, 2003, 33(2): 177-182.

[12] 胥洪成, 梁芹. 丘東氣田循環(huán)注氣機(jī)理研究[J]. 吐哈油氣, 2002, 7(1): 32-35.

Xu Hongcheng, Liang Qin. Study of recirculated gas injection mechanism in Qiudong gas field[J]. Tuha Oil & Gas, 2002, 7(1): 32-35.

[13] 李騫, 李相方, 李艷靜, 彭翼, 崔力功. 凝析氣藏不同開發(fā)階段的合理生產(chǎn)壓差探討[J]. 西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版), 2012, 34(1): 121-126.

Li Qian, Li Xiangfang, Li Yanjing, Peng Yi, Cui Ligong. Research of reasonable producing pressure drop of gas condensate reservoir on different period[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2012, 34(1): 121-126.

[14] 焦玉衛(wèi), 謝偉, 邸寶智, 梁濤, 劉立煒. 凝析氣藏循環(huán)注氣過程流體相態(tài)特征[J]. 新疆石油地質(zhì), 2012, 33(6): 704-707.

Jiao Yuwei, Xie Wei, Di Baozhi, Liang Tao, Liu Liwei. Gas condensate phase behavior in process of cyclic gas injection[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2012, 33(6): 704-707.

[15] 李士倫, 潘毅, 孫雷. 提高凝析氣藏采收率的新思路[J]. 天然氣工業(yè), 2008, 28(9): 1-5.

Li Shilun, Pan Yi, Sun Lei. A new idea on enhancing the recovery rate of condensate gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2008, 28(9): 1-5.

[16] 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.

[17] 李實(shí), 鄭希潭, 陳鋼, 羅凱, 劉寧. 凝析油地下反蒸發(fā)的實(shí)驗(yàn)研究[J]. 石油學(xué)報(bào), 2001, 22(6): 45-49.

Li Shi, Zheng Xitan, Chen Gang, Luo Kai, Liu Ning. Experimental investigation of retrograde vaporization of oil condensate at subsurface conditions[J]. Acta Petrolei Sinica, 2001, 22(6): 45-49.

Effect evaluation criteria for cyclic gas injection in watered-out condensate gas reservoirs: A case study of the Dalaoba condensate gas reservoir, Tarim Basin

Li Zongyu,Wang Ligang, Zhang Ai, Huang Jie, Zhang Kui, Yao Tianwan, He Yunfeng
(Yakela Gas Production Plant, Sinopec Northwest Oilfield Company, Kuqa, Xinjiang 842017, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.51-58, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Cyclic gas injection is adopted in the middle and late development periods of the Dalaoba condensate gas reservoir, Tarim Basin. Due to the dual effects of retrograde condensation and water invasion, its gas injection mechanism and effect are different from those of conventional condensate gas reservoirs. In this paper, analysis of the flowing process of injected gas in the reservoirs and the contact of injected gas with reservoir fluids indicates that oil displaced by injected gas, retrograde vaporization, gas channeling and water invasion inhibition are the dominant phenomena in the process of gas injection. Then, based on gas injection mechanism, together with the ground parameters of a gas producer before and after gas injection, fluid monitoring data, PVT data and curve characteristics, the effects on the gas producer were evaluated comprehensively, and the variation characteristics and range of all parameters were also analyzed. Finally, 15 evaluation parameters for four types of effect characteristics in three categories were established depending on the variations of typical parameters, and the gas injection effect of condensate gas reservoirs could be evaluated semi-quantitatively or quantitatively. The Dalaoba condensate gas reservoir was evaluated according to the above criteria. It is proved that gas displacing oil is dominant in the process of gas injection; that water invasion is well inhibited in the gas producers with water, retrograde vaporization occurs while oil is being displaced by the gas in the gas producers close to the gas injectors; and that no gas channeling emerges in the gas producers. To sum up, this study provides an important basis for the further optimization of gas injection scheme, and the gas injection mechanism and the effect evaluation criteria are, to some extent, significant to the development of condensate gas reservoirs by means of cyclic gas injection.

Gas displacing oil; Retrograde vaporization; Gas channeling; Water invasion inhibition; Cyclic gas injection; Effect evaluation; Water production; Condensate gas reservoir; Tarim Basin; Dalaoba

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.007

2016-09-11 編 輯韓曉渝）

李宗宇，1968年生，高級(jí)工程師；主要從事油氣田開發(fā)研究工作。地址：（842017）新疆維吾爾自治區(qū)庫車縣塔北郵電所轉(zhuǎn)雅克拉采氣廠。電話：（0997）7989168。ORCID: 0000-0001-5032-1636。E-mail: xbjlzy@sina.com