文昌某區(qū)低滲凝析氣田循環(huán)注氣可行性研究

高 達(dá)，聶法健，陳 健，謝艾冬，王艷平，丁紓琪

（1. 中海石油（中國）有限公司海南分公司，海南?？?570312；2. 長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100；3. 中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司采油一廠，陜西咸陽 712000；4. 北京印刷學(xué)院設(shè)計藝術(shù)學(xué)院，北京 102600）

凝析氣藏有效開發(fā)模式[1]主要有三種：一是高壓、高飽和、高含油的凝析氣藏采用高壓循環(huán)注氣開發(fā)；二是小型凝析氣藏，先衰竭開發(fā)，中后期循環(huán)注氣開發(fā)，末期單井吞吐；三是天然水驅(qū)開發(fā)[2]。國內(nèi)陸上各大凝析氣藏開展了不同類型的注氣開發(fā)試驗，均取得了良好效果。牙哈凝析氣田是國內(nèi)首次實現(xiàn)超高壓循環(huán)注氣提高采收率的凝析氣藏，凝析油采收率達(dá)54.7%，比衰竭開發(fā)提高22%，遠(yuǎn)高于國內(nèi)平均水平和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)；大張坨是國內(nèi)首次整體實施注氣開發(fā)的整裝凝析氣藏，循環(huán)注氣5年，階段凝析油采收率提高13.56%，回注率75%，取得了較高的水平和較好的效益；與文昌某區(qū)類似的柯克亞凝析氣藏實施開發(fā)中后期循環(huán)注氣，凝析油采收率比衰竭方式開發(fā)提高了18.2%。本文圍繞文昌某區(qū)探討低滲凝析氣藏循環(huán)注氣開發(fā)的可行性，有效解除反凝析傷害，控制邊水水侵，從室內(nèi)注氣驅(qū)替實驗[3]研究，到多組分注氣數(shù)值模擬優(yōu)化核心注采參數(shù)，推薦最優(yōu)循環(huán)注氣方案。

1 氣藏概況

文昌某區(qū)位于南海西部海域珠江口盆地西部珠三坳陷，是受斷層復(fù)雜化的斷鼻背斜，氣藏類型以構(gòu)造層狀邊水氣藏為主，開采層位埋深3 040～4 003 m，孔隙度為8.7%～10.2%，滲透率為（0.15～0.64）×10-3μm2，為低孔特低滲儲層。壓力系數(shù)0.994 9～1.055 8，地溫梯度3.3 ℃/100 m，主力氣組地層中深原始壓力36.28 MPa，地層溫度約154 ℃。氣田天然氣烴含量在92%～94%之間，CO2含量在6%～8%之間，N2含量小于1%；凝析油含量106.0～607.0 g/m3，為中等～高含凝析油。目前采用衰竭式開發(fā)，采出程度13.95%。生產(chǎn)井4口，受反凝析影響[4]，主力區(qū)A3H井油氣比逐步下降，距離邊水較近的A1H井水氣比明顯上升，目前已因高含水關(guān)井。循環(huán)注氣開發(fā)是現(xiàn)階段文昌某區(qū)低滲凝析氣田實現(xiàn)高效開發(fā)的重要手段。

2 相態(tài)特征實驗研究

2.1 目前地層流體相態(tài)實驗研究

配制文昌某區(qū)實驗所需凝析氣：將所需單脫氣和凝析油轉(zhuǎn)入預(yù)熱好的PVT儀中，在地層溫度158.5 ℃、露點壓力以上（30 MPa）將凝析油和單脫氣壓縮至單相狀態(tài)，穩(wěn)定4 h以上，完成井流物分析測試、定容衰竭等系列PVT測試實驗[5]。

井流物測試實驗結(jié)果顯示：從烴類變化對比來看，和1988年（勘探階段）測試相比，投入開發(fā)后，輕質(zhì)組分增加，重質(zhì)組分略有升高，測試井A3H井處于主力中心區(qū)，還未發(fā)生明顯反凝析現(xiàn)象（表1）。

表1 井流物組分組成對比分析Table 1 Contrastive analysis of component composition of well fluid

定容衰竭實驗中壓力由20.71 MPa降至15 MPa，反凝析油含量逐步上升到35.20 mol%，析出C7-10多；繼續(xù)降至15 MPa以下，C11+析出大幅增加。越是重組分析出，凝析油越重，越難采出，建議氣藏開發(fā)壓力應(yīng)保持在15 MPa以上。

PVTsim相態(tài)模擬軟件結(jié)果顯示（圖1）：A3H井流物臨界壓力Pc=4.77 MPa、臨界溫度Tc=-73.72 ℃、臨界凝析壓力Pm=26.23 MPa、臨界凝析溫度Tm=228.33 ℃。

2.2 注氣相態(tài)實驗研究

室內(nèi)實驗選用的兩種注入氣體（表2）分別為文昌某區(qū)凝析氣藏自產(chǎn)氣（注入氣1）、相鄰氣田試采氣樣復(fù)配的氣體（注入氣2）。通過開展凝析油注氣抽提反蒸發(fā)、不同注入方式長巖心驅(qū)替實驗研究，明確文昌某區(qū)提高解堵效果和驅(qū)替效率的最佳注入氣體及注入方式。

圖1 P-T相圖擬合Fig. 1 P-T phase diagram fitting

表2 兩種注入氣組分組成含量Table 2 Composition content of two kinds of injected gas component

在反蒸發(fā)實驗中，研究注入兩種氣體后地層凝析油相態(tài)[6]變化情況。初始注入凝析油體積為20 mL，剩余油體積由軟件選定可視化區(qū)域自動計算獲取（圖2）。

圖2 PVT相態(tài)儀工作界面Fig. 2 Working interface of PVT phase state instrument

對比結(jié)果顯示：注入氣1第一輪注入可抽提98.26%凝析油，效果顯著，多輪注入后，仍有重?zé)N分子的凝析油滯留，但絕對值非常?。ū?）；注入氣2的CO2含量比注入氣1高40%，第一輪析出98.92%凝析油，同樣具有部分凝析油重組分殘余[7]。

表3 注入氣1多次抽提后單脫油組分含量變化表Table 3 Variation table of component content of single deoiling after gas injection 1 extraction

受CO2高含量的影響，注入氣2在第八輪次反蒸發(fā)抽提時對應(yīng)產(chǎn)出油C7+以上組分含量87.42 mol%（圖3），比注入氣1的87.21 mol%高，表明短巖心中CO2對重組分烴類反蒸發(fā)抽提效果優(yōu)于C1，注入氣2反凝析效果更好[8]。

圖3 注入氣2一次抽提后單脫油組分含量變化圖Fig. 3 Variation diagram of single deoiling component content after one extraction of injected gas 2

3 注氣驅(qū)替實驗研究

實驗條件：氣藏溫度158.80 ℃，壓力15.00 MPa，巖心在氣藏溫壓下飽和凝析油，注入氣體為注入氣1和注入氣2[9]，考慮現(xiàn)場實際設(shè)計三種注入方式：連續(xù)注氣、間歇注氣和脈沖注氣。實驗中巖心參數(shù)見表4。

驅(qū)替實驗顯示：巖心尺度下，注入氣1驅(qū)替后，凝析氣采收率分別為63.3%、58.2%、49.7%（圖4）；注入氣2驅(qū)替后，采收率分別為75.4%、67.7%、62.3%（圖5）。從不同注入方式驅(qū)替效果來看，連續(xù)注入可保持穩(wěn)定注入，間歇和脈沖注氣引起的壓力波動在短巖心中效果很難體現(xiàn)，相比連續(xù)穩(wěn)定注入，驅(qū)替效率降低[10]。

含CO2高的注入氣2，在巖心驅(qū)替中要明顯優(yōu)于注入氣1。這是由于CO2溶解性能更好，混相壓力低，更易抽提。綜合實驗來看，優(yōu)選注入氣2開展連續(xù)注氣方案研究[11]。

表4 注氣驅(qū)替實驗所用巖心基礎(chǔ)物性Table 4 Basic physical properties of core used in gas injection displacement experiment

4 數(shù)值模型的模擬研究

文昌某區(qū)精細(xì)三維地質(zhì)模型網(wǎng)格步長為50 m×50 m×3.5 m，網(wǎng)格總數(shù)為833.83×104個；氣藏凝析氣儲量擬合誤差1.73%（圖6）。

為提高氣體性質(zhì)預(yù)測精度，按組分性質(zhì)相近原則，合理化組分劈分、組合，分析參數(shù)敏感性和相關(guān)性及組分間二元交互系數(shù)，把井流物組分延伸歸并為8個擬組分，PVTi相態(tài)擬合精度達(dá)98.17%，大幅度提高了多組分?jǐn)?shù)值模擬的優(yōu)化準(zhǔn)確度（圖7）。

4.1 歷史擬合

加載射孔及生產(chǎn)數(shù)據(jù)，劈分主力層系產(chǎn)量，擬合目標(biāo)區(qū)單井的組分變化，產(chǎn)水、井口壓力等生產(chǎn)指標(biāo)擬合率達(dá)90%以上（圖8）。

凝析氣藏開發(fā)中，伴隨著凝析氣采出的凝析油，模型中油相的輕質(zhì)組分C1及重質(zhì)組分C11+的含量均增加，井周重質(zhì)組分含量更高，導(dǎo)致近井地帶堵塞[12]，影響產(chǎn)量（圖9）。

4.2 明確了衰竭開發(fā)氣藏生產(chǎn)特征

天然能量開發(fā)預(yù)測到衰竭開發(fā)末，主力層系ZH2I產(chǎn)凝析氣8.08×108m3，采出程度達(dá)43.02%，產(chǎn)凝析油16.13×104m3，采出程度26.71%。衰竭開發(fā)呈現(xiàn)和室內(nèi)實驗相似的開發(fā)特征，反凝析現(xiàn)象嚴(yán)重，除此之外，氣水比變化特征顯著，邊水突進(jìn)后含水迅速上升；在邊水能量相對較弱區(qū)，隨氣藏壓力不斷下降，后期水侵速度逐步加快。

5 循環(huán)注氣方案研究

5.1 注氣方案思路

從各井鉆遇及生產(chǎn)層位來看，主力層系鉆遇及投產(chǎn)較完善，便于后期注采井網(wǎng)調(diào)整（圖10）。

針對主力層系井網(wǎng)及開發(fā)現(xiàn)狀設(shè)計兩種注氣思路：注氣思路[13]一為中心注氣，減少主力井反凝析：A3H井注氣補(bǔ)能效果好，但損失主力氣組產(chǎn)能，且很難控制邊水繼續(xù)上升；A4井屬于中心部位直井段注氣，反凝析效果明顯，兼具補(bǔ)能和控水；注氣思路二為局部控水，主力井保壓開發(fā)：A1H井為高水氣比井轉(zhuǎn)注氣，整體控水效果相對較好，兼具補(bǔ)能。

5.2 注氣方案設(shè)計

在注氣室內(nèi)實驗研究基礎(chǔ)上，圍繞循環(huán)注氣開發(fā)思路，設(shè)計注氣提高采收率核心注采參數(shù)優(yōu)化對比方案32組（表5）。

圖4 注入氣1不同開發(fā)方式驅(qū)替效果圖Fig. 4 Displacement effect of injection gas 1 in different development modes

5.3 注氣方案結(jié)果分析

和礦場實際結(jié)合，設(shè)計20年注氣期，日注氣量20×104m3/d，對比不同方案注氣提高采收率效果。

圖5 注入氣2不同開發(fā)方式驅(qū)替效果圖Fig. 5 Displacement effect of injected gas 2 in different development modes

5.3.1 注入介質(zhì)優(yōu)選

選取室內(nèi)實驗兩種不同CO2含量的注入氣作為注入介質(zhì)。

從不同注氣介質(zhì)氣組分分布場來看[14]，隨注入氣中CO2含量增加，重質(zhì)組分抽提能力相比室內(nèi)實驗尺度效果增強(qiáng)，井間C11+含量明顯低于注入氣1，有效解除了凝析油近井地帶堵塞的問題[15]。分析認(rèn)為：注入氣中CO2含量高，地層條件下處于超臨界狀態(tài)，密度高，注入相同總量，注入氣2折算地下體積約為注入氣1的85%；注入地下體積少，但抽提作用強(qiáng)，到達(dá)井底后能量足，抽提凝析油效果增強(qiáng)（圖11）。

圖6 文昌某區(qū)三維物性模型Fig. 6 Three dimensional physical property model of Wenchang area

圖7 等容衰竭實驗擬合Fig. 7 Experimental fitting of constant volume depletion

和衰竭開發(fā)相比，循環(huán)注入氣體1凈增氣2.62×108m3，增產(chǎn)凝析油14.39×104m3；循環(huán)注入氣體2凈增氣3.43×108m3，增產(chǎn)凝析油14.86×104m3。結(jié)合現(xiàn)場實際及增油效果，推薦注入氣2作為注入介質(zhì)。

圖8 井口壓力擬合曲線Fig. 8 Wellhead pressure fitting curve

5.3.2 注入方式優(yōu)選

設(shè)計連續(xù)注氣、間歇注氣、脈沖注氣三種注氣方式[16]，10年預(yù)測期累計注氣量相同。三種注氣方式下凈增氣分別為5.29×108m3、4.81×108m3、4.68×108m3；累增凝析油分別為10.55×104m3、9.12×104m3、8.95×104m3。

分析認(rèn)為：凝析油在近井聚集的分散相，注入氣的黏度遠(yuǎn)比凝析油低，間歇和脈沖注氣的作用無法體現(xiàn)，連續(xù)注氣效果優(yōu)于間歇注氣和脈沖注氣[17]。

5.3.3 注氣井優(yōu)選

從單井井況來看，A3H井避水高度較高，在后續(xù)開發(fā)中不必進(jìn)行專門調(diào)整；A1H井水平段趾端距離邊水較近，其它部位距離邊水較遠(yuǎn)，目前高含水關(guān)井，局部封堵可有效緩解邊水水侵；A4井水平段均不在主力層系，距離邊水較近，儲量挖潛有限。

從注氣能力來說，相同注氣壓力下水平井段注入能力強(qiáng)，直井/直井段注入能力和注氣層物性及有效注氣厚度相關(guān)。相同注氣壓力下，A1H和A3H井的注氣能力是A4井直井段的2倍及以上，直井段注氣能力相比水平段受限。

圖9 油相中不同氣組分含量分布場變化Fig. 9 Distribution field of different gas components in oil phase

從注氣效果[18]來講，A1H井注氣控水效果較好；A4井注氣在增產(chǎn)方面相對顯著（圖12），結(jié)合單井井軌跡及產(chǎn)狀，該井注氣前需有效封堵水平段，建議開展效益評價。

圖10 主力氣組ZH2含氣面積圖Fig. 10 Plot of ZH2 gas-bearing area of main gas group

綜合評價，優(yōu)選A1H井作為注氣井。

5.3.4 注氣總量優(yōu)化

與衰竭開發(fā)相比，隨著注氣開發(fā)推進(jìn)，年度產(chǎn)出的凝析油、凈增氣量不斷下降，綜合分析注氣總量10×108m3以內(nèi)注氣效果最佳。

表5 注氣方案設(shè)計表Table 5 Gas injection scheme design table

5.3.5 注氣速度優(yōu)化

綜合海上平臺注氣設(shè)備及單井注入能力基礎(chǔ)上，設(shè)計四種不同日注氣方案。從注氣開發(fā)效益角度分析，隨日注氣量增加，累采凝析油增加，凈增氣量降低（圖13）；從注氣開發(fā)效果角度分來看，對凝析氣藏來說，控制壓力下降速度及含水上升速度[19]是實現(xiàn)有效開發(fā)的關(guān)鍵。綜合優(yōu)化注氣速度為（25～30）×104m3/d。

5.4 最優(yōu)方案確定

綜合室內(nèi)實驗及數(shù)模優(yōu)化結(jié)果，最終推薦方案為A1H井循環(huán)注氣9.00×108m3，凈增氣2.75×108m3，增凝析油6.14×104m3，期末凝析氣采出程度57.65%，凝析油采出程度為36.88%，和衰竭開發(fā)相比分別提高14.63%和10.17%。

圖11 不同注入介質(zhì)氣組分分布場對比圖Fig. 11 Plot of distribution field of gas components in different injection media

圖12 不同注氣井循環(huán)注氣凈增氣/油效果圖Fig. 12 Effect diagram of gas/oil increase by circulating gas injection in different gas injection wells

圖13 不同注氣速度驅(qū)替效果對比圖Fig. 13 Contrast diagram of displacement effect at different gas injection rates

6 結(jié)論與建議

（1）調(diào)研國內(nèi)外凝析氣藏有效開發(fā)模式，低滲凝析氣藏衰竭開發(fā)后實施循環(huán)注氣開發(fā)，可大幅度提高氣藏采收率。

（2）室內(nèi)驅(qū)替實驗及多組分注氣數(shù)值模擬研究均表明，注入氣組分中CO2含量越高，注氣驅(qū)替及混相效果雙重體現(xiàn)，注氣提高采收率開發(fā)效果最好。

（3）本成果為文昌某區(qū)低滲凝析氣藏循環(huán)注氣高效開發(fā)的可行性提供了技術(shù)支撐。循環(huán)注氣開發(fā)效果遠(yuǎn)高于衰竭開發(fā)，主力層系中心區(qū)循環(huán)注氣比例達(dá)80%，注氣10年，凝析氣采出程度可達(dá)57.65%，凝析油采出程度可達(dá)36.88%，與衰竭開發(fā)相比分別提高14.63%和10.17%，有效延長氣藏經(jīng)濟(jì)壽命期。