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        層間矛盾對(duì)循環(huán)注氣凝析氣藏開發(fā)效果的影響評(píng)價(jià)

        2013-05-30 03:41:36賴偉華汪周華羅浩渝
        石油化工應(yīng)用 2013年11期
        關(guān)鍵詞:氣油凝析氣生產(chǎn)井

        賴偉華,汪周華,羅浩渝,羅 敏

        (1.油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,西南石油大學(xué),四川成都 610500;2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆庫爾勒 841000)

        塔里木盆地某凝析氣藏具有埋藏深(4 900~5 600 m)、凝析油含量高(500~600 g/m3)、地層壓力高(56 MPa)、地露壓差小(2~5 MPa)的特點(diǎn),是一個(gè)近飽和的高含凝析油的高壓凝析氣藏。目的層為古近系底部砂巖和白堊系頂部砂巖。其中古近系屬中孔高滲儲(chǔ)層,均質(zhì)程度好,連通性好,白堊系屬低孔中-低滲儲(chǔ)層, 儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重,連通程度中等[1]。

        存在反凝析現(xiàn)象是凝析氣藏最為突出的特征[2],因此目前凝析氣藏最為主要的開發(fā)方式是保壓式開采[3]。對(duì)于近飽和、富含凝析油的凝析氣藏,通常采取循環(huán)注氣保壓的開采方式,以減少凝析油在地層中的損失,提高具有較高商業(yè)價(jià)值凝析油的采收率。

        該凝析氣藏自2000 年12 月正式投產(chǎn),全面投入循環(huán)注氣開發(fā),至今已12 年。凝析油產(chǎn)量一直保持穩(wěn)產(chǎn),據(jù)焦玉衛(wèi)[4]的文獻(xiàn),至2009 年12 月,平均干氣回注率55 %,累積回注約0.23 PV,凝析油采出程度30 %,實(shí)際開發(fā)各項(xiàng)指標(biāo)均高于原方案設(shè)計(jì)。但隨著注氣開發(fā)的進(jìn)行,部分生產(chǎn)井氣油比急劇升高,使凝析油產(chǎn)量下降,回注干氣效果變差。陳小凡[5]介紹構(gòu)造傾角對(duì)凝析氣藏注氣效果的影響,杜四輩[6]對(duì)油田開發(fā)過程中產(chǎn)生層間干擾的因素做了綜述,包括滲透率的差異、巖性水平上的差異、不合理的工作制度等,本文將介紹由于層間滲透率差異影響凝析油的采收率,以及針對(duì)這種情況采取的應(yīng)對(duì)措施。

        1 地質(zhì)模型的建立

        為了簡化分析流程,作者未采用某凝析氣田真實(shí)的地質(zhì)模型,而建立一個(gè)簡單的三維數(shù)值模型,以實(shí)現(xiàn)直觀演示干氣驅(qū)替效果及凝析油剩余油分布規(guī)律。

        模型采用兩相(油、氣)三維凝析氣藏尺寸1 000 m×20 m×320 m 進(jìn)行模擬。模型縱向上平均分為16 小層,網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)為50×1×16,網(wǎng)格大小20 m×20 m×20 m。

        基于該地質(zhì)模型,分四種情況對(duì)該模型進(jìn)行屬性賦值。方案一為“均質(zhì)”模型,滲透率為200 mD, 氣層全射開;方案二頂部為高滲透,底部為低滲透層,氣層全射開;方案三基于方案二,生產(chǎn)井僅射開低滲透層;方案四基于方案二,注氣井和生產(chǎn)井均只射開底部低滲透層。具體屬性分布(見表1)。

        該模型模擬條件是:埋深5 000 m,地層壓力為56.36 MPa,注采比為0.5(生產(chǎn)井日產(chǎn)8×104m3,日注4×104m3)。

        2 相態(tài)及注入氣組分

        原始地層流體相態(tài)(見圖1),露點(diǎn)壓力53.83 MPa。

        圖1 地層流體相態(tài)圖

        將該凝析氣藏原始井流物的15 個(gè)組分按組分性質(zhì)相近原則進(jìn)行延伸、歸并為8 個(gè)擬組分:N2,CO2,C1,C2,C3~C4,C5~C6,C7~C10,C11+,各擬組分摩爾百分?jǐn)?shù)依次為:3.3 %,0.6 %,77.37 %,8.67 %,3.52 %,1.08 %,2.61 %,2.85 %。

        表1 模型屬性

        圖2 4 種方案凝析油剩余油分布

        注入氣為凝析氣脫去重組分后的干氣,氣組分主要是輕組分,分別為N2,CO2,C1,C2,C3,C4。各組分的摩爾百分?jǐn)?shù)0.66 %,3.61 %,83.21 %,9.28 %,2.93 %,0.31 %。

        3 凝析油剩余油分布規(guī)律

        經(jīng)過10 年的開發(fā),四種方案的剩余油空間分布(見圖2)。

        圖3 地層壓力變化趨勢

        方案一為整個(gè)氣藏滲透率為200 mD,注入氣呈“三角”推進(jìn)比較均勻。出現(xiàn)這種現(xiàn)象的原因是由于注入氣組分為干氣,相對(duì)地層凝析氣較輕,由于“重力分異”作用,導(dǎo)致構(gòu)造頂部的干氣推進(jìn)速度較快,而構(gòu)造低部位推進(jìn)速度相對(duì)較慢。當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c(diǎn)壓力后,低部位的凝析油大量析出,導(dǎo)致地層含油飽和度持續(xù)上升。由于臨界流動(dòng)含油飽和度16 %,故地層壓力持續(xù)降低(見圖3)而未導(dǎo)致地層含油飽和度的持續(xù)上升。

        方案二、三、四上半部分網(wǎng)格1~8 為高滲透層,滲透率為200 mD;下半部分為低滲透層,滲透率為20 mD。從圖2 來看,頂部高滲透層驅(qū)替效率高,凝析油剩余少,而底部的低滲透層滯留在地層的凝析油較多,凝析油損失較大。

        方案二采用對(duì)應(yīng)注氣的方式—生產(chǎn)井和注氣井全部射開氣層生產(chǎn),但是底部由于低滲的原因,注氣受效低,凝析油損失大。

        方案三采用非對(duì)應(yīng)注氣的方式—生產(chǎn)井僅生產(chǎn)低滲透層,注氣井射開全部氣層。從地層含油飽和度分布來看,與方案二類似,驅(qū)油效果未得到顯著改善。原因是由于注入氣沿頂部高滲透層推進(jìn),在生產(chǎn)井附近向下錐進(jìn),從而繞過了低滲透層。

        方案四采用在底部低滲透層進(jìn)行采氣和注氣的方式進(jìn)行開發(fā)。從凝析油剩余油分布來看,其注氣受效明顯高于方案二、三。因?yàn)榈撞康蜐B透層部分受效,剩余油明顯少于前兩種方案。如果將注、采井段再往下移,整個(gè)模型的注氣驅(qū)替效率會(huì)更高,地層中凝析油損失將會(huì)更小。

        4 主要開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

        開發(fā)指標(biāo)對(duì)比分析的主要考慮凝析油的生產(chǎn)情況和與之相關(guān)的氣油比變化趨勢(見圖4)。

        圖4 四種方案氣油比變化對(duì)比

        從圖4 的氣油比上升趨勢來看,方案一“均質(zhì)”模型氣油比上升較為緩慢,而由于上下滲透率差異造成的“層間矛盾”導(dǎo)致氣油比上升相對(duì)較快,從而說明層間矛盾會(huì)導(dǎo)致注入氣沿頂部高滲透層過早的突破。為克服層間矛盾,采用不同的完井層段來改變注入氣推進(jìn)方向,充分利用注入氣較輕的特性產(chǎn)生的重力分異現(xiàn)象,提高注入氣的波及系數(shù),從而提高凝析油采收率。從曲線趨勢來看,方案四要優(yōu)于方案二和方案三,充分說明優(yōu)化射孔井段,可以防止氣竄的過早突破和最大程度地將凝析油采出來。

        同時(shí),四條曲線偏離線性關(guān)系,出現(xiàn)“分歧”時(shí)的氣油比為2 800 m3/m3,這也反映出整個(gè)氣藏氣竄氣油比大約是這個(gè)值??梢哉f明,對(duì)于該凝析氣田來說,當(dāng)一口生產(chǎn)井當(dāng)生產(chǎn)氣油比達(dá)到2 800 m3/m3時(shí),附近的注氣井的注入氣已到達(dá)井底,發(fā)生氣竄。到底是哪口,需要通過動(dòng)態(tài)監(jiān)測來驗(yàn)證。國內(nèi)較多文獻(xiàn)提供了判斷氣竄理論方法,有圖版法、動(dòng)態(tài)分析法等[7-9],本文僅根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果來判斷,僅提供參考,可能的局限性較大。

        從凝析油產(chǎn)出情況來看,圖5 顯示出在未發(fā)生氣竄的時(shí)候,四種方案的日產(chǎn)油基本一致,后期日產(chǎn)油的下降是由于反凝析造的。出現(xiàn)差異的地方就是由于注入氣氣竄發(fā)生后,日產(chǎn)油出現(xiàn)不同的走勢。方案二日產(chǎn)油下降最快,方案三次之,方案四較優(yōu),而“均質(zhì)”模型方案—沒有層間矛盾最優(yōu)。同時(shí)從圖6 的各方案累產(chǎn)凝析油來看,也說明相同的結(jié)果。在考慮層間矛盾的情況下,采用底部注、采的方案四最優(yōu)。方案二、三、四在后期日產(chǎn)油量一致,充分說明注入氣完全突破,致使氣竄通道形成后,注入氣繞過低滲層僅沿高滲透層推進(jìn),產(chǎn)出的凝析油僅為前期反凝析出的凝析油蒸發(fā)[10,11]到干氣中和氣竄通道邊緣的部分凝析油氣與干氣混相后攜帶產(chǎn)出。

        圖5 四種方案日產(chǎn)油變化對(duì)比

        圖6 四種方案累產(chǎn)油變化對(duì)比

        通過模擬,10 年生產(chǎn)結(jié)束后,從四種方案的凝析油采收率來看(見表2),由于層間矛盾影響采收率較大,如果全都射開氣層,方案二和方案一相差高達(dá)2.60 %。為部分克服層間矛盾的負(fù)面因素,均采用底部低滲透層進(jìn)行注、采(方案四),采收率差異縮小到0.97 %。說明該方案可有效抑制凝析氣藏層間矛盾問題,提高凝析油采收率。

        表2 四種方案的凝析油采收率對(duì)比

        5 結(jié)論

        通過對(duì)“層間矛盾”凝析氣藏的注氣效果進(jìn)行數(shù)值模擬對(duì)比分析,得出以下結(jié)論:

        (1)干氣組分輕于地層濕氣,注入的干氣與地層中的接觸面有限,混相不充分,且因而干氣和濕氣與水驅(qū)油類似,產(chǎn)生較為明顯的“重力分異”現(xiàn)象,不過方向相反而已。

        (2)由于上、下滲透率的差異,發(fā)生氣竄的層段往往是高滲透層,尤其是當(dāng)高滲透層位于構(gòu)造頂部更加劇了這種現(xiàn)象。

        (3)采用底部低滲透層進(jìn)行注采,可有效的克服層間矛盾對(duì)凝析油開發(fā)的影響,可有效的提高凝析油采收率。

        該凝析氣田目前采用對(duì)應(yīng)層系進(jìn)行注采,由于層間矛盾突出,大部分井組已經(jīng)通過高滲透層發(fā)生氣竄,尤其是位于構(gòu)造高部位的生產(chǎn)井。為實(shí)現(xiàn)凝析油的穩(wěn)產(chǎn),氣田下步調(diào)整方向應(yīng)著眼于優(yōu)化注、采井段,以提高注入氣的驅(qū)替效率。

        [1] 宋文杰,江同文,馮積累,等.塔里木盆地牙哈凝析氣田地質(zhì)特征與開發(fā)機(jī)理研究[J].地質(zhì)科學(xué),2005,40(2):274-283.

        [2] Takeda T,F(xiàn)ujinaga Y,F(xiàn)ujita K.Fluid behavior around a well in gas- condensate reservoir[J].SPE38062,1997.

        [3] Fred R.Thompson,A,Richard Thachuk.Compositional Simulation of a Gas- Cycling Project Bonnie Glen D- 3A Pool,Alberta,Canada[J].SPE4280,1974.

        [4] 焦玉衛(wèi),李保柱,吳迪,等.牙哈23 凝析氣藏剩余油分布規(guī)律[J].新疆石油地質(zhì),2011,32(1):51-53.

        [5] 陳小凡,楊程博,楊建,等.構(gòu)造傾角對(duì)凝析氣藏注氣效果的影響[J].特種油氣藏,2011, 18(2):93-95.

        [6] 杜四輩,徐寧,楊健,等.利用試井資料解決油田開發(fā)層間矛盾研究及應(yīng)用[J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量,2013,(5):114-115.

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