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。

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