呂 蓓 馬 慶 陳文龍 樊宏偉

1.西南石油大學石油工程學院，四川 成都 610500；

2.克拉瑪依職業(yè)技術學院，新疆 克拉瑪依 834000；

3.中國石油塔里木油田公司天然氣事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000

0 前言

隨著某凝析氣田開發(fā)的進行， 地層壓力與初始凝析壓力差值變小，多數(shù)接近飽和凝析氣田范圍，最大反凝析液量小于臨界流動凝析油飽和度，若不保持壓力開發(fā)，不但凝析油的采收率低， 而且凝析油積聚在近井地帶和井筒內(nèi)，影響氣相滲透率和氣井的產(chǎn)能。這已成為衰竭式開發(fā)凝析氣田時氣井開采中特別需要解決的問題。

1 單井模型的選取與建立

單井注氣吞吐數(shù)值模擬研究的目的是通過對凝析氣井泄氣區(qū)范圍內(nèi)， 特別是近井筒地層地質(zhì)油藏特征、油氣水三相滲流特征及產(chǎn)狀、反凝析飽和度分布及其地層堵塞過程的油藏模擬計算，分析反凝析機理［1-4］。 評價注氣吞吐或其他方法降低或解除反凝析提高氣井產(chǎn)能的程度和有效性，為礦場試驗操作及工藝方案設計提供依據(jù)［5］。凝析氣田的最大特征就是反凝析現(xiàn)象，反凝析最早發(fā)生在近井帶，因此對已發(fā)生反凝析現(xiàn)象的井單獨研究能更精確地反映井筒和近井地帶反凝析液的分布規(guī)律［6-10］。

單井模型選用加拿大CMG 公司的組分模擬器進行模擬，將地層流體劃分為9 個擬組分，分別為CO2、N2、C1、C2～C3、i C4～n C4、i C5～C6、C7～C10、C11～C12、C13+， 運算時采用單井徑向網(wǎng)格系統(tǒng)。網(wǎng)格劃分為17×4×38，數(shù)模網(wǎng)絡Ⅰ方向網(wǎng)格尺寸大小為：0.515、1.048、2.130、4.329、8.797、17.874、36.320、50、50、50、50、50、50、50、100、100、260 m。 物性參數(shù)分布及網(wǎng)格分布見表1 和圖1。

表1 YM701井儲層建模參數(shù)匯總表

圖1 YM701 井單井數(shù)模網(wǎng)格平面圖

2 單井注氣吞吐效果模擬研究

YM701 單井生產(chǎn)歷史擬合生產(chǎn)制度采用定單井日產(chǎn)油，擬合了日產(chǎn)氣、氣油比和井底流壓，其計算值和實際值基本吻合，總體上擬合效果較好，可用于機理分析和動態(tài)預測。

在歷史擬合的基礎上，模擬研究衰竭開發(fā)方案和注氣吞吐方案，論證某凝析氣田的反凝析污染情況，工作制度為定壓力生產(chǎn)，預測時間為3 年。

2.1 周期注氣總量對比分析

周期注氣總量是影響吞吐效果的主要參數(shù)之一。 利用所建立的單井吞吐地質(zhì)模型，比較5 種不同周期注氣總量（120×104、160×104、240×104、320×104、400×104、500×104m3）下YM701 井干氣換油率、累積增油量。 增油量為吞吐后的產(chǎn)油量扣除該井不進行注氣吞吐而繼續(xù)用原來的生產(chǎn)方式生產(chǎn)的基礎產(chǎn)油量，數(shù)值模擬結果見圖2。

從圖2 可看出，換油率隨著周期注氣總量的增加而增加，但換油率增加速度是逐漸降低的，說明隨著注氣總量的增加，單位注入干氣量的利用率逐漸降低。 最佳的周期注氣總量需由經(jīng)濟評價方法來確定，從累積增油量考慮， 換油率需要滿足經(jīng)濟效益要求。 由圖2 求得的最佳周期注氣總量為400×104m3。

圖2 注氣總量對換油率的影響

2.2 注氣速度對比分析

注氣速度也是影響吞吐效果的重要因素。 為了研究注氣速度對吞吐效果的影響，在本研究中模擬了注氣總量為400×104m3時不同注氣速度下的換油率， 計算結果見圖3。

圖3 注氣速度對換油率的影響

從圖3 看出，注氣速度存在一個合理選值問題。 曲線變化趨勢表明， 開始階段換油率隨著注氣速度的增加而增加，但隨著注氣速度增加，曲線開始下降。 注入速度存在最佳值，取曲線最高點9.3×104m3/d 為最佳注氣速度。

2.3 燜井時間對比分析

油井注氣后， 注入氣體分子需要一段時間進行擴散傳質(zhì)，使其充分溶于原油，起到膨脹、降黏、抽提再蒸發(fā)作用，因此需要關井一段時間以保證注氣的吞吐效果。 在本研究中模擬計算了累計注氣量為400×104m3時燜井期（10、20、30、40、50、60 d）的增產(chǎn)油量及換油率，計算結果見圖4。

從圖4 可看出，27 d 的燜井時間比其他的燜井時間效果更好。 但由于燜井期的長短與油藏原油的黏度、滲透率、干氣的注氣量和注氣速度等都有關，因此研究結果需要結合其他因素綜合考慮。 在實際生產(chǎn)過程中如果開井很長一段時間只產(chǎn)氣不產(chǎn)油，則可根據(jù)實際情況關井一段時間再開井生產(chǎn)。

圖4 燜井期對換油率的影響

2.4 優(yōu)選結果

以歷史擬合結束來開始注氣吞吐生產(chǎn)為計算基礎的優(yōu)選結果：最佳注氣總量400×104m3，最佳注氣速度9.3×104m3/d， 最佳燜井時間27 d。 利用以上優(yōu)化結果進行預測，與衰竭開采方案進行對比，預測時間為8a，每2a 進行一次吞吐作業(yè)，共經(jīng)歷4 個吞吐周期，計算結果見圖5。

圖5 優(yōu)選方案下的原油累積產(chǎn)量

由圖5 可見，對比原趨勢繼續(xù)常規(guī)開采的生產(chǎn)效果，注氣吞吐生產(chǎn)可累計增產(chǎn)油6 424 t。

3 注氣吞吐解除反凝析研究

YM701 井注氣吞吐前后含油飽和度與氣相相對滲透率變化曲線見圖6～7， 近井地帶反凝析油飽和度見圖8～9。

圖6 注氣吞吐解除反凝析過程含油飽和度分布剖面

圖7 注氣吞吐解除反凝析氣相相對滲透率分布剖面

圖8 衰竭方案下反凝析油飽和度剖視圖

圖9 優(yōu)選方案下反凝析油飽和度剖視圖

由圖6～9 可見，采取衰竭式開采，近井地帶壓力明顯降低，反凝析液飽和度達到27%，氣相滲透率較低。 注氣吞吐后，近井地帶壓力升高，反凝析液相飽和度降低，氣相相對滲透率增加，注氣量越大，反凝析液飽和度降低越多，氣相相對滲透率恢復越高，注氣吞吐處理半徑達到50 m 左右。

4 結論

a） 單井開展注氣吞吐作業(yè)后， 吞吐井YM701 的日產(chǎn)油和累積產(chǎn)油較衰竭式開發(fā)方案有明顯提高，近井帶反凝析現(xiàn)象明顯降低。

b）某凝析氣田反凝析污染單井數(shù)值模擬顯示：衰竭開采時，近井帶22.41 m 內(nèi)反凝析油飽和度急劇增加，油相相對滲透率較低，反凝析發(fā)生后，油相相對滲透率從0.417 下降到0.26，下降幅度超過40%，說明反凝析油流動能力較弱，而且反凝析使氣井產(chǎn)能降低。

c）近井帶由于反凝析的發(fā)生，氣相組成摩爾含量增加，說明重組分反凝析后，氣相組成變輕。 而近井帶油相中的C1含量相對最低，說明越靠近井筒，地層反凝析油越重。 而油相和氣相黏度隨反凝析的發(fā)生影響很小。

d）地層中已經(jīng)存在反凝析現(xiàn)象，反凝析量最大達到10.3%左右，近井帶反凝析相對明顯，主要原因是井底流壓較地層壓力低。

e）注氣井周圍基本不存在反凝析油現(xiàn)象，分析原因主要是注氣井周圍壓力相對較高，存在注入氣對凝析油的驅(qū)替作用。 注入氣能降低體系露點壓力和反凝析液量，使凝析氣不容易反凝析，反凝析飽和度降低，有利于凝析氣田的開發(fā)。

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