張廣權(quán)，孫 兵，楊小松，賈躍瑋

(中國石化勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

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龍鳳山凝析氣藏開發(fā)技術(shù)政策研究

張廣權(quán)，孫 兵，楊小松，賈躍瑋

(中國石化勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

針對龍鳳山地區(qū)高含油致密低滲凝析氣藏在儲層描述和開發(fā)技術(shù)政策制訂方面存在的問題和難點，在測井、錄井等資料分析的基礎(chǔ)上，采用宏觀與微觀證據(jù)相結(jié)合的方法，確定了龍鳳山氣田營四砂組的沉積體系，明確了影響氣藏的主控因素，落實了有效儲層發(fā)育區(qū)域，結(jié)合流體PVT實驗分析，確定了營四砂組氣藏類型。在儲層地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，理論結(jié)合實踐經(jīng)驗，針對龍鳳山氣田營四砂組凝析氣藏高含油的特征，首先修正了凝析氣藏相關(guān)氣藏工程的分析方法，其次考慮氣井反凝析、最小攜液、最大極限壓差等因素，計算合理產(chǎn)量和生產(chǎn)壓差。綜合分析認為合理井距為600～700 m，合理產(chǎn)氣量為2×104m3/d，初期生產(chǎn)壓差不大于5 MPa。研究結(jié)果為氣田開發(fā)方案的編制、優(yōu)化調(diào)整和氣田的高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

凝析氣藏；扇三角洲沉積體系；開發(fā)技術(shù)政策；龍鳳山氣田

0 引 言

凝析氣藏作為重要的特殊油氣藏類型，經(jīng)濟價值很高，但開發(fā)過程很復(fù)雜。在開采過程中，凝析氣藏油氣體系的滲流伴隨著復(fù)雜的相態(tài)變化[1-4]。制訂合理的開發(fā)技術(shù)政策，抑制反凝析傷害，保持氣井穩(wěn)定生產(chǎn)，是凝析氣田高效開發(fā)的關(guān)鍵[5-10]。龍鳳山凝析氣藏屬于近飽和高含油的致密低滲碎屑巖儲層凝析氣藏，國內(nèi)外關(guān)于該類型氣藏開發(fā)的相關(guān)經(jīng)驗較少。隨著龍鳳山地區(qū)勘探開發(fā)的深入研究，在地質(zhì)認識和高效開發(fā)方面存在諸多問題和難點亟待解決：儲層厚度薄、非均質(zhì)性強，氣藏高產(chǎn)富集規(guī)律研究難度大；該類型凝析氣藏的合理井距、合理產(chǎn)量和合理生產(chǎn)壓差等較難確定。針對上述問題，開展龍鳳山氣田營四砂組凝析氣藏開發(fā)技術(shù)政策論證研究，為氣田開發(fā)方案的編制、優(yōu)化調(diào)整和氣田的高效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

1 地質(zhì)概況

龍鳳山氣田構(gòu)造上位于松遼盆地中部長嶺斷陷南部北正斷階帶，呈北西斷、南東超的箕狀斷陷(圖1)。含氣層位主要為營城組，自下至上細分為7個砂組。從測試情況看，營城組三、四和六砂組測試獲工業(yè)油氣流；其中營四砂組測試為凝析氣，北201井的營四砂組采用自然能量限量放噴，平均日產(chǎn)氣為2.3×104m3/d，日產(chǎn)油為5.5 t/d。為了精細刻畫儲層展布，制訂合理的技術(shù)政策，將營四砂組細分為上、下2段開展研究。

2 儲層沉積特征及氣藏主控因素分析

在區(qū)域沉積背景指導(dǎo)下，通過分析巖心相、測井相和地震相，認為龍鳳山氣田營四砂組發(fā)育扇三角洲前緣沉積體系，微相包括水下分流河道、河口壩、席狀砂和分流間灣等。營四砂組下段發(fā)育厚層的多期疊置分流河道，水動力較強，河道沖刷嚴(yán)重；上段發(fā)育多期砂泥互層的分流河道沉積，擺動、側(cè)向遷移頻繁。結(jié)合動態(tài)測試成果，認為有利沉積微相為分流河道。在沉積特征研究的基礎(chǔ)上，通過測井精細解釋，認為該區(qū)構(gòu)造淺部位儲層物性較差，以干層為主，構(gòu)造深部位儲層發(fā)育較差、以差氣層為主；上段氣層薄、分布范圍廣，下段氣層厚、分布范圍較小。綜合分析認為營四砂組有效儲層分布分別受構(gòu)造和沉積控制，氣藏類型為受斷層遮擋、坡折帶影響、河道控制的構(gòu)造-巖性凝析氣藏。利用容積法分層段計算凝析氣藏儲量，疊合含氣面積為7.5 km2，總儲量為30×108m3，凝析油儲量為115×104t，干氣儲量為27×108m3。

3 凝析氣藏相態(tài)特征

在北201井營四砂組取樣，取樣當(dāng)日的生產(chǎn)氣油比計量較準(zhǔn)確，由于產(chǎn)量、壓力相對穩(wěn)定，取樣樣品有一定代表性。通過室內(nèi)高壓PVT實驗，獲得氣藏?zé)崃W(xué)參數(shù)場，確定了氣藏的P-T相圖(圖2)。由圖2可知，取樣氣油比來源于更準(zhǔn)確的分離器計量，露點壓力為31.7 MPa，和地層壓力相當(dāng)，其相圖更接近實際。按照SY/T6101標(biāo)準(zhǔn)，北201井營四段試采氣油比為2 333 m3/m3，罐油密度為0.77 g/cm3，判定為凝析氣藏；氣藏凝析油含量為306.5 g/m3，結(jié)合凝析氣藏細分標(biāo)準(zhǔn)，進一步判定氣藏為高含油凝析氣藏[11-13]。

圖1 龍鳳山凝析氣藏營四砂組頂面構(gòu)造

圖2 北201井營四砂組樣品P-T相圖

4 合理開發(fā)技術(shù)政策論證

4.1 合理井距論證

4.1.1 經(jīng)濟極限井距

單井極限控制儲量是指在一定的開發(fā)技術(shù)和財稅體制下，新鉆開發(fā)井經(jīng)濟開采期內(nèi)能獲得基準(zhǔn)收益率為12%時所要求的最低儲量值，當(dāng)新鉆井控制儲量大于這一值時，則認為經(jīng)濟上是可行的。

(1)

(2)

式中：C為單井鉆井費用和地面費用，元/口；t為基準(zhǔn)投資回收期，a；I為資金成本率；P為單井年固定操作費，元/(口·a)；Ag為天然氣銷售價，元/m3；Ao為凝析油銷售價，元/t；Eg為基準(zhǔn)回收期內(nèi)天然氣采出程度；Eo為基準(zhǔn)回收期內(nèi)凝析油采出程度；Cqv為天然氣單位變動操作費，元/m3；Cov為凝析油單位變動操作費，元/t；Tgx為天然氣附加費，元/m3；Tox為凝析油附加費，元/m3；GOR為氣油比，m3/t；G為天然氣地質(zhì)儲量，108m3；Gsg為單井極限控制儲量，108m3；d為井距，m。

式(1)、(2)中：C=1 332×104元/口，t=6a，I=5.5%，P=65×104元/(口·a)，Ag=1.83 元/m3，Ao=2 460 元/t，Eg=15%，Eo=8%，Cqv=0.08 元/m3，Cov=600 元/t，Tgx=0.095 元/m3，Tox=0.201 元/m3，GOR=2.9×103m3/t。計算得到視單井控制經(jīng)濟下限儲為6 529×104m3，對應(yīng)的經(jīng)濟極限井距為417 m。

4.1.2 經(jīng)濟合理井距

確定一個氣藏的合理井網(wǎng)密度，一般需要考慮3個方面的影響因素：氣田地質(zhì)特征、氣層物性特征、經(jīng)濟合理性與市場需求。龍鳳山氣田為無邊底水定容驅(qū)動砂礫巖氣藏，而且滲透率極低。因此，在確定合理井距時主要考慮了儲層分布和經(jīng)濟效益。

(3)

(4)

式中：Fa為井網(wǎng)密度，口/km2；Eg、Eo為天然氣、凝析油采收率；Ng為凝析氣地質(zhì)儲量，108m3；No為石油地質(zhì)儲量，104t；Tg、To為天然氣、凝析油稅收率；M為單井總投資，104元；Og為天然氣操作費用，元/m3；Oo為凝析油操作費用，元/t；R為貸款利率；T為評價年限，a；LRg為天然氣合理利潤，元/m3，LRg=0.1Ag；LRo為凝析油合理利潤，元/t，LRo=0.1Ao；ag、ao為天然氣、凝析油商品率；Co為單井固定操作費，104元；Da為井距，m。

在天然氣銷售價為1.83 元/m3，凝析油售價為2 460 元/t的條件下，計算得到合理井距為631 m。另外，參考中國白廟、橋口等凝析氣田的開發(fā)經(jīng)驗[14-18]，為了滿足單井控制儲量的要求，結(jié)合經(jīng)濟評價，綜合分析認為水平井合理井距應(yīng)為600～700 m。

4.2 合理產(chǎn)量和合理生產(chǎn)壓差論證

4.2.1 合理產(chǎn)量

(1) 經(jīng)濟極限產(chǎn)量。經(jīng)濟極限產(chǎn)量的評價方法是通過評價氣藏開發(fā)的經(jīng)濟效益從而確定氣田開發(fā)的合理產(chǎn)量界限。視單井控制經(jīng)濟下限儲量為6 529×104m3條件下，按采氣速度為3.5%計算視單井經(jīng)濟極限日產(chǎn)氣量為7 140 m3/d；按凝析油相對密度為0.78計算凝析油的當(dāng)量氣體體積為135 m3/m3，則單井經(jīng)濟極限凝析氣和凝析油日產(chǎn)量分別為6 300 m3/d、6 t/d。

(2) 采氣曲線法。利用一點法計算出無阻流量，再結(jié)合各測試段的產(chǎn)量和井底流壓可求出各井測試段的二項式產(chǎn)能方程。根據(jù)二項式產(chǎn)能方程，可繪制測試層段的二項式產(chǎn)能曲線，一般情況下，氣井的合理配產(chǎn)應(yīng)該保證氣體不出現(xiàn)湍流，即在二項式產(chǎn)能曲線上沿早期達西滲流直線段向外延伸，直線與二項式產(chǎn)能曲線切點所對應(yīng)的產(chǎn)量即為氣井的合理產(chǎn)量，合理產(chǎn)量所對應(yīng)的壓差即為合理生產(chǎn)壓差。繪制北201井采氣指示曲線，分析不出現(xiàn)湍流的最大合理產(chǎn)量(紅色切線的切點處)，即合理氣產(chǎn)量約為2.3×104m3/d(圖3)。

圖3 北201井采氣指示曲線

(3) 最小攜液產(chǎn)量。天然氣開發(fā)一般以衰竭方式進行，依靠天然能量實現(xiàn)氣井的自噴生產(chǎn)，但是在開發(fā)過程中，隨著地層壓力的降低及凝析油反凝析，氣井中常常會產(chǎn)出大量的油，若沒有足夠的能量將油連續(xù)帶出井筒，最終在井底會形成積液將氣井壓死。因此，有必要研究氣井的攜液臨界產(chǎn)量，來確定氣井合理產(chǎn)量，保證井底不形成積液(表1)。參考李閩[19-20]的計算最小攜液量的算法，溫度取293.5 K，油管內(nèi)徑取76 mm，凝析氣的相對密度取0.74。綜合井口壓力和油管內(nèi)徑，計算直井的臨界攜液產(chǎn)量應(yīng)不小于2.0×104m3/d。

表1 最小攜液產(chǎn)量(據(jù)李閩)

(4) 試采分析法。由于龍鳳山氣藏營四砂組為近飽和凝析氣藏，過高的配產(chǎn)將導(dǎo)致氣井過早出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象。當(dāng)北201井以3.0×104m3/d配產(chǎn)試采時，在較短的試采期間內(nèi)就出現(xiàn)了氣油比上升的趨勢，表明氣井出現(xiàn)反凝析。但當(dāng)配產(chǎn)調(diào)低后，氣油比也逐漸穩(wěn)定。

綜合以上幾種方法，考慮單井應(yīng)該具有一定的穩(wěn)產(chǎn)時間、避免生產(chǎn)壓差過大形成壓降漏斗、單井累計產(chǎn)氣量和初始日產(chǎn)氣量不小于各自的經(jīng)濟極限產(chǎn)量、合理產(chǎn)量應(yīng)大于臨界攜液產(chǎn)量等因素，確定合理產(chǎn)量為2.0×104m3/d。

4.2.2 合理生產(chǎn)壓差

確定凝析氣藏合理生產(chǎn)壓差應(yīng)遵循如下原則：考慮反凝析對應(yīng)的生產(chǎn)壓差；生產(chǎn)井具有足夠的攜液能力；氣井產(chǎn)量應(yīng)小于最大極限產(chǎn)量。滿足以上原則的生產(chǎn)壓差，就是合理的生產(chǎn)壓差，即：

Δplim<Δpr<Δpvc

(5)

式中：Δplim為最小攜液生產(chǎn)壓差，MPa；Δpr為合理生產(chǎn)壓差，MPa；Δpvc為井底附近地層不出現(xiàn)顯著反凝析現(xiàn)象的生產(chǎn)壓差，MPa。

對于近露點凝析氣藏，反凝析液飽和度不大于3%孔隙體積倍數(shù)所對應(yīng)的生產(chǎn)壓差即為合理生產(chǎn)壓差，北201井營四砂組為近露點凝析氣藏，井底附近地層不出現(xiàn)顯著反凝析現(xiàn)象的生產(chǎn)壓差上限約為6 MPa[21-22]。

依據(jù)最小攜液流量計算結(jié)果，得到不同井口壓力、不同油管尺寸下氣井具有足夠攜液能力的生產(chǎn)壓差(表2)。由表2可知，隨著套管管徑的增大，生產(chǎn)壓差隨之增大。根據(jù)不同套管管徑下的合理生產(chǎn)壓差分析，管徑為11.7 cm時，合理生產(chǎn)壓差為4.34 MPa。結(jié)合龍鳳山凝析氣藏的地質(zhì)特點和目前鉆井的試采數(shù)據(jù)分析，建議初期生產(chǎn)壓差應(yīng)小一些，不大于5.00 MPa。

表2 合理生產(chǎn)壓差

其他技術(shù)方面，通過數(shù)值模擬方法，參考國內(nèi)外相關(guān)氣藏的開采速度，確定營四砂組采油速度為3.5%。結(jié)合龍鳳山氣田開發(fā)時會存在反凝析現(xiàn)象，適當(dāng)提高廢棄地層壓力，營四段氣藏廢棄地層壓力初步取值8 MPa。經(jīng)過充分調(diào)研國內(nèi)外文獻和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)等大量資料，通過物質(zhì)平衡、類比和經(jīng)驗取值等方法，綜合確定凝析氣的采收率為40%，凝析油的采收率為20%[23-25]。

4.3 開發(fā)部署方案實施效果

根據(jù)氣藏評價結(jié)果，以最大限度提高儲量控制程度，提高單井產(chǎn)能和經(jīng)濟效率為目標(biāo)，按照針對該類型凝析氣藏制訂的開發(fā)技術(shù)政策，開展了方案部署。目前部署的15口開發(fā)井已全部實施并投產(chǎn)，天然氣年產(chǎn)能力為1.06×108m3/a，凝析油年產(chǎn)能力為1.88×104t/a。并實現(xiàn)了鉆井成功率100%、產(chǎn)能建設(shè)率100%的設(shè)計目標(biāo)。目前氣井投產(chǎn)后，各氣井的產(chǎn)量和壓力均較為穩(wěn)定，達到了預(yù)期目標(biāo)。平均日產(chǎn)氣為2.20×104m3/d，日產(chǎn)凝析油為6.20 t/d，平均試采產(chǎn)量為1.40×104m3/d。截至2016年5月底，已累計產(chǎn)氣0.41×108m3，累計產(chǎn)凝析油0.93×104t，經(jīng)濟效益顯著。

5 結(jié) 論

(1) 龍鳳山地區(qū)發(fā)育扇三角洲沉積體系，有利相帶為分流河道。確定了儲層展布特征及氣藏的主控因素，并確定了龍鳳山氣藏屬于受斷層遮擋、坡折帶影響、河道控制的構(gòu)造-巖性凝析氣藏。

(2) 通過相態(tài)特征分析，結(jié)合試采數(shù)據(jù)等，綜合判定該氣藏為高含油凝析氣藏。

(3) 制訂了凝析氣藏的合理開發(fā)技術(shù)政策，考慮氣井反凝析、最小攜液、最大極限壓差等方面內(nèi)在需求，優(yōu)化氣井的合理產(chǎn)量及生產(chǎn)壓差。合理開發(fā)井距為600 m，合理產(chǎn)氣量為2×104m3/d，合理生產(chǎn)壓差初期不大于5 MPa。

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編輯 劉 巍

20160704；改回日期：20160922

中國石油化工股份有限公司油田部開發(fā)先導(dǎo)項目“龍鳳山地區(qū)氣藏開發(fā)評價研究”(G5800-16-ZS-YTB028)

張廣權(quán)(1979-)，男，高級工程師，2003年畢業(yè)于華北理工大學(xué)地質(zhì)專業(yè)，2006年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事天然氣開發(fā)工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.016

TE349

A

1006-6535(2016)06-0072-05