李宗宇 王利剛 張 艾 黃 杰 張 奎 姚田萬 何云峰

中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠

產水凝析氣藏循環(huán)注氣受效評價標準討論
——以大澇壩凝析氣藏為例

李宗宇 王利剛 張 艾 黃 杰 張 奎 姚田萬 何云峰

中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠

李宗宇等.產水凝析氣藏循環(huán)注氣受效評價標準討論——以大澇壩凝析氣藏為例. 天然氣工業(yè)，2016, 36(12): 51-58.

塔里木盆地大澇壩凝析氣藏開發(fā)中后期采取循環(huán)注氣，由于反凝析和水侵作用，注氣機理、注氣作用已不同于常規(guī)凝析氣藏循環(huán)注氣。為此，首先分析了注入氣在地下的流動過程、與地下流體的接觸作用，總結出注氣過程中主要發(fā)生注氣驅油、反蒸發(fā)、氣竄和抑制水侵等作用。進而以注氣機理為基礎，結合注氣前后生產井地面參數(shù)、流體監(jiān)測數(shù)據(jù)、PVT數(shù)據(jù)和曲線形態(tài)特征，綜合評價了生產井受效情況，并給出了各參數(shù)變化特征和變化范圍。最后據(jù)典型參數(shù)變化特征，建立了3大類4種受效特征共計15項評價參數(shù)，實現(xiàn)了凝析氣藏注氣受效半定量—定量評價。大澇壩凝析氣藏運用該評價標準，確定注氣過程中以氣驅油作用為主，產水井抑制水侵效果好，距離注氣井近的生產井氣驅油過程伴有反蒸發(fā)作用，生產井未發(fā)生氣竄。結論認為：該評價標準為進一步優(yōu)化注氣方案提供了依據(jù)，并且所描述的注氣機理和所建立的受效標準對采取循環(huán)注氣開發(fā)的凝析氣藏有一定的參考作用。

氣驅油 反蒸發(fā) 氣竄 抑制水侵 循環(huán)注氣 受效評價 產水 凝析氣藏 塔里木盆地 大澇壩凝析氣藏

凝析油含量較高的凝析氣藏常采用早期注氣保壓方式開發(fā)[1-2]。循環(huán)注氣能夠保持地層壓力，防止反凝析液的進一步析出，改善滲流能力，提高凝析油的采收率，其機理主要是反蒸發(fā)作用、混相抽提及氣驅作用[4-7]。循環(huán)注氣前后生產動態(tài)、流體組分、高壓物性等參數(shù)均服從一定的變化規(guī)律。馬世煜[8]、崔立宏[9]、程遠忠[10]、孫龍德[11]、胥洪成[12]等人，對凝析氣藏循環(huán)注氣前后參數(shù)變化情況進行了描述，并對注氣效果進行了評價，評價參數(shù)主要有凝析油含量、氣油比、井流物組分和示蹤劑、相圖形態(tài)等半定量—定性標準[13-17]。然而，沒有對受效機理及具體的注氣作用進行詳細分析。

筆者從大澇壩氣藏實際資料出發(fā)，通過對比注氣前后多種動靜態(tài)參數(shù)變化情況，建立了凝析氣藏開發(fā)中后期循環(huán)注氣受效評價標準。該標準考慮了生產井地面參數(shù)、流體監(jiān)測數(shù)據(jù)、PVT數(shù)據(jù)和曲線形態(tài)特征，綜合評價注氣受效情況，并給出了各參數(shù)變化特征和變化范圍。對大澇壩凝析氣藏受效井和氣藏進行注氣效果分析，較為準確地確定了該氣藏循環(huán)注氣主要以氣驅油作用為主，伴有反蒸發(fā)作用，抑制水侵效果好，為進一步優(yōu)化注氣方案提供了重要依據(jù)。

圖1 見水凝析氣藏中后期循環(huán)注氣示意圖

1 產水凝析氣藏注氣機理

國內外凝析氣藏多數(shù)在開發(fā)初期即實施循環(huán)注氣，而大澇壩凝析氣藏屬于開發(fā)中后期注氣，氣藏水侵嚴重，注氣效果有所不同。早期循環(huán)注氣，地層壓力大于露點壓力，未見水。因此注氣以補充能量、保持壓力為主。大澇壩凝析氣藏地層壓力低于露點壓力，水侵和反凝析都非常嚴重，注氣除了補充能量恢復壓力以外，主要以氣驅油、抑制水侵作用為主。

反凝析嚴重的見水凝析氣藏注氣機理如下所述：

1）注入氣壓縮注氣井井筒內的油、氣、水流體，注氣壓力爬升，油、氣、水流體向地層方向流動（圖1-a）。

2）壓力爬升到一定程度，井筒內的流體全部進入地層后，天然氣在最薄弱的頂部突破反凝析油鎖和井筒水脊，從而進入地層（圖1-b）。

3）隨著注氣量增加，天然氣在地層內開始擴散，同時反凝析油脊和水脊在流體密度差作用下下沉，受效井受到注氣壓力波及，壓力上升。繼續(xù)注氣，注入氣推動注氣井附近的油脊和水脊流動；注入氣推動天然氣中的非連續(xù)相反凝析油流動；受效井附近的連續(xù)相反凝析油脊在壓差增大、剝蝕效應（毛細管束效應）更強的情況下向井筒流動，即氣驅油作用開始，以驅替重質組分為主，同時壓力向更遠處擴散（圖1-c）。

4）注氣井附近的油脊、水脊逐漸消失；注入氣推動注采井間的天然氣和非連續(xù)相反凝析油流向受效井，壓力向遠處擴散，同時抑制水侵；受效井附近的連續(xù)相反凝析油在連續(xù)大壓差作用下基本到采氣井井筒（圖1-c）。

5）注入氣推動注采井間的非連續(xù)相、反蒸發(fā)凝析油到受效井，反凝析油堆積基本消失，注入氣從受效井產出，將地層水推至遠處（圖1-d）。

6）大孔喉、易流動的非連續(xù)的反凝析油驅替產出，逐漸消失；小孔喉、不易流動的反凝析油反蒸發(fā)產出；由于注氣保壓的作用抑制了水侵，或將地層水推至遠處。

7）注氣量增加到一定程度，發(fā)生混相、反蒸發(fā)、分帶順層流動和氣竄等作用。

2 受效評價標準

根據(jù)凝析氣藏注氣機理，結合生產動態(tài)變化、相態(tài)特征、流體特征初步建立生產動態(tài)評價、流體相態(tài)評價和流體組分評價3大類，即井口壓力、相圖、密度、組分等15種參數(shù)綜合評價體系，判斷氣驅油、氣竄、反蒸發(fā)和抑制水侵4種作用。

2.1生產動態(tài)評價體系

生產動態(tài)評價參數(shù)，主要有井口壓力、日產油、日產氣、氣油比、日產水、含水率、水氣比等7項參數(shù)，其中4項參數(shù)定量評價氣驅、氣竄和反蒸發(fā)作用，6項參數(shù)定量評價抑制水侵作用（表1）。

2.1.1 井口壓力

進入注氣開發(fā)后，注氣井井底壓力升高，促使平面上壓力場重新分布，采氣井壓力保持一定的穩(wěn)定性，并呈現(xiàn)上升趨勢，該階段主要為氣驅作用（圖2中b段）。隨著注入量增大，地層能量得到補充，采氣井壓力上升幅度降低或者基本保持穩(wěn)定，注入氣前緣發(fā)生比較明顯的反蒸發(fā)作用（圖2中c段）。當采氣井壓力出現(xiàn)突然的上升，且上升速度高于氣驅階段，這表明注入氣已突破到采氣井，發(fā)生了氣竄（圖2中d段）。

表1 采氣井生產數(shù)據(jù)響應標準表

圖2 理論采氣井井口壓力變化曲線圖

大澇壩采氣井壓力在注氣一段時間后均出現(xiàn)不同程度的上升（圖3），且每口井的上升斜率基本一致，沒有出現(xiàn)斜率下降（反蒸發(fā)）和突然增加（氣竄），說明主要以氣驅油作用為主。選取3日平均油壓來比較，油壓上升的拐點出現(xiàn)在油壓相差0.033～0.067 MPa，選取這個范圍為氣驅油過程。低于0.003 MPa為反蒸發(fā)過程，高于0.067 MPa為氣竄過程。

2.1.2 日產油、日產氣和氣油比

循環(huán)注氣后，一方面反凝析損失的凝析油量減少，采氣井油氣產量遞減降低；另一方面滯留在地層中的重質組分被驅替產出，油產量增加，氣油比基本穩(wěn)定或略降。反蒸發(fā)過程，日產油氣穩(wěn)定，氣油比有小幅上升。發(fā)生氣竄后，產氣量明顯增多，產油量減少，相應的氣油比大幅上升。

大澇壩氣驅過程日產油月遞減率小于－1.2%，日產氣月遞減率介于－34%～－10%，氣油比變化小于4%；氣竄過程日產油月遞減率大于20%，日產氣月遞減率小于－34%，氣油比變化大于20%；反蒸發(fā)過程日產油月遞減率介于－1.2%～20%，日產氣月遞減率介于－10%～10%，氣油比變化介于4%～20%。

2.1.3 日產水、含水率和水氣比

除油壓外的6項參數(shù)，用來定量評價抑制水侵作用。大澇壩抑制水侵過程中日產油月遞減率小于－10%，日產氣月遞減率小于－60%，氣油比上升大于30%，日產水變化介于0～5%，含水率的月變化率小于30%，月水氣比小于－10%。

2.2流體相態(tài)評價體系

PVT實驗結果有3種變化特征，對應氣驅油、反蒸發(fā)、氣竄3種相態(tài)變化。

2.2.1 氣驅油相態(tài)特征

1）包絡線右偏，偏向于油藏方向，即液相中重質組分顯著增加。

2）臨界點右偏，偏向于油藏方向。

3）露點壓力遠高于地層壓力10 MPa，液相中重質組分要大幅加壓情況下才能溶解于氣相中（圖4-a上圖）。最大反凝析液量較注氣前高2%，甚至高于原始地層條件下的反凝析液量（圖4-a下圖），高出部分是液相產出。

圖3 大澇壩采氣井井口壓力變化曲線圖

2.2.2 反蒸發(fā)相態(tài)特征

1）包絡線基本無偏移。

2）臨界點基本無偏移。

3）露點壓力與地層壓力接近，在－2～2 MPa之間（圖4-b上圖）。注氣前后最大反凝析液量無大的變化，變化范圍－2%～2%（圖4-b下圖）。

2.2.3 氣竄相態(tài)特征

1）包絡線左偏，偏向于干氣藏—濕氣藏方向。

2）臨界點左偏，偏向于干氣藏—濕氣藏方向。

3）露點壓力高于地層壓力2～10 MPa（圖4-c上圖）。最大反凝析液量降低小于2%，類似于反凝析加重，凝析油損失增加特征（圖4-c下圖）。

注氣開發(fā)過程中氣驅、反蒸發(fā)、氣竄等是相互轉化的，DLK4井在2013年底表現(xiàn)出包絡線右偏、反凝析液量增加的氣驅油特征，2014年10月表現(xiàn)出包絡線左偏、反凝析液量減小的氣竄特征。

2.3流體組分評價體系

從流體化驗數(shù)據(jù)篩選出原油密度、天然氣密度、C1含量和C2+含量4項參數(shù)。氣驅、氣竄、反蒸發(fā)作用，各項參數(shù)變化情況如表2所示。

2.3.1 原油密度

在注入氣驅替作用下，儲層中因反凝析滯留下來的重組分產出，使得原油密度增加。反蒸發(fā)過程，中間組分蒸發(fā)效果明顯，重組分較少，原油密度基本穩(wěn)定。氣竄過程，少量重組分被注入氣帶出，原油密度小幅上升。

大澇壩注氣后采氣井原油密度均呈上升趨勢。結合氣油比變化情況判斷，沒有發(fā)生氣竄，據(jù)此給出各作用下原油密度變化范圍。氣驅過程原油密度增加大于0.005 mg/cm3，氣竄過程原油密度變化介于0～0.005 mg/cm3，反蒸發(fā)過程原油密度穩(wěn)定或下降。

2.3.2 天然氣參數(shù)

大澇壩氣驅過程天然氣密度增加介于 － 0.02 ～0.02，C1含量變化介于－2%～2%，含量變化介于－2%～2%；氣竄過程天然氣密度下降小于－0.02，C1含量增加大于2%，含量下降小于－2%；反蒸發(fā)過程天然氣密度上升大于0.02，C1含量下降小于－2%，含量上升大于2%。

圖4 典型氣驅油、反蒸發(fā)、氣竄井PVT包絡線和反凝析液量變化圖

表2 采氣井流體組分響應標準表

3 實際應用

3.1應用分析

按建立的注氣受效標準，選取典型井DLK4井對注氣受效情況進行詳細分析。

DLK4井與注氣井DLK3距離769 m，未注氣時該井生產平穩(wěn)，注氣21 d后油壓開始上升，油氣產量上升。注氣1年后日產氣增加較多，氣油比出現(xiàn)上升，分析可能有氣竄跡象。縮小工作制度后，氣油比下降，逐漸恢復到前期水平，至目前油壓穩(wěn)定，油氣產量穩(wěn)定（圖5）。根據(jù)生產情況，將該井注氣后的生產分為3個階段，分階段統(tǒng)計出各參數(shù)變化情況（表3）。

圖5 DLK4井生產曲線圖

表3 DLK4井各階段參數(shù)變化統(tǒng)計表

從各參數(shù)變化情況分析，該井第一階段有6個參數(shù)判斷為氣驅油作用，3個參數(shù)判斷為反蒸發(fā)作用，3個參數(shù)判斷為氣驅和反蒸發(fā)共同作用；第二階段有4個參數(shù)判斷為氣驅油作用，6個參數(shù)判斷為氣竄，1個參數(shù)判斷為氣驅和反蒸發(fā)共同作用，1個參數(shù)判斷為氣驅和氣竄；第三階段有9個參數(shù)判斷為氣驅油作用，1個參數(shù)判斷為反蒸發(fā)共同作用，1個參數(shù)判斷為氣驅和反蒸發(fā)，1個參數(shù)判斷為氣竄。

因注入氣非均勻擴散，局部范圍內天然氣達到反蒸發(fā)量，發(fā)生反蒸發(fā)作用，動態(tài)上表現(xiàn)為氣驅與反蒸發(fā)同時發(fā)生。因該井距注氣井較近，易發(fā)生局部范圍的反蒸發(fā)作用，分析第一階段主要以氣驅作用為主，伴有反蒸發(fā)；第二階段的生產參數(shù)與PVT參數(shù)均顯示有氣竄跡象；第三階段經(jīng)工作制度調整之后，氣竄跡象消失，各參數(shù)顯示主要為氣驅作用。

3.2綜合評價

利用評價指標體系，對大澇壩注氣受效井評價結果如表4所示，目前主要以氣驅油作用為主，伴有反蒸發(fā)作用，對見水采氣井有抑制水侵作用。

表4 采氣井注氣受效綜合評價表

4 結論及建議

1）凝析氣藏開發(fā)中后期實施循環(huán)注氣，因存在水侵和反凝析，注氣過程有氣驅油、反蒸發(fā)、氣竄和抑制水侵。多種作用可同時發(fā)生，且注氣開發(fā)過程中氣驅、反蒸發(fā)、氣竄等是相互轉化的。

2）通過生產動態(tài)數(shù)據(jù)和多項動態(tài)監(jiān)測資料的綜合分析應用，建立3大類4種受效特征，15個評價參數(shù)的注氣受效半定量—定量評價標準。

3）對大澇壩注氣效果進行初步評價，以氣驅油作用為主，伴有反蒸發(fā)，有抑制水侵作用，未發(fā)生氣竄。流體相態(tài)評價參數(shù)分析準確；生產動態(tài)評價參數(shù)較準確，參數(shù)獲取方便、及時，可做一級響應參數(shù)；流體分析評價參數(shù)分析結果基本以氣驅油為主，只能作為參考。

4）本注氣受效評價標準同樣適用于類似凝析氣藏，但參數(shù)變化范圍應根據(jù)儲層特征、流體相態(tài)、井網(wǎng)井距等實際情況來確定。

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Effect evaluation criteria for cyclic gas injection in watered-out condensate gas reservoirs: A case study of the Dalaoba condensate gas reservoir, Tarim Basin

Li Zongyu,Wang Ligang, Zhang Ai, Huang Jie, Zhang Kui, Yao Tianwan, He Yunfeng
(Yakela Gas Production Plant, Sinopec Northwest Oilfield Company, Kuqa, Xinjiang 842017, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.51-58, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Cyclic gas injection is adopted in the middle and late development periods of the Dalaoba condensate gas reservoir, Tarim Basin. Due to the dual effects of retrograde condensation and water invasion, its gas injection mechanism and effect are different from those of conventional condensate gas reservoirs. In this paper, analysis of the flowing process of injected gas in the reservoirs and the contact of injected gas with reservoir fluids indicates that oil displaced by injected gas, retrograde vaporization, gas channeling and water invasion inhibition are the dominant phenomena in the process of gas injection. Then, based on gas injection mechanism, together with the ground parameters of a gas producer before and after gas injection, fluid monitoring data, PVT data and curve characteristics, the effects on the gas producer were evaluated comprehensively, and the variation characteristics and range of all parameters were also analyzed. Finally, 15 evaluation parameters for four types of effect characteristics in three categories were established depending on the variations of typical parameters, and the gas injection effect of condensate gas reservoirs could be evaluated semi-quantitatively or quantitatively. The Dalaoba condensate gas reservoir was evaluated according to the above criteria. It is proved that gas displacing oil is dominant in the process of gas injection; that water invasion is well inhibited in the gas producers with water, retrograde vaporization occurs while oil is being displaced by the gas in the gas producers close to the gas injectors; and that no gas channeling emerges in the gas producers. To sum up, this study provides an important basis for the further optimization of gas injection scheme, and the gas injection mechanism and the effect evaluation criteria are, to some extent, significant to the development of condensate gas reservoirs by means of cyclic gas injection.

Gas displacing oil; Retrograde vaporization; Gas channeling; Water invasion inhibition; Cyclic gas injection; Effect evaluation; Water production; Condensate gas reservoir; Tarim Basin; Dalaoba

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.007

2016-09-11 編 輯韓曉渝）

李宗宇，1968年生，高級工程師；主要從事油氣田開發(fā)研究工作。地址：（842017）新疆維吾爾自治區(qū)庫車縣塔北郵電所轉雅克拉采氣廠。電話：（0997）7989168。ORCID: 0000-0001-5032-1636。E-mail: xbjlzy@sina.com