高振南，耿志剛，張風義，余元洲，吳婷婷

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

BZ凝析氣田位于渤中凹陷西南部近南北向繼承性發(fā)育的古隆起上，主力層位為太古界變質巖潛山，儲集空間發(fā)育溶蝕孔隙和裂縫，屬于中孔特低滲儲層。目標油田潛山裂縫具有裂縫發(fā)育、非均質性強等特點，裂縫線密度主要為26～49條/m，裂縫長度為1.3～17.2 cm，成像測井資料表明裂縫角度集中在30～80 °，為中高角度縫。該氣田具有儲滲類型多樣、裂縫非均質強、地露壓差小、特高含凝析油的特點，需開展油藏數(shù)值模擬研究[1-7]，為開發(fā)前期方案制訂及后續(xù)高效開發(fā)提供支撐。

針對儲層分帶性和強非均質性，通過網(wǎng)格之間流體滲流的等效方式建立復雜儲層模型，利用應力敏感試驗獲得BZ氣田滲透率殘余系數(shù)表達式，結合反凝析特征規(guī)律開展流體滲流-多孔介質變形動態(tài)耦合及評價，并開展油藏數(shù)值模擬研究，總結BZ氣田提高凝析油采收率規(guī)律，研究成果對類似復雜裂縫性凝析氣藏開發(fā)具有重要指導意義。

1 氣田特征

1.1 氣田儲層分帶性特征

研究區(qū)12口井測井、巖心、測試資料綜合分析認為，該凝析氣田儲層連通性較好，由上至下可分為3段：頂部發(fā)育砂礫巖儲層，主要為構造運動成因，儲層物性較好，孔隙度為9.5%，滲透率為4.00 mD；中部發(fā)育潛山半風化帶，由于構造運動，裂縫較為發(fā)育，并經(jīng)過長期風化淋濾，溶孔洞和裂縫較為發(fā)育，因此，基質與裂縫物性較好，2種系統(tǒng)均可發(fā)生流體的滲流，孔隙度為3.6%，基質滲透率為0.23 mD，裂縫滲透率為2.30 mD；底部為潛山內幕帶，構造裂縫較為發(fā)育，但基質物性較差，基質孔隙度為4.4%，基質滲透率為0.10 mD，裂縫滲透率為1.00 mD，儲層內部滲流主要通過裂縫溝通[8-11]。

1.2 凝析氣相態(tài)特征

BZ凝析氣田凝析油含量高達751～884 cm3/m3，屬于特高含凝析油；實測地層流體露點壓力為42.980～45.610 MPa，地露壓差僅為0.211～2.915 MPa，氣田開發(fā)初期即出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，析出的原油吸附在儲層孔道上，降低滲流能力，從而降低產(chǎn)能；最大反凝析油飽和度為19.7%～41.0%，明顯高于塔里木盆地牙哈、柯克亞和塔中4等凝析氣藏最大反凝析油飽和度15%～30%的范圍，如果采用衰竭方式開發(fā)會損失較多凝析油[12-15]。

由BZ-2井p-T實驗相圖(圖1，pm為臨界凝析壓力，MPa；Tm為臨界凝析溫度，℃；R為氣藏條件；C為臨界點)分析可知，壓力降低會造成凝析油迅速析出，當壓力下降15.000 MPa左右時，流體反凝析即可達到最大飽和度。該反凝析特征會導致地層流體在降壓開采初期出現(xiàn)劇烈的相態(tài)變化，析出大量凝析油滯留在地層，嚴重污染儲層，增大氣相滲流阻力,從而降低氣井產(chǎn)能和整體采收率。

圖1BZ-2井p-T相態(tài)特征

Fig.1p-Tphase characteristics of well BZ-2

1.3 儲層應力敏感性特征

BZ凝析氣田儲層具有較強的應力敏感性。引入滲透率殘余系數(shù)(某一凈應力下巖心滲透率與初始滲透率的比值)來表征巖心滲透率損害程度[16-22]。由應力敏感實驗結果(圖2)可知，隨著凈應力不斷增大，滲透率殘余系數(shù)不斷降低，在凈應力增大初期，滲透率殘余系數(shù)與凈應力關系曲線的斜率很大，表明初期各巖樣的滲透率下降幅度很大，凈應力增至10.000 MPa時，滲透率殘余系數(shù)降低至39.1%，表示各巖樣滲透率損失60.9%；凈應力增大后期，曲線斜率變小，表示滲透率下降幅度變緩，凈應力增至30.000 MPa時，滲透率殘余系數(shù)僅為10.8%，儲層滲流性能降低了89.2%。

對巖心滲透率殘余系數(shù)與凈應力關系曲線進行擬合可知，滲透率殘余系數(shù)與凈應力存在較好的指數(shù)函數(shù)關系；考慮到凈應力逐漸上升的過程實際代表的是油藏壓力下降的開采過程，用油藏壓力變化代替凈應力變化即可得到油藏壓力變化時滲透率殘余系數(shù)變化規(guī)律：

K=0.843e-0.068(p-p0)

(1)

式中：K為某一時刻油藏壓力下滲透率殘余系數(shù)；p為某一時刻油藏壓力，MPa；p0為初始地層壓力，MPa。

圖2 滲透率殘余系數(shù)隨凈應力變化曲線

2 基于流固耦合的油藏數(shù)值模擬研究

2.1 復雜滲流系統(tǒng)油藏模型建立

2.1.1 儲層三維地質模型

由于基質與裂縫屬于滲流機理不同的介質系統(tǒng)，因此，對其分別建模?；|系統(tǒng)的建模方法與常規(guī)砂巖儲層建模方法類似；裂縫建模則基于儲層裂縫識別及預測研究，以井點實際裂縫信息為目標值，結合統(tǒng)計得出的裂縫參數(shù)，以表征層狀巖石彎曲程度的地震曲率屬性體為區(qū)域約束條件，在Petrel平臺采用隨機建模技術進行離散裂縫網(wǎng)絡(DFN)建模，精確刻畫裂縫片在三維空間中的展布，并最終生成裂縫系統(tǒng)的孔隙度場、滲透率場以及基質和裂縫之間耦合參數(shù)Sigma場[23]。

2.1.2 滲流系統(tǒng)分帶精細刻畫

該氣田儲層連通性較好，但是內部滲流系統(tǒng)分布復雜，由上至下依次分為：頂部砂礫巖不發(fā)育裂縫，為單重介質滲流系統(tǒng)；中部潛山半風化帶裂縫及溶蝕孔洞發(fā)育，為基質與裂縫雙重介質、雙滲流系統(tǒng)；底部潛山內幕為基質與裂縫雙重介質、裂縫單滲流系統(tǒng)。而目前各主流油藏數(shù)值模擬軟件無法實現(xiàn)多滲流系統(tǒng)并存，根據(jù)數(shù)值模擬中計算流體在網(wǎng)格之間流動能力時的影響參數(shù)進行分析，基質與裂縫各自系統(tǒng)內部流體的傳導與網(wǎng)格傳導率乘數(shù)、滲透率、凈毛比相關，基質與裂縫系統(tǒng)之間流體的傳導與網(wǎng)格滲透率、基質網(wǎng)格毛體積、裂縫發(fā)育密度相關。因此，可通過在雙孔雙滲模型中將頂部砂礫巖儲層對應的裂縫孔隙度賦零實現(xiàn)裂縫無效化，等效表征單重介質滲流特征；通過潛山內幕基質傳導率賦零，等效實現(xiàn)基質系統(tǒng)內無流動、裂縫系統(tǒng)內可流動，不影響2個系統(tǒng)間的雙重介質、裂縫單滲流系統(tǒng)的滲流特征。

2.1.3 復合油藏模型的建立

基于地質模型屬性場，應用Petrel軟件RE模塊建立BZ凝析氣田試驗區(qū)雙孔雙滲模型。平面網(wǎng)格精度為50.0 m×50.0 m，縱向網(wǎng)格尺寸為1.5 m，網(wǎng)格總數(shù)為84×100×113=949 200個，有效網(wǎng)格數(shù)為353 016個。由于基質與裂縫均有儲集能力與滲流能力，需要在地質模型中分別進行設定，上部為基質系統(tǒng)，下部為裂縫系統(tǒng)，兩者通過Sigma因子實現(xiàn)耦合并生成總網(wǎng)格系統(tǒng)，有效網(wǎng)格總數(shù)為706 032個?？紤]到網(wǎng)格數(shù)量巨大、滲流機理復雜、模型收斂性等問題，選用INTERSECT模擬器開展并行計算，提高精度與效率。

圖3 復雜滲流系統(tǒng)油藏模型

2.2 流固耦合對開發(fā)效果影響

2.2.1 流體滲流-多孔介質變形影響規(guī)律

隨著油氣藏的開采，孔隙流體滲流差異造成壓力發(fā)生變化，多孔介質骨架有效應力的改變及其重新分布導致多孔介質骨架變形；另一方面，多孔介質骨架變形，導致油藏孔隙體積的改變，進而引起油藏物性參數(shù)特別是孔隙度、滲透率和壓縮系數(shù)的變化，反過來影響孔隙流體的滲流性能[24-27]。

BZ凝析氣田應力敏感實驗結果(圖2)表明，當儲層壓力由原始值下降到18.000 MPa(廢棄壓力)，壓力下降了62.5%，滲透率殘余系數(shù)下降到10.8%，即滲流能力下降了近90.0%，產(chǎn)能將會受到嚴重影響。

2.2.2 流固動態(tài)耦合過程分析

油氣藏開發(fā)是一個多相流體滲流與多孔介質彈塑性變形相互影響、相互制約的動態(tài)耦合過程，為合理描述流固動態(tài)耦合過程對于開發(fā)效果的影響，應用數(shù)模內嵌編程模塊對滲透率隨油藏壓力變化規(guī)律進行描述，以實際模型為基礎建立4種方案進行流固耦合過程分析(圖4、5)。

方案A為不考慮應力敏感因素模型，開發(fā)過程中滲透率保持不變，產(chǎn)量變化主要由地層壓力下降引起，穩(wěn)產(chǎn)期為7 a 5個月，最終氣采收率為53.6%，凝析油采收率為23.2%。

方案B為滲透率殘余系數(shù)為75.0%時，終止流固耦合。由于應力敏感效應，氣井生產(chǎn)造成地層壓力下降，儲層滲流能力降低，凝析油采出速率降低，地層壓力下降較A方案變慢。該方案的穩(wěn)產(chǎn)期為6 a整，最終氣采收率為49.8%，凝析油采收率為18.2%。

在B方案基礎上延續(xù)流固耦合效應，建立方案C，當滲透率殘余系數(shù)為50.0%時，終止流固耦合。相較于B方案，采出相同流體后，C方案儲層滲透率更差，凝析油采出速率更低，地層壓力下降較B方案更慢。該方案穩(wěn)產(chǎn)期為3 a 9個月，最終氣采收率為46.7%，凝析油采收率為16.3%。

方案D為全程考慮流固耦合模型，凝析油析出、儲層物性下降以及壓力耦合貫穿整個開發(fā)過程，達到廢棄壓力18.000 MPa時，滲透率殘余系數(shù)僅為10.8%，穩(wěn)產(chǎn)時間不足1 a，最終氣采收率降至40.8%，凝析油采收率率降至15.7%。

由A、B、C、D 4個方案對比可以看出，流固耦合是在油氣田開發(fā)過程中，流體滲流和儲層物性變化互相影響、互相耦合的動態(tài)過程。隨著油氣流體采出，地層壓力逐漸下降，由于應力敏感效應，儲層物性逐漸變差，滲流能力逐漸降低，凝析油采出速度變慢，穩(wěn)產(chǎn)期越短，凝析油采收率越低。

圖4 不同流固耦合方案開發(fā)末期滲透率場

2.2.3 合理開發(fā)方式

圖6為不同開發(fā)方式下的凝析油累產(chǎn)量，由圖6可以看出，注氣方案累產(chǎn)凝析油高于衰竭方案；考慮流固耦合效應后，注氣方案與衰竭方案的凝析油產(chǎn)量較原方案均有所下降。采用衰竭開發(fā)方式，地層壓力迅速下降，凝析油迅速達到最大凝析速度，以液態(tài)凝析油形式損失在地層中。不考慮流固耦合效應，BZ氣田氣采收率為53.6%，凝析油采收率為23.2%，考慮流固耦合效應后，儲層物性變差導致產(chǎn)能遞減明顯，最終氣采收率為40.8%，凝析油采收率為15.7%。

圖5 不同流固耦合方案日產(chǎn)氣量

圖6 不同開發(fā)方式下累產(chǎn)凝析油

為保證最高油氣采收率、最大經(jīng)濟效益，提出先循環(huán)注氣、后衰竭開發(fā)模式[24-32]，前期將地層壓力始終保持在最大反凝析壓力30.000 MPa以上，以保證凝析油以氣態(tài)形式隨凝析氣采出，降低在地層中的損失，后期以衰竭方式為主進行開發(fā)。不考慮流固耦合效應，BZ氣田氣采收率為50.1%，凝析油采收率為36.9%，考慮流固耦合效應后，注氣開發(fā)階段凝析油產(chǎn)能降幅較小，主要是由于保持合理地層壓力，限制凝析油在地層析出，主要以氣態(tài)形式隨凝析氣采出，因此，初期差別不大，后期衰竭開發(fā)過程中，壓力下降導致儲層物性變差，產(chǎn)能降低，凝析油采收率下降明顯，最終氣采收率為50.5%，凝析油采收率為30.4%。

綜合BZ凝析氣田反凝析液量高、應力敏感強的特點，從提高油氣采收率以及儲層保護角度出發(fā)，推薦采用先循環(huán)注氣、后衰竭開發(fā)的開發(fā)方式。

2.3 周期注氣開發(fā)策略研究

為明確循環(huán)注氣對裂縫型近露點特高含凝析油凝析氣藏開發(fā)效果影響機理，得出最優(yōu)開發(fā)策略，選取注氣井位、注氣時機、回注率等關鍵參數(shù)進行優(yōu)化研究。

2.3.1 注氣井位

對比不同注氣井位方案(表1)可知，先底部注氣后頂部注氣方案凝析油采收率高于其他方案。周期注氣開發(fā)時，注氣井位的選取直接關系到干氣波及系數(shù)。BZ凝析氣田儲層具有較強非均質性，構造高部位存在物性較好的砂巖層段，干氣進入儲層后，優(yōu)先驅替構造高部位凝析油氣，凝析油由于重力作用富集在構造低部位，氣竄形成次生氣頂后，轉為構造高部位注氣，整體呈現(xiàn)層狀縱向驅替，可擴大干氣波及系數(shù)，獲得最高的凝析油收益。

表1 注氣井位方案對比

2.3.2 注氣時機

注氣時機是維持地層壓力穩(wěn)定的關鍵因素之一，直接關系到凝析氣藏的采收率。由于BZ凝析氣田地露壓差很小，地層壓力降低會造成大量凝析油損失，并且堵塞孔道影響油氣滲流。由不同注氣時機方案對比(表2)可知，在保持注氣量一致條件下，投產(chǎn)即注方案可以最大程度保證凝析油以氣態(tài)形式隨氣采出，因此,該方案凝析油采收率最高。

表2 不同注氣時機方案對比

2.3.3 回注率

回注率同樣是維持地層壓力穩(wěn)定的關鍵因素之一。對比不同回注率方案(表3)可知，回注率為100%的方案中凝析油采收率為30.4%，高于其他2組方案。因為干氣回注率越高，地層壓力下降速度越慢，即地層壓力可以相對穩(wěn)定的保持在較高的水平上，地層中凝析油析出量也會大大降低，減少凝析油的損失。

表3 不同回注率方案對比

2.3.4 錯峰調節(jié)注氣研究

考慮注氣驅油機理以及京津冀供氣需求，設置季節(jié)不調峰和季節(jié)調峰2組方案進行研究。季節(jié)不調峰，全年回注率為0.5；季節(jié)調峰，每年11月至3月停注采氣，4月至10月回注采氣，全年回注率為0.5。由于季節(jié)調峰方案中注氣、采氣循環(huán)形成壓力脈沖可有效擴大波及體積，并且停止注氣時，裂縫系統(tǒng)與基質系統(tǒng)因為滲流能力不同存在壓差，基質儲量由于流動勢存在會有效竄流到裂縫中，因此，季節(jié)調峰采收率較高。

表4 不同工作制度方案對比

3 結論與認識

(1)結合測井、巖心、測試資料綜合分析，BZ凝析氣田縱向上依次分為單重介質滲流系統(tǒng)的砂礫巖，基質與裂縫雙重介質、雙滲流系統(tǒng)的半風化帶和雙重介質裂縫單滲流系統(tǒng)的潛山內幕3類儲層，在三維地質模型基礎上，應用網(wǎng)格之間流體滲流的等效方式建立精細描述儲層特征的復合油藏模型。

(2)針對地露壓差僅為0.211～2.915 MPa、凝析油含量高達751～884 cm3/m3的流體進行相態(tài)特征研究，當壓力下降15.000 MPa時，凝析油析出飽和度達到最大41.0%，該反凝析特征會嚴重污染儲層，降低氣井產(chǎn)能與采收率。

(3)針對儲層應力敏感進行特征分析，凈應力增大初期，巖樣的滲透率下降幅度很大，凈應力增大至10.000 MPa時，巖樣滲透率損失60.9%；凈應力增大后期，滲透率下降幅度變緩，凈應力增大至30.000 MPa時，儲層滲流性能降低了89.2%。

(4)基于流體相態(tài)特征和儲層應力敏感規(guī)律，開展流體滲流-多孔介質變形動態(tài)耦合研究及評價，推薦BZ凝析氣田采取注氣保壓開發(fā)方式，并針對關鍵影響因素(注氣部位、回注時機、回注率、工作制度)開展油藏數(shù)值模擬研究，得出先構造低部位注氣后高部位注氣、投產(chǎn)即注氣、回注率為1.0、季節(jié)調峰為最優(yōu)方案，為開發(fā)前期方案及后續(xù)高效開發(fā)提供有力支撐。