伍軼鳴，姚琨，劉艷，李湘云，吳蜜蜜，成榮紅

凝析氣藏注氣提高采收率數(shù)值模擬研究——以牙哈氣藏為例

伍軼鳴1，姚琨1，劉艷1，李湘云2，吳蜜蜜1，成榮紅1

（1.中國(guó)石油塔里木油田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841599； 2.中國(guó)石油休斯敦技術(shù)研究中心，北京 100028）

以牙哈（YH）凝析氣藏E+K區(qū)塊M井組為例，建立典型井組數(shù)值模擬模型，對(duì)注氣提高采收率主控因素及其機(jī)理進(jìn)行了研究。在注采部位、注入介質(zhì)、注氣量、注采比、注氣時(shí)機(jī)及壓力恢復(fù)程度不同的條件下，模擬生產(chǎn)效果并對(duì)井組注氣方案進(jìn)行了優(yōu)化。結(jié)果表明，采用“上注?下采”、循環(huán)注氣、注氣量（30.50～36.60）×104m3/d（年注氣量為原始地質(zhì)儲(chǔ)量的2.50%～3.00%）、維持較高地層壓力（衰竭至不低于露點(diǎn)壓力）等條件時(shí)，凝析油開(kāi)發(fā)效果較好。研究結(jié)果可為YH凝析氣田注氣開(kāi)發(fā)中后期提高采收率技術(shù)政策制定提供依據(jù)，為凝析氣田中后期開(kāi)發(fā)調(diào)整提供指導(dǎo)。

凝析氣藏； YH凝析氣藏； 注氣提高采收率； 數(shù)值模擬

近臨界油氣藏一般是指油氣藏地層溫度（r）介于（0.95～1.05）c（c為臨界溫度）的油氣藏流體[1]。近年來(lái)，在國(guó)內(nèi)外深部地層勘探中發(fā)現(xiàn)了相當(dāng)數(shù)量的近臨界油氣藏，表現(xiàn)為氣液兩相性質(zhì)差異小，以及一種流體在溫度、壓力變化較小的范圍內(nèi)可能同時(shí)具有易揮發(fā)油和凝析氣的共同特征[2?3]。凝析氣藏由于其相態(tài)特征比一般氣藏更加復(fù)雜，兼有油藏和氣藏的雙重特性，生產(chǎn)過(guò)程中壓力導(dǎo)致的相態(tài)變化極大地影響凝析油開(kāi)發(fā)效果。在凝析氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c(diǎn)壓力時(shí)，凝析油會(huì)從氣相中析出，并且在近井地帶大量聚積，造成原有滲流孔道堵塞，降低氣相滲透率，從而導(dǎo)致產(chǎn)量降低[4?8]。針對(duì)凝析氣藏相態(tài)特征，不少學(xué)者展開(kāi)了研究。目前，在生產(chǎn)實(shí)踐中針對(duì)凝析氣藏主要以衰竭開(kāi)發(fā)和注氣開(kāi)發(fā)為主。郭平等[9]、湯勇等[10]、Z.H.Wang等[11]、Y.Yang等[12]均對(duì)凝析氣藏衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)程中的相態(tài)變化進(jìn)行了研究；焦玉衛(wèi)等[13]、朱忠謙[14]針對(duì)凝析氣藏循環(huán)注氣過(guò)程中的流體相態(tài)變化特征進(jìn)行了研究。結(jié)果表明，若要最大限度地提高凝析油采出程度，則應(yīng)保持地層壓力，相比于衰竭開(kāi)發(fā)，注氣更有利于保持地層壓力，提高凝析油采出程度，延長(zhǎng)凝析氣藏壽命。

YH氣藏E+K區(qū)塊的凝析氣藏位于庫(kù)車(chē)前陸盆地南緣的前緣隆起帶，該前緣隆起帶由一系列斷背斜、斷鼻構(gòu)造組成，已發(fā)現(xiàn)包括YH凝析氣藏在內(nèi)的一系列凝析油氣田，例如英買(mǎi)力、紅旗、羊塔克等。YH氣藏E+K區(qū)塊的地層滲透率介于0.08～729.32 mD，地層滲透率平均值為26.70 mD，具有儲(chǔ)層滲透率較低、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、層間與層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重等特點(diǎn)，對(duì)該類凝析氣藏進(jìn)行研究具有較為重要的現(xiàn)實(shí)意義。因此，以YH凝析氣田為例進(jìn)行了研究，以期為YH凝析氣田注氣開(kāi)發(fā)中后期提采技術(shù)政策的制定提供一定依據(jù)，進(jìn)而指導(dǎo)氣田中后期開(kāi)發(fā)調(diào)整。

1 氣田基本情況

1.1 地理位置

YH凝析氣田位于新疆維吾爾族自治區(qū)庫(kù)車(chē)縣境內(nèi)，北接天山山脈，南鄰塔克拉瑪干沙漠。該氣藏構(gòu)造位于塔里木盆地塔北隆起輪臺(tái)斷隆中段YH斷裂構(gòu)造帶上，整個(gè)YH構(gòu)造帶東西長(zhǎng)約80.0 km，南北寬約8.0 km，面積約640.0 km2。E+K區(qū)塊M井組位于天山洪泛平原，地表海拔967.0～1 033.0 m，屬戈壁地帶，地勢(shì)平坦，氣候干燥。

1.2 基本構(gòu)造特征

YH凝析氣田構(gòu)造位于塔北隆起輪臺(tái)斷隆中段YH斷裂構(gòu)造帶，該斷裂帶為輪臺(tái)斷隆八個(gè)二級(jí)構(gòu)造帶中規(guī)模最大的一個(gè)中新生界構(gòu)造帶。該構(gòu)造帶總體呈北東走向，受南側(cè)傾斜的YH大斷裂控制，由多個(gè)沿?cái)鄬影l(fā)育的中新生界反向屋脊型局部構(gòu)造組成。區(qū)域以變質(zhì)巖為基底，其上沉積了寒武系和中新生界地層，地層埋深中部淺，向西部?jī)A斜且逐漸變深。

YH凝析氣田構(gòu)造帶共由六個(gè)主要圈閉組成，由西向東依次為YH1、YH102、YH5、YH2、YH6、YH4。古生界為被斷裂復(fù)雜化的寒武系潛山斷背斜，東西長(zhǎng)約31.0 km，南北寬約2.2 km，面積約46.1 km2。

2 M井組數(shù)值模擬模型

YH氣藏E+K區(qū)塊M井組為一注一采井組，其原始地層壓力為56.09 MPa，儲(chǔ)層溫度為137.0 ℃，地層孔隙度最小值為0.34%，最大值為40.14%，平均值為13.44%，地層滲透率介于0.21～177.35 mD，地層滲透率平均值為21.80 mD。M井組層內(nèi)、層間非均質(zhì)性表現(xiàn)均強(qiáng)。井組控制原始凝析油儲(chǔ)量約327.46×104m3（261.97×104t，凝析油密度取0.800 0 g/cm3），原始干氣儲(chǔ)量約44.53×108m3。M井組模型采用真實(shí)地質(zhì)模型，其原始地層壓力平面示意圖、原始含氣飽和度剖面示意圖及地層滲透率剖面示意圖如圖1—3所示。

圖1　M井組模型原始地層壓力平面示意圖

圖2　M井組模型原始含氣飽和度剖面示意圖

圖3　M井組模型地層滲透率剖面示意圖

凝析氣藏凝析油的密度為0.779 7～0.825 4g/cm3，其平均值為0.799 6 g/cm3，硫摩爾分?jǐn)?shù)小于0.12%，蠟?zāi)柗謹(jǐn)?shù)為5.74%～13.77%，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)微量且凝固點(diǎn)為9.0～36.0 ℃，析蠟點(diǎn)為9.0～20.5 ℃。天然氣組分中CO2摩爾分?jǐn)?shù)小于1.00%，N2摩爾分?jǐn)?shù)為3.00%～8.00%，其平均值為3.46%，Cl摩爾分?jǐn)?shù)為85.00%左右，氣相密度為0.630 0～0.670 0 g/cm3。地層水密度為1.080 0～1.440 0g/cm3，礦化度為137 752～214 209 mg/L。露點(diǎn)壓力為52.00 MPa，凝析油含量（每立方米氣體中凝析油的質(zhì)量，下同）為600～700 g/m3，最大反凝析壓力為25.00～30.00 MPa，最大反凝析液摩爾分?jǐn)?shù)為30.00%。在實(shí)驗(yàn)室對(duì)凝析油氣相對(duì)滲透率進(jìn)行了測(cè)試，結(jié)果如圖4所示。

圖4　凝析油水和油氣相對(duì)滲透率測(cè)試實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

流體臨界特征參數(shù)及氣藏?zé)N類流體相圖見(jiàn)表1和圖5。圖5中，m和m分別為包絡(luò)線最高溫度和最高壓力，0～100%線為等液量線即液相的等摩爾分?jǐn)?shù)線。

表1　流體臨界特征參數(shù)

3 注氣提高采收率數(shù)值模擬

基于M井組數(shù)值模擬模型，結(jié)合前期理論及實(shí)驗(yàn)研究，在注氣部位、注入介質(zhì)、注氣量、注采比、注氣時(shí)機(jī)、壓力恢復(fù)程度不同的條件下，開(kāi)展了凝析氣藏注氣提高采收率模擬研究。

3.1 注氣部位

在控制生產(chǎn)速度為36.60×104m3/d（年生產(chǎn)量約為原始地質(zhì)儲(chǔ)量的3.00%，下同）、注采比為1.00∶1.00（注入量與生產(chǎn)量保持相當(dāng)，下同）、經(jīng)濟(jì)極限凝析油質(zhì)量濃度為80 g/m3（控制關(guān)井氣油體積比為10 000，取凝析油密度為0.800 0 g/cm3，下同）的條件下，考察了循環(huán)注氣效果，結(jié)果如圖6所示。

圖5　氣藏?zé)N類流體相圖

圖6　不同注氣部位井組30年凝析油累計(jì)產(chǎn)量模擬結(jié)果

由圖6可以看出，采用“上注?下采”方案效果最優(yōu)，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約為133.97×104t；“中注?中采”方案效果次之，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約120.25×104t；“下注?上采”方案效果最差，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約79.73×104t。經(jīng)計(jì)算可得，三種方案的采出程度分別為約50.54%、45.34%、30.06%。這一現(xiàn)象說(shuō)明注氣凝析氣藏有重力分異作用，可提高凝析油產(chǎn)量。

3.2 注入介質(zhì)

在模擬注入部位采用“上注?下采”方案、控制生產(chǎn)速度為36.60×104m3/d、注采比為1.00∶1.00、經(jīng)濟(jì)極限凝析油質(zhì)量濃度為80 g/m3的條件下，考察了注入介質(zhì)效果，結(jié)果如圖7所示。

圖7　不同注氣介質(zhì)井組30年凝析油累計(jì)產(chǎn)量模擬結(jié)果

由圖7可以看出，采用注CO2方案時(shí)效果最優(yōu)，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約138.22×104t；循環(huán)注氣方案效果次之，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約為133.98×104t，與注CO2方案有一定差距；注甲烷凝析油累計(jì)產(chǎn)量約為128.78×104t；注入N2方案效果最差，與其他三種介質(zhì)差距明顯，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約103.45×104t。經(jīng)計(jì)算可得，四種介質(zhì)的采出程度分別約為51.89%、50.54%、48.66%、39.58%。

3.3 注氣量

在模擬注入部位采用“上注?下采”方案、注采比為1.00∶1.00、控制經(jīng)濟(jì)極限凝析油質(zhì)量濃度為80 g/m3的條件下，考察了注氣量效果，結(jié)果如圖8所示。

圖8　不同注氣量井組模擬30年凝析油累計(jì)產(chǎn)量模擬結(jié)果

由圖8可以看出，凝析油累計(jì)產(chǎn)量及采出程度隨著注入量的增加而增加。綜合考慮經(jīng)濟(jì)效益和凝析油采出程度，推薦注氣量為（30.50～36.60）×104m3/d（即年注氣量為原始地質(zhì)儲(chǔ)量2.50%～3.00%），此時(shí)模擬30年凝析油累計(jì)產(chǎn)量為（125.75～133.99）×104t，采出程度為47.42%～50.54%。

3.4 注采比

在控制生產(chǎn)速度為48.80×104m3/d（年生產(chǎn)量約為原始地質(zhì)儲(chǔ)量的4.00%），經(jīng)濟(jì)極限凝析油質(zhì)量濃度為80 g/m3，注采比分別為1.00∶1.00、0.75∶1.00和0.50∶1.00的條件下，考察了注采比效果，結(jié)果如圖9所示。

圖9　不同注采比井組模擬30年凝析油累計(jì)產(chǎn)量模擬結(jié)果

由圖9可知，采用注采比為1.00∶1.00的方案效果最優(yōu)，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約為146.02×104t；注采比為0.75∶1.00的方案次之，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約為143.91×104t，且于第29年左右達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限氣油質(zhì)量比（經(jīng)濟(jì)極限氣油質(zhì)量比設(shè)計(jì)為關(guān)井氣油質(zhì)量比=10 000）；注采比為0.50∶1.00的方案效果最差，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約134.84×104t，且于第26年左右達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限氣油質(zhì)量比。經(jīng)計(jì)算可得，三種方案的采出程度分別約為55.08%、54.73%、51.74%。模擬結(jié)果說(shuō)明，維持較高的注采比有利于保持地層壓力，提高凝析油采出程度。

3.5 注氣時(shí)機(jī)

在控制生產(chǎn)速度為36.60×104m3/d、注采比為1.00∶1.00）、經(jīng)濟(jì)極限凝析油質(zhì)量濃度為80 g/m3的條件下，分別模擬衰竭開(kāi)采、衰竭至38.00 MPa后注氣開(kāi)采、衰竭至46.00 MPa后注氣開(kāi)采、直接注氣開(kāi)采的效果，結(jié)果如圖10所示。

圖10　不同注氣時(shí)機(jī)井組模擬30年凝析油累計(jì)產(chǎn)量模擬結(jié)果

由圖10可知，采用直接注氣方案效果最優(yōu)，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約133.97×104t；衰竭至46.00 MPa后注氣方案效果次之，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約128.04×104t；衰竭至38.00 MPa后注氣方案效果第三，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約124.45×104t；衰竭開(kāi)采方案效果最差，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約107.20×104t。經(jīng)計(jì)算可得，四種方案的凝析油采出程度分別約為50.54%、49.15%、48.21%、41.46%。模擬結(jié)果表明，地層平均壓力越高（接近或高于露點(diǎn)壓力）時(shí)注氣，有利于提高凝析油采出程度。

3.6 壓力恢復(fù)程度

在控制生產(chǎn)速度為36.60×104m3/d、注采比為1.00∶1.00、經(jīng)濟(jì)極限凝析油質(zhì)量濃度為80 g/m3的條件下，分別模擬衰竭開(kāi)采、衰竭至38.00 MPa后恢復(fù)壓力至46.00 MPa再注氣開(kāi)采10年、衰竭至38.00 MPa后恢復(fù)壓力至58.00 MPa再注氣開(kāi)采10年的效果，結(jié)果如圖11所示。

圖11　不同壓力恢復(fù)井組模擬凝析油累計(jì)產(chǎn)量模擬結(jié)果

由圖11可知，衰竭至38.00 MPa后恢復(fù)壓力至58.00 MPa再注氣開(kāi)采10年凝析油采出效果最優(yōu)，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約115.67×104t，但壓力恢復(fù)耗時(shí)較長(zhǎng)；衰竭至38.00 MPa后恢復(fù)壓力至46.00 MPa再注氣開(kāi)采10年開(kāi)發(fā)效果次之，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約113.13×104t，壓力恢復(fù)時(shí)間相對(duì)較短；衰竭開(kāi)采方案效果最差，凝析油累計(jì)產(chǎn)量約107.20×104t。經(jīng)計(jì)算可得，三種方案的采出程度分別約為44.43%、43.07%、41.46%。模擬結(jié)果表明，衰竭開(kāi)采后恢復(fù)地層壓力程度越高（接近或高于露點(diǎn)壓力）時(shí)注氣開(kāi)采，有利于提高凝析油采出程度，但壓力恢復(fù)需要一定注入量及時(shí)間，需要根據(jù)實(shí)際情況取舍。

4 結(jié) 論

以YH氣藏E+K區(qū)塊M井組為研究對(duì)象，基于M井組數(shù)值模擬模型，分別考察了注采部位、注入介質(zhì)、注氣量、注采比、注氣時(shí)機(jī)及壓力恢復(fù)程度對(duì)凝析油累計(jì)產(chǎn)量及凝析油采出程度的影響。根據(jù)模擬結(jié)果，綜合考慮凝析油采出程度和經(jīng)濟(jì)效益，推薦采用“上注?下采”、循環(huán)注氣、注氣量（30.50～36.60）×104m3/d（年注氣量為原始地質(zhì)儲(chǔ)量的2.50%～3.00%）、維持較高地層壓力（衰竭至不低于露點(diǎn)壓力）的方案。此時(shí)，模擬30年凝析油累計(jì)產(chǎn)量為（125.75～133.99）×104t，采出程度為47.42%～50.54%。研究結(jié)果可為YH凝析氣田注氣開(kāi)發(fā)中后期提采技術(shù)政策制定提供依據(jù)，指導(dǎo)氣田中后期開(kāi)發(fā)調(diào)整。

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Study on Numerical Simulation of Gas Injection for Enhanced Oil Recovery in Condensate Gas Reservoir：Take the Yaha Gas Reservoir as an Example

Wu Yiming1， Yao Kun1， Liu Yan1， Li Xiangyun2， Wu Mimi1， Cheng Ronghong1

（1.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，Korla Xinjiang 841599，China；2.China National Petroleum Corporation Houston Technology Research Center，Beijing 100028，China）

Taking well group M of E+K block of YH condensate gas reservoir as a typical example, a numerical simulation model of a typical well group was established to study the main controlling factors and mechanism of EOR by gas injection. The effects of different factors including injection?production positions, injection medium, gas injection volume, injection?production ratio, gas injection timing and pressure recovery degree, on the production performance was simulated and the gas injection scheme of the well group was optimized. The results show that the development of retrograde condensate gas reservoir is optimized under the conditions of "up?down production", cyclic gas injection, gas injection volume（30.50～36.60）×104m3/d （annual gas injection volume is 2.50%～3.00% of the original geological reserves） and maintain high formation pressure (depleted to no less than the dew point pressure). The research results can provide a basis for the policy formulation of EOR technology in the middle and late stage of gas injection development of YH retrograde condensate gas field and provide guidance for the development adjustment of the gas field in the middle and late stage.

Condensate gas reservoir； YH condensate gas reservoir； Gas injection for enhanced oil recovery； Numerical simulation

TE372

A

10.3969/j.issn.1672?6952.2022.03.009

1672?6952（2022）03?0051?05

http：//journal.lnpu.edu.cn

2021?03?03

2021?05?26

中國(guó)石油重大科技專項(xiàng)（三期?課題4）（2018E?1804）。

伍軼鳴（1967?），男，博士，高級(jí)工程師，從事油氣藏開(kāi)發(fā)等方面的研究；E?mail：wuym?tlm@petrochina.com.cn。

（編輯 宋錦玉）