引用本文
韩世庆, 李德宁, 叶萍. 低压凝析气藏与CO2气藏联合开发试验研究 [J]. 录井工程, 2020,31(S1): 66-71.
HAN Shiqing, LI Dening, YE Ping. Experimental research on joint development of low pressure condensate gas reservoir with CO2 gas reservoir [J]. Mud Logging Engineering, 2020,31(S1): 66-71.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2020.S1.012  
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低压凝析气藏与CO2气藏联合开发试验研究
韩世庆, 李德宁, 叶萍
中国石油大港油田公司天津储气库分公司

作者简介：韩世庆 高级工程师,1971年生,1996年毕业于西南石油大学油藏工程专业,在职硕士研究生,现在中国石油大港油田公司天津储气库分公司从事油气田开发及储气库研究工作。通信地址:300280天津市大港油田天津储气库分公司研究所。电话:(022)25923756。E-mail:hsqhsq1992@sohu.com

摘要

针对富含凝析油的小断块凝析气藏衰竭式开发过程中凝析油采收率偏低的问题,结合研究区内凝析油气和CO2资源分布特点,提出了低压凝析气藏和高含CO2气藏联合开发的思路。选取研究区内低压凝析气藏A气藏和高含CO2的B气藏进行联合开发模拟试验,通过数值模拟分析,开展了注采气井网优化、注入气组分设计、注气速度指标优选等不同开发方案下凝析油采出程度的对比研究。研究结果表明,采用联合开发方案后,预计凝析油采收率在原采出程度的基础上可提高20.46%。该设计理念既解决了因环保要求导致高含CO2气藏暂闭无法开发利用的问题,同时提出了一项对衰竭式开发后低压凝析气藏提高凝析油采收率的技术方法。

关键词: 低压凝析气藏; CO2驱; 联合开发; 凝析油; 采出程度
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Experimental research on joint development of low pressure condensate gas reservoir with CO2 gas reservoir
HAN Shiqing, LI Dening, YE Ping
Tianjin Gas Storage Company of PetroChina Dagang Oilfield Company,Tianjin 300280,China
Abstract

Aiming at the problem of low condensate oil recovery during the depletion development of small fault-block condensate gas reservoirs rich in condensate oil,combined with the distribution characteristics of condensate oil and gas and CO2 resources in the research area,the idea of joint development of low-pressure condensate gas reservoirs and gas reservoirs with rich CO2 was put forward. Low-pressure condensate gas reservoir A and high CO2 content gas reservoir B in the research area were selected to conduct simulation tests of joint development. Through numerical simulation analysis,comparative studies on the recovery degree of condensate oil under different development programs,such as the optimization of gas injection and production well patterns,injected gas component design and the optimization of gas injection speed indicators were carried out. It is showed that the joint development has remarkable effect in increasing the expected condensate oil recovery by 20.46% on the basis of the original recovery level. The design concept not only solves the problem of temporary closure of gas reservoirs with rich CO2 that cannot be developed and utilized due to environmental protection requirements,but also provides a technical method for improving the condensate oil recovery of the low-pressure condensate reservoir after depletion development.

Keyword: low-pressure condensate gas reservoir; CO2 flooding; joint development; condensate oil; recovery level
0 引言

对于富含凝析油的复杂断块凝析气藏的开发, 前人曾就其合理开发技术界限进行探讨[1], 并提出“ 对凝析气藏储量小于10× 108 m3, 凝析油含量小于 250 g/m3或虽然凝析油气含量较高, 但断块小、总液烃储量少的凝析气藏, 采取衰竭式开采” 的结论。在实际开发中, 小断块高含凝析油的气藏受资源规模、开发效益及地质认识等综合因素影响, 多数也采取了衰竭式开采, 由此造成了凝析油大量损失于地下, 凝析气藏开发效果不佳, 直接影响了该类气藏的开发效益。

为此, 首次提出了开发后期的高含凝析油的凝析气藏和高含CO2的气藏联合开发技术方法。在研究区域内, 复杂断块凝析气藏较多, 气藏内凝析油含量高达508 mg/L, 所有断块凝析气藏总资源量虽然较高, 但单一气藏规模小, 无法实现注气开发, 衰竭式开发的采收率仅为25%左右。同时区域内勘探发现了一批高含CO2气藏, 其CO2含量超过60%, 有的甚至超过80%, 这类高含CO2气藏因环保要求只能暂闭, 初步统计其资源量超过20× 108 m3, 长期得不到开发利用。在有关文献和室内实验均证实CO2混相驱能有效提高凝析油采收率基础上[2, 3], 优选一个已到开发后期的凝析气藏A气藏和一个未动用的CO2气藏B气藏, 开展低压凝析气藏与CO2气藏组合开发矿产模拟试验研究, 取得了一系列成果。

1 凝析气藏与CO2气藏的基本情况
1.1 凝析气藏基本情况

A凝析气藏是受两条断层加持的三角形断块构造, 气藏埋藏深度2 550 m, 储集层物性较好, 储集层及油层分布稳定, 平均气层厚度12.2 m, 含气柱高度80 m, 油气藏类型为层状构造凝析气藏, 凝析油含量为508 m3/t, 含气面积1.59 km2, 储量规模为天然气3.1× 108 m3, 凝析油12.9× 104 t。为中埋深、中孔-高渗、高含凝析油的气藏。

据A气藏区域内90块岩心资料分析统计, A气藏储集层主要为砂、泥岩互层, 平均孔隙度为16.6%, 平均渗透率为150 mD。其中1号层(33块岩心样品)平均孔隙度为16.2%, 平均渗透率为55 mD; 2号层(57块岩心样品)平均孔隙度为16.8%, 平均渗透率为155 mD, 2号层物性好于1号层。储集层类型为中孔隙度、高渗透率储集层(符合气层标准), 为辫状河三角洲前缘沉积, 沉积微相为远砂坝, 物源主要来自凹陷的东南部。通过气藏气样资料统计分析表明, 天然气相对密度0.822, 其中C1含量68.86%, C2含量8.99%, C3含量4.69%, C4含量2.05%, C5含量0.74%, C6及其以上含量0.47%, CO2含量11.75%, N2含量2.96%。地面凝析油资料统计分析表明, 气藏内凝析油密度为0.76 t/m3, 粘度为0.54 mPa· s, 凝固点为-1℃, 含蜡量为0.29%, 胶质+沥青质含量为0.94%, 含硫量为0.11%。

A气藏已投入开发近10年, 断块内共有完钻井4口已全部投入生产, 取得了丰富的试油和生产动态资料。目前开井2口(间开1口), 产油0.7 t/d、产气1.68× 104 m3/d、无水, 累计产油3.48× 104 t, 累计产气1.96× 108 m3, 累计产水2 952 m3。凝析油的采出程度为24.9%, 天然气的采出程度40%。采用递减法预测该气藏凝析油、气采收率分别为25.1%、41.5%。气藏所处断块已进入开发的中后期, 原始地层压力26.6 MPa, 目前地层压力10.6 MPa, 压力水平及产量均较低。A气藏紧邻处于其东南部位的CO2气藏(包括B气藏), 具有距离CO2气藏比较近, 储量整装, 地质情况、油气藏特征清楚等有利条件, 是进行联合开展注气试验的有利实验区块, 所取得的成果和经验可以逐步在其他凝析气藏中推广。

1.2 高含CO2气藏基本情况

B气藏是研究区内CO2气地质储量最多的一个断块气藏, 该断块内共有完钻井4口, 含气面积3.6 km2, 平均有效厚度20.4 m, 天然气储量14.5× 108 m3, 其中CO2储量8.74× 108 m3。单井最高产气8.6× 104 m3/d, CO2含量68%。为一中埋深、中孔-高渗、特高含CO2凝析油气藏, 自2010年勘探首次发现以来, 因环保要求一直未开发。

2 联合开发试验研究

国内天然气重点实验室室内注气增容混相试验研究表明, 随着CO2注入, 凝析气藏达到混相后, 形成较为明显的次生气顶重力稳定混相驱特征, 采用CO2驱较单纯衰竭式开发工艺可提高试验区块凝析油采收率22.8%[4, 5, 6]。本次联合开发试验立足于现有井网及地面集输系统条件, 基于“ 油气联动、驱采联合、油气共采、循环注入” 的整体思路, 采用低产井注气试验方式, 并在注采过程中实时调整和优化注采方案, 确保CO2驱试验效果; 坚持少投入、多产出原则, 提高资源动用率, 以期获取最大经济效益。

2.1 注采井网优化

2.1.1 现井网条件下的井网优化

A气藏现有完钻井4口, 分别为A 1井、A 2井、A 3井和A 4井, 其中A 2井为高产井, 其他3口井为低产井。按照转注低产井、保留高产井的原则, 在现井网下设计2组6种注采井网方案(图1、表1)。

图1 A气藏构造井位

表1 A气藏注采井网方案

数值模拟分析研究结果表明(图2):6种注采井网方案中, 方案1即1注3采构造高部位(A 4井)注气井网方案凝析油采出程度最高, 为33.55%, 方案2和方案3凝析油采出程度分别为32.9%和32.8%; 而2注2采方案凝析油采收率则相对较低, 其凝析油采出程度为31.5%~31.58%, 较1注3采方案低1.3%~2%, 说明现井网条件下方案1即1注3采构造高部位(A 4井)注气井网方案最优。模拟结果显示出凝析油采出程度在开发中后期才出现差距, 初步认为与注气后期气窜有关。

图2 A气藏注气凝析油采收率模拟预测

2.1.2 完善井网条件下的井网优化

在原1注3采井网方案基础上新部署1口注气井, 新注气井部署在高部位, 形成2注3采的井网模式, 通过先前的1注3采井网与新井网进行注采指标对比研究, 分别对比了相同注气量(9× 104 m3/d)、不同注气速度、注采比1:1条件下和不同注入量(1注3采井网方案注气量9× 104 m3/d; 2注3采井网方案注气量18× 104 m3/d)、相同注气速度、注采比1:1条件下模拟预测10年的指标。结果表明, 不同注气量情况下, 2注3采井网方案凝析油采出程度高出1注3采井网方案5.02%, 天然气采出程度高出近18%(表2、表3), 2注3采井网方案CO2波及范围高于1注3采井网方案。

表2 A气藏相同注气量不同井网指标预测
表3 A气藏不相同注气量不同井网指标预测
2.2 注采参数确定

2.2.1 注入总量优选

通过数值模拟设计6种注入量方案进行分析比选(图3), 结果表明, CO2注入量为0.8倍 HCPV(烃类占据的孔隙体积比)时, 累增产油量和换油率值较为合理(图4)。因此, 确定0.8 HCPV为最合适注入量。

图3 不同注入总量凝析油采出程度

图4 不同注入总量相关参数优化

2.2.2 注气速度优化

在注入量优选为0.8 HCPV的基础上, 设定不同的注气速度为6× 104 ~12× 104 m3/d, 模拟预测10年期的累增油量和换油率(t油/ tCO2)。预测结果表明, 当CO2注气速度为8× 104~9× 104 m3/d时, 累增油量和换油率增幅最佳(表4、图5), 结合气藏实际, 选择单井最高注气速度为9× 104 m3/d。同时参考吉林油田CO2驱实施经验[7], 将合理月注采比设为1.8时, 可有效保持地层压力, 以此推算最低注入速度为3× 104 m3/d , 并可根据注采井动态反映及时进行调整。

表4 不同注气速度参数优化统计

图5 不同注气速度参数优化曲线

2.2.3 注入压力确定

根据前期实验成果, 压力应保持在最小混相压力之上, 力争达到临界压力。基于吉林油田CO2驱实施经验[7], 气体突破后可采用周期注采方式进行注采调控。借鉴区块邻区油层破裂压力数据, 平均油层中部深度3 632.3 m, 预测最大注气压力为25.5 MPa左右, 气藏平均油层中部深度为2 550 m, 折算最大注气压力为17.9 MPa, 为保证注气井底压力, 综合考虑油层破裂压力和注入井实际注入能力, 设置1~2 MPa保险差, 推荐最大注气压力为19.9 MPa。

2.3 注入气组分及注入方式优化

本次试验分别研究了不同注入气组分在3种不同注入方式下的指标预测, 取得了如下试验结果。

2.3.1 连续注气方案

即连续注气提压过程中不生产, 达到设计压力后, 按一定的注采比仍注气开发的方案。根据作为气源气B气藏的气体实际组分组成, 分别设定注入流体为100%CO2、10%C1+90%CO2和B气藏气源气(表5)3套子方案, 连续注气提压, 前期单井注气速度为15× 104 m3/d, 待压力恢复至20.7 MPa时开井生产, 开井生产后注采比设定为1:1, 注气、产气均为9× 104 m3/d。分别模拟预测10年指标(表6), 预测结果表明, 3套子方案中采用B气藏气源注气开采效果最优, 该套子方案累增油量为3.10× 104 m3, 最终凝析油采出程度为39.55%, 均高于其他两个子方案; 同时该套子方案累产天然气远高于其他两套子方案, 最终累产天然气为2.73× 108 m3。

表5 B气藏气源气体组分
表6 不同组分注入气连续注入开发指标预测

2.3.2 先期注气后再衰竭式开采方案

即连续注气提压过程中不生产, 达到设计压力后, 不再注气而采取衰竭式开发的方案。在连续注气方案基础上设定3套子方案, 注入流体组分同上, 注气量为4.5× 104 m3/d, 当GOR(Gas Oil Ratio气油比)=104时, 关闭注气井, 区块转为衰竭开采。预测结果表明, 3套子方案中采用B气藏气源注气开采效果仍为最优(表7), 该套子方案累增油量为2.79× 104 m3, 最终采出程度为37.7%, 高于其他两套子方案。

表7 不同组分注入气先注后采开发指标预测

2.3.3 先期加大注气速度后再衰竭式开采方案

即在先期注气后再衰竭式开采方案基础上, 将单井注入量提高一倍的方案。该方案注气量达到9× 104 m3/d, 注入流体组分同上, 当GOR=104时, 关闭注气井, 区块转为衰竭开采。预测结果表明, 3套子方案中采用B气藏气源注气开采效果仍为最优(表8), 该套子方案累增油量为4.06× 104 m3, 最终采出程度为45.36%, 高于其他两套子方案。通过以上三种注入方案的对比, 可以得出以下认识:一是CO2的纯度对凝析油采收率影响不大, 反而非高碳气驱油效果优于高碳气; 二是相比于前两种开采方案, 先期加大注气速度后再衰竭式开采的注采方案凝析油采出程度最高, 达到45.36%, 较原采出程度24.9%高出20.46%; 三是采用B气藏作为气源气的方案时, 地层中凝析油饱和度相对降低更快, 驱替效果更好, 同时可以就地取材, 气源方便快捷, 不需要进行分离处理。

表8 注入气不同组分边注边采开发指标预测
3 凝析气藏内流体变化
3.1 CO2波及情况

数值模拟显示, 采用试验确定的方案, 在注采过程中注入的CO2可在低压凝析气藏地层内大范围波及, 整个井网均能被有效波及, 且横向上和纵向上波及面积均很明显, 达到80%以上, 生产井均能受效, 说明注采井网合理有效。

3.2 油相中CO2、C1含量变化情况

数值模拟显示, 在注采驱替过程中, CO2大量溶于油相中, 并在转为衰竭开采之后逐渐释放, 具有较大增容能力。近井地带, 油相中C1含量逐渐减少, 说明C1较难溶于油相中, 主要起膨胀作用。

3.3 含油饱和度变化情况

在模拟注采驱替过程中, 低压凝析气藏近井地带反凝析油饱和度大幅度降低, 后期由于转为衰竭开采而有所提升。驱替后期, 注入井周围凝析油饱和度很低, 驱替效果明显; 生产井周围, 含油饱和度逐渐降低, 说明凝析油大量反蒸发到气相中。

3.4 凝析油粘度和密度变化情况

在模拟注采驱替过程中, 低压凝析气藏内凝析油粘度逐步降低, 密度逐渐增加, 天然气粘度和密度逐步增加, 说明CO2的抽提作用把轻质烃组分和中质烃组分抽提到气相中, 使得油相密度增大, 并且由于CO2的抽提作用, 使得气相趋丰, 导致天然气粘度和密度逐步增大。

3.5 重质组分变化

模拟注采驱替过程表明, 低压凝析气藏近井地带剩余油相中重质组分逐渐减少, 转为衰竭开采之后有所增加, 说明在注气过程中, 反蒸发作用强烈, 使得凝析油不断蒸发到气相中。其作用机理是凝析-蒸发双重作用驱替, 使得油气界面张力明显降低, 从而达到混相驱的状态。

4 结论及认识

(1)开发后期高含凝析油的气藏和高含CO2的气藏联合开发在技术上可行, 是一种既能有效提高凝析油采收率, 又能开发利用CO2资源的新方法。

(2)CO2气驱开发中, 注采井网完善程度对开发效果影响显著, 数值模拟计算分析表明, 在相同注气速度、注采比条件下, 井网完善程度高的注采井网波及效率最高。

(3)CO2气驱开发中, 注入气中CO2的纯度对凝析油采收率影响不大, 反而非高碳气驱油效果优于高碳气, 从而解决了高含CO2气藏是否需要再分离的瓶颈问题。

(编辑 唐艳军)

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