塔中Ⅰ號縫洞型凝析氣藏注水提高凝析油采收率研究

康博，張烈輝，王健，鄧興梁，郭平，劉志良

塔中Ⅰ號縫洞型凝析氣藏注水提高凝析油采收率研究

康博1，張烈輝1，王健1，鄧興梁2，郭平1，劉志良2

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都610500；2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫爾勒841000）

塔中I號氣田主要為縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏。試采證實衰竭式開發(fā)凝析油采收率為25%左右。由于較強的儲集層非均質(zhì)性導(dǎo)致井間連通性差，傳統(tǒng)注氣保壓現(xiàn)場應(yīng)用難度大。通過對比分析縫洞型凝析氣藏與砂巖凝析氣藏的反凝析機理，結(jié)合室內(nèi)實驗和現(xiàn)場試驗研究，論證此類凝析氣藏采用先衰竭后注水開采方式的可行性。結(jié)果表明，縫洞型凝析氣藏儲集空間及流動通道主要是大縫大洞，由于重力分異致使反凝析液聚集于縫洞單元底部，注水可把洞內(nèi)反凝析形成的凝析油驅(qū)替出來，大幅提高凝析油采收率。此開采方式單井注水驅(qū)替油工藝簡單易行、經(jīng)濟有效。

塔里木盆地；縫洞型凝析氣藏；注水開發(fā)；凝析油；提高采收率

塔里木盆地是中國陸上碳酸鹽巖油氣藏勘探開發(fā)的主要地區(qū)之一，塔中隆起為塔里木盆地油氣富集的主要區(qū)帶之一[1]。塔中Ⅰ號凝析氣田位于塔里木盆地中央隆起帶中部，2003年投入開發(fā)，采用天然能量自噴生產(chǎn)。由于地層壓力降低，單井產(chǎn)量逐年下降。采用常規(guī)的注氣保壓開發(fā)適應(yīng)性差，一是地質(zhì)條件不具備，大多數(shù)井不連通，無法建立合理的注采井網(wǎng)；二是經(jīng)濟效益差，因為縫洞單元規(guī)模小，注氣吞吐投資回報率低。如何提高此類凝析氣藏采收率一直是該區(qū)高效開發(fā)的難點。針對研究區(qū)碳酸鹽巖儲集層特點，本文分析了縫洞型凝析氣藏反凝析機理，采用室內(nèi)實驗論證了注水提高凝析油采收率的可行性，現(xiàn)場試驗表明，注水可以大幅度提高縫洞型凝析氣藏的凝析油采收率，對于高效開發(fā)此類凝析氣藏，提高凝析油采收率具有重要意義。

1　地質(zhì)油藏特征

塔中隆起位于塔里木盆地中部，西鄰巴楚隆起，東接塔東隆起，北鄰北部凹陷，南接塘古凹陷，接受過3次油氣充注，加里東運動晚期和海西運動晚期以油充注為主，喜馬拉雅運動晚期以氣充注為主[1]。塔中Ⅰ號氣田位于塔中北斜坡帶（圖1），主要目的層是上奧陶統(tǒng)良里塔格組和下奧陶統(tǒng)鷹山組碳酸鹽巖儲集層。儲集層類型主要有3大類:礁灘型、風化殼型和內(nèi)幕白云巖型。目前主要生產(chǎn)層位是鷹山組，鷹山組埋深約6 000m，與上覆良里塔格組呈不整合接觸，儲集層集中分布在不整合面之下120m內(nèi)，為不整合巖溶控制的風化殼型儲集層[1]。儲集層原生基質(zhì)孔隙不發(fā)育，儲集空間主要為縫洞型（圖2）[1-2]，多為后期構(gòu)造作用和溶蝕作用形成的次生溶洞和裂縫，具有橫向變化大、非均質(zhì)性強等特點[2]，鉆井過程中常有鉆具放空及大量泥漿漏失現(xiàn)象，這類縫洞型儲集層在地震剖面上呈串珠狀反射[2]。氣藏地層壓力62.79~71.94MPa，壓力系數(shù)1.13~1.18，地層溫度124.61~141.88℃，凝析油含量為210.4~902.3 g/m3，為中高—特高含凝析油凝析氣藏。

圖1　塔中Ⅰ號氣田構(gòu)造位置

圖2　塔中Ⅰ號氣田鷹山組油藏剖面（剖面位置見圖1）

2　注水提高凝析油采收率可行性分析

2.1技術(shù)現(xiàn)狀

衰竭、注水、循環(huán)注氣、注氮氣和水平井等開發(fā)方式，已經(jīng)在凝析氣田開發(fā)中得到大規(guī)模的應(yīng)用[3]。提高凝析油采收率方法的研究主要針對砂巖凝析氣藏。凝析氣藏在開采過程中，當?shù)貙訅毫档偷铰饵c壓力以下時，會出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，砂巖凝析氣藏反凝析后形成的凝析液會被毛細管力控制或留在液體相對滲透率較低的區(qū)域（圖3），很難采出[3-5]；砂巖凝析氣藏反凝析現(xiàn)象不但影響凝析油采收率，而且影響凝析氣采收率[4-6]。為了提高凝析油采收率，國內(nèi)外開展了很多關(guān)于注氣、注水、水氣交替注入、注氮氣等提高采收率的研究[3，7-9]，國內(nèi)柯克亞凝析氣田、牙哈凝析氣田、大張坨凝析氣藏進行了循環(huán)注氣開發(fā)，凝析油采收率大幅提高[6，9-12]。牙哈凝析氣田注氣保壓開發(fā)比衰竭式開發(fā)凝析油采收率提高25%，柯克亞凝析氣田西五一（3）氣層組循環(huán)注氣先導(dǎo)試驗使得凝析油采出程度由衰竭式開采方式的21%提高到37.9%，大張坨凝析氣藏注氣開發(fā)比衰竭式開發(fā)凝析油采收率可提高26%.保壓開采原理都是防止反凝析的發(fā)生，從而提高凝析油采收率。

圖3　反凝析液在砂巖微觀模型流動過程中示意

文獻［11］認為，裂縫性碳酸鹽巖凝析氣藏基質(zhì)巖塊是主要儲集空間，裂縫是優(yōu)質(zhì)滲濾通道。注氣階段存在反常現(xiàn)象，凝析油采出程度低于衰竭式開采效果；當注氣結(jié)束一段時間后，隨回注比的增加，凝析油采出程度變大，且回注比越大，注氣越早，注氣年限越長，凝析油采收率越高，明顯優(yōu)于衰竭式開發(fā)效果?？p洞型碳酸鹽巖油藏注水替油提高采收率技術(shù)已較成熟，而縫洞型凝析氣藏提高采收率方法研究較少。

2.2可行性機理

塔中Ⅰ號氣田縫洞型凝析氣藏的縫洞單元多數(shù)為單井控制的孤立縫洞單元，井之間多數(shù)不連通，制約井組間的循環(huán)注氣開發(fā)；而且井控儲量小，一般幾萬噸，如較好的中古8井單井控制凝析油動態(tài)地質(zhì)儲量為6×104t左右，對單井實施注氣吞吐保壓開發(fā)，經(jīng)濟上難以承受；再加上研究區(qū)普遍含H2S，酸性氣體對設(shè)備的腐蝕性很強，注氣管線維護費用高，投資大。

砂巖凝析氣藏由于毛細管壓力控制，反凝析液分散于整個儲集層中（圖3），需達到臨界流動飽和度后才能流動，影響凝析油采收率。而縫洞型凝析氣藏儲集空間及流動通道主要是大縫大洞，油氣水分布主要受重力的影響[12]，毛細管壓力可以忽略，衰竭開發(fā)時，由于重力分異致使反凝析液聚集于縫洞系統(tǒng)底部（圖4），反凝析區(qū)飽和度可達100%.因此，其洞內(nèi)反凝析液的存在狀態(tài)同縫洞型油藏衰竭后原油的存在狀態(tài)相同，因此，可采用單井注水替油的方式采出。

圖4　縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏中反凝析油賦存狀態(tài)示意

2.3室內(nèi)實驗

室內(nèi)實驗在高溫高壓全直徑巖心驅(qū)替裝置上完成，實驗裝置主要包括注入泵、壓力表、巖心夾持器、壓力表、回壓調(diào)節(jié)器和分離器等（圖5）。

圖5　高溫高壓全直徑巖心驅(qū)替裝置

實驗采用碳酸鹽巖露頭巖樣，在室內(nèi)經(jīng)過人工造縫造洞，制成縫洞型全直徑巖心，長度為11.117 cm，直徑9.965 cm，總孔隙體積145.8 cm3，滲透率48.26mD.

根據(jù)中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5543—2002《凝析氣藏流體物性分析方法》分析，塔中X井凝析油含量為533 g/m3左右，地層溫度140.6℃，露點壓力55.4 MPa.地層水根據(jù)塔中62井地層水分析資料在室內(nèi)自行配制，其總礦化度為137 900mg/L，水型為CaCl2型。注入氣體為干氣。

實驗中，自露點壓力（55.4MPa）下降到50.0MPa時進行注水，此時凝析油采收率為4.33%.當壓力恢復(fù)到露點壓力時結(jié)束注水，衰竭到50.0MPa，完成一次注水替氣，當注水32次時凝析油采收率為15.51%.然后降壓到45.0MPa進行注水替凝析油，在壓力恢復(fù)到露點壓力時結(jié)束注水，當壓力降到最大凝析油飽和度壓力（31.0MPa），注水次數(shù)達到58次時凝析油采收率達86.7%.壓力衰竭到0.1MPa時，凝析油采收率達89.2%，實驗結(jié)果見圖6.

圖6　注水驅(qū)替凝析油實驗結(jié)果

3　現(xiàn)場應(yīng)用效果

碳酸鹽巖縫洞型油藏單井注水替油原理簡單，主要利用油水密度差，通過重力分異使注入水與地層油發(fā)生置換，恢復(fù)地層能量，將原油驅(qū)替到井筒采出；油井注采循環(huán)以注水—燜井—采油為一個周期，經(jīng)過多輪次的注水替油，提高油藏原油采收率[13-14]。該工藝在塔河油田、輪古油田以及塔中Ⅰ號氣田的油井已大規(guī)模應(yīng)用，現(xiàn)場只需要注水泵等簡單設(shè)備，而且對注入水不用處理，直接注入井中就行。根據(jù)室內(nèi)實驗結(jié)果，結(jié)合油藏地質(zhì)特征，優(yōu)選了1口凝析氣井（ZGD井）進行注水提高凝析油采收率試驗。該井于2008年9月投入試采，2009年12月停噴，累計產(chǎn)油1.65×104t，產(chǎn)氣0.22×108m3，注水前凝析油采出程度25.4%.2010年10月進行注水，到2011年末累計增油0.9×104t，增油效果明顯。截至2014年底，塔中I號氣田共開展縫洞型凝析氣藏注水替油4井次，累計增油4.2×104t.

4　結(jié)論

（1）縫洞型凝析氣藏儲集空間及滲流通道為大縫大洞，毛細管壓力可以忽略，油氣水分布以重力起主導(dǎo)作用，衰竭開發(fā)時反凝析油聚集于縫洞單元相對低部位，其反凝析液飽和度可達到100%，縫洞單元內(nèi)反凝析液的存在狀態(tài)與縫洞型油藏衰竭后原油的存在狀態(tài)相似。

（2）縫洞型凝析氣藏開發(fā)可選擇先衰竭、后注水替油（替換洞內(nèi)反凝析液）的方式來提高凝析油采收率，既經(jīng)濟有效，又簡單易行。該方法可大規(guī)模運用于塔中I號氣田的開采。

（3）室內(nèi)實驗結(jié)果表明，注水驅(qū)替凝析油能大幅度提高縫洞型凝析氣藏凝析油采收率，當注水次數(shù)達到58次時，凝析油采收率達86.7%.

（4）現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，縫洞型凝析氣藏注水提高凝析油采收率具有良好的現(xiàn)場應(yīng)用潛力。

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A Feasibility Study on Enhancing Condensate OilRecovery ofFractured?Vuggy Condensate GasReservoir in Tazhong?1Gas Field,Tarim Basin

KANGBo1,ZHANG Liehui1,WANG Jian1,DENGXingliang2,GUOPing1,LIU Zhiliang2
(1.State Key Laboratory ofOiland Gas ReservoirGeology and Exploitation,South Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China; 2.Research Institute ofExploration and Development,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla,Xinjiang 841000,China)

Tazhong?1 gas field is a condensate gas reservoirwith fractured?vuggy carbonate rocks.Production test indicated that the de?plete developmentprocess just obtained the condensate oil recovery ofabout 25%.As a result ofpoor interwell connectivity,conventional gas injection tomaintain pressure processwas difficult to use.This papermakes a comparison ofretrograde condensationmechanism of fractured?vuggy carbonate condensate gas reservoirwith thatofsandstone condensate gas reservoir.On the basis of laboratory and field test researches,it demonstrates the feasibility ofdeplete followed by water injection process applied to the fractured?vuggy carbonate conden?sate gas reservoir.The result shows that the storage space and flow path in such a condensate gas reservoiraremainly fractures and cavi?ties,and gravitational differentiation allows the retrograded liquid to concentrate at the bottom offracture?vug unit,so singlewellwater in?jection approach can be used to displace the condensate oilformed by retrograde condensation in these fracturesand cavities,and to great?ly enhance the condensate oilrecoverywith simplicity and effectivity.

Tarim basin;fractured?vuggy condensate gaspool;waterflooding;condensate oil;EOR

TE372

A

1001-3873（2015）05-0575-04

10.7657/XJPG20150514

2015-02-06

2015-06-01

國家自然科學(xué)基金（51374181）；國家科技重大專項（2008ZX050054）

康博（1986-），男，四川南江人，工程師，博士研究生，油氣田開發(fā)，（Tel）18980734813（E-mail）49872897@qq.com.