低含量凝析油氣藏提高采收率的方法研究

王 凱

(西安石油大學，陜西 西安 710065)

低含量凝析油氣藏具有較大的采收難度，主要問題在于反凝析污染難以控制，需要制定出經濟成本低、采收率高的工程方案。根據國內外的研究成果，循環(huán)注氣、單井注氣、水力壓裂等是提高此類油氣藏采收率的可行方法，具體的方案選型需要綜合考慮實際情況?；跀抵的M對比不同采收方法的預期效果，能夠提高設計方案的科學性。

1 地質概況及油氣藏開發(fā)現狀

1.1 地質概況

某地質區(qū)塊的面積為113.5 km2，其沉積巖層厚度達到2.23 km，涵蓋侏羅紀、白堊紀等時期的沉積層，在白堊紀沉積層發(fā)現三套含油氣地層。從巖性特征來看，三個含油氣地層的巖性分別為砂巖、礫巖(M-Ⅰ地層)，泥質粉砂巖和泥巖(M-Ⅱ地層)，砂礫巖層(M-Ⅲ地層)。

含油地層的溫度在70.35～74.36 ℃之間，地層壓力介于15.02～16.78 MPa，氣油比在139.8～220.2 m3/t之間。地層下原油密度最小值為0.67 g/cm3，最大值為0.72 g/cm3，其粘度在0.45～0.96 mPa·s之間，屬于低密度、低粘度原油。

1.2 開發(fā)現狀分析

1.2.1 現有開采情況

該區(qū)塊從2014年開始進行整體開發(fā)，開采范圍包括M-Ⅰ含油層、M-Ⅱ含油層。截止2022年底，M-Ⅰ含油層開井數量為7個，日產油量為18 t，累計產油量為12.24×104t。M-Ⅱ含油層的開井數量為17個，日產油量為116 t，累計產油量為35.15×104t。

1.2.2 開發(fā)效果評價

由于開采時間較長，油田產量呈遞減趨勢，故采用換泵、封堵、換層、壓裂等措施，以保證產量，根據實際情況，壓裂措施效果較好，經壓裂的油井平均增產1184.2 t，單井平均有效期達到18.6個月。油層壓力能夠為采油提供一定的動力，M-Ⅰ含油層的壓力從最初的15.31 MPa下降至5.63 MPa，開采能量嚴重不足。M-Ⅱ含油層的壓力從高峰時的15.80 MPa下降至13.01 MPa，由于采用了注水加壓措施，因而其壓力依然較大。

1.2.3 能量驅動

油藏開采的能量驅動方式分為兩種，其一為天然能量，其二為人工補充能量+天然能量。通常在開采的初期階段依靠天然能量驅動，隨著壓力的下降，需要補充一定的人工能量[1]?？筛鶕o因次彈性產量比值和天然能量充足程度兩項指標判斷是否需要補充能量，相應的計算方法如下。

(1)

式中：Npr為無因次彈性產量比值；Np為累計產油量；Pi和P*分別為原始地層壓力、平均地層壓力；原始地層壓力對應的原油體積系數記為Boi，平均地層壓力對應的原油體積系數記為Bo；總壓縮系數記為C，原始地質儲量記為N[2]。油藏天然能量充足程度的計算方法為：

(2)

式中：Dpr為油藏天然能量充足程度。將天然能量充足程度劃分為4個等級，分別為能量充足、較為充足、一般充足、能量不足。結果顯示，M-Ⅰ含油層和M-Ⅱ含油層都需要人工補充能量。

2 凝析油氣藏分析

2.1 流體組成

通過分析該油田某油井流體組分，其主要成分為CH4(33.08%)、C2H6(13.24%)、C3H8(13.17%)，其他組分含量較低，包括n-C4H10(4.59%)、n-C5H12(1.9%)等[3]。整體而言，原油密度為中等，粘度較低，底層流體中存在輕質石油。根據含碳量，可統(tǒng)計出原油中C1、C2-C3、≥C7三類有機物的占比分別為33.1%、26.7%、26.6%。

2.2 油氣藏類型及儲量計算

2.2.1 油氣藏類型

凝析油氣藏是一種特殊類型的油氣儲層，受到地層和溫度的影響，天然氣會凝結成液態(tài)，并且與石油一起儲存在地下。從該油田流體組成來看，單井石油樣品的CH4含量高達33.08%，而甲烷是天然氣的主要成分，說明其油氣藏類型為凝析油氣藏。通過采樣分析，M-Ⅰ含油層、M-Ⅱ含油層凝析油的平均密度分別為0.739 g/cm3、0.705 g/cm3。

2.2.2 凝析油氣藏儲量

以容積計算法確定各個含油層的地質儲量，計算表達式為：

QH=F·h·m·βH·γH·θ

(3)

式中：QH為地質儲量；F為含油層面積；m和h分別為平均有效孔隙度、平均有效含油厚度；βH表示含油飽和度；γH為原油密度；θ為換算系數記[4]。經過計算，M-Ⅰ、M-Ⅱ、M-Ⅲ三個含油層的凝析油地質儲量和天然氣地質儲量見表1。

表1 凝析油氣藏儲量Table 1 Condensate reservoir reserves

3 低含量凝析油氣藏采收率提升方法

3.1 采收率提升方法選型

在凝析油氣藏的開采中，提高采收率的常用方法為循環(huán)注氣、注入互溶劑、單井注氣、水力壓裂、屏障注水等。該油田當前已經進入開采的中后期，表現為儲量小、含量低，需要采用經濟性較高的采收方法。在選型階段，既要考慮經濟性，同時又要消除反凝析污染問題，初步選定2套方案。

(1)CO2吞吐。該方法屬于單井注氣吞吐，常用于開發(fā)中后期的油井。通過高壓將CO2注入地層，改變地層內的壓力，使天然氣液化，并且與石油充分混合，從而提高采收率。CO2氣體化學性質穩(wěn)定，在開采過程中可回收之前注入的CO2，實現循環(huán)利用，表現出良好的經濟性[5]。

(2)甲醇+注氣吞吐。降低油氣界面張力有助于提高采收率，在凝析油氣藏中注入甲醇能夠改善氣相的相對滲透率，油氣界面張力會因此而下降。注入甲醇后，再注入氣體(如干燥空氣)，可以控制反凝析污染問題。

3.2 二氧化碳吞吐綜合分析

3.2.1 敏感性分析

(1)注入量分析

從經濟性的角度出發(fā)，在保證采收率的情況下應盡量減少注入量。針對該油田單井ASY75開展二氧化碳吞吐生產模擬，將日采氣量、注氣速度、燜井時間分別設定為1萬m3/d、1萬m3/d和6 d，梯度設置注氣量，觀察凝析油和凝析氣的采出程度。注氣量從10萬m3增加至100萬m3，模擬結果顯示，在10～60萬m3區(qū)間內，采出程度呈較快增長趨勢，超過80萬m3后采出程度增加速度明顯放緩，因此將單井注氣量設定在60～80萬m3。

(2)注氣速度分析

將注氣量、日采氣量、生產時間等參數設置為固定值，分別采取不同的注氣速度，觀察凝析油采出程度和凝析氣采出程度與注氣速度之間的關系[6]。圖1為注氣速度-凝析油采出程度關系圖，顯然，隨著注氣速度的增加，凝析油采出程度也同步增加，凝析氣的模擬結果相同。因此，在其他條件確定之后，要盡可能提高注氣速度。

圖1 注氣速度-凝析油采出程度關系圖Fig.1 Relationship between gas injection rate and condensate recovery degree

3.2.2 注氣模式選型

以M-Ⅰ含油層為例，其井網為三角形，井間距為600 m。注氣時并非所有井同時進行，而是一部分井注氣，剩余井繼續(xù)采收。設計三種注氣模式，分別為1個井注氣6個井采收、2個井注氣5個井采收、3個井注氣4個井采收。采用數值模擬的方式檢驗三種注氣模式的效果，結果如表2所示。從表2中可知，3注4采注氣模式效果最佳。

表2 三種注氣模式效果對比Table 2 Comparison of three gas injection modes

3.2.3 注汽參數優(yōu)選

注氣參數主要包括注采比、注氣時機(以地層內的壓力為判斷依據)和注氣速度，設置10種參數不同的注氣方案，進行數值模擬，結果見表3。從表3中可知，方案4的凝析油、凝析氣采出程度和采出率最高，說明注氣速度以10000 m3/d為宜，注氣時機為地層壓力30 MPa，注采比應設定為1.2。

表3 不同注氣參數效果對比Table 3 Comparison ofeffects of different gas injection parameters

3.2.4 確定CO2注氣方案

根據模擬結果，采用CO2吞吐法提高凝析油氣藏采收率時，注氣模式以3注4采為宜，單井注氣速度可設定為10×103m3/d，注采比設定為1.2，最佳注氣時機為地層壓力30 MPa。

3.3 甲醇+注氣吞吐綜合分析

3.3.1 敏感性分析

使甲醇溶液段塞保持不變，對比干氣注入量的敏感性。將干氣注入量分別設定為5萬、10萬、20萬、…、60萬m3，觀察凝析油和凝析氣的采出程度，結果顯示，當干氣注入量在5～50萬m3區(qū)間時，采出程度上升速度較快，超過50萬m3后，采出程度增長速度明顯放緩。綜合成本因素，將最佳注氣量設定為50萬m3。

3.3.2 注入模式選型

采用甲醇+注氣吞吐方法時，對比1注6采、2注5采、3注4采三種模式的效果。將甲醇的注入速度設定為22.5 m3/d，干氣注入速度設定為10000 m3/d，注氣時機為地層壓力10 MPa，燜井時間設定為10 d。對比凝析油采出程度、凝析氣采出程度、凝析油采收率、凝析氣采收率4項指標。1注6采模式下4個指標的模擬結果為4.24%、20.92%、14.31%、23.44%；2注5采模式下對應指標結果為4.26%、22.55%、14.27%、23.56%；3注4采模式下對應指標為4.47%、23.18%、15.35%、24.46%?？梢?，依然是3注4采模式效果最佳。

3.3.3 參數優(yōu)選

在甲醇+注氣吞吐方案下，關鍵參數為甲醇的注入速度、注氣速度、燜井時間、注氣時機，設計10組甲醇和干氣注入參數，對比凝析油、凝析氣的采出程度和采收率，部分模擬結果如表4所示。對比10種參數設計方案，方案3的凝析油采收率、凝析氣采收率、凝析氣采出程度表現最佳，凝析油采收程度達到5.10%，僅次于方案8的5.12%。因此，選用方案3的參數。

表4 甲醇+注氣吞吐方法參數選型效果對比示例Table 4 Comparison example of parameter selection effect of methanol+gas injection huff and puff method

3.3.4 確定甲醇+注氣吞吐方案

在甲醇+注氣吞吐方案下，同樣采用3注4采模式，甲醇注入速度可選用22.5 m3/d，干氣注氣速度選用10×103m3/d，最佳注氣時機為地層壓力30 MPa，燜井時間可采用6 d。

3.4 方案確定

對比CO2吞吐和甲醇+注氣吞吐兩種采收率提高方法的最佳模擬結果(見表5)，從表5中可知，CO2吞吐方法在凝析油采收率、凝析氣采收率兩項指標上略好于甲醇+注氣吞吐方法，凝析油采出程度均為5.10%，兩種方法的凝析氣采出程度基本相當，故最佳方法為CO2吞吐法。

表5 CO2吞吐和甲醇+注氣吞吐最佳模擬結果對比Table 5 Comparison of optimal simulation results between CO2 huff and puff and methanol+gas injection huff and puff

4 結 語

在低含量凝析油氣藏的開采中，采收率低和反凝析污染成為工程難點，針對開采中后期的油田，可通過二氧化碳吞吐、甲醇+注氣吞吐或者其他方法提高油層壓力，進而改善采收率，同時抑制反凝析污染。此次研究以數值模擬的方法針對兩種方案進行對比，重點觀察凝析油采收程度、凝析氣采收程度、凝析油采收率、凝析氣采收率四項指標，確定了提高最佳的工程方案，為進一步的開發(fā)提供了參考依據。