层间矛盾对循环注气凝析气藏开发效果的影响评价

赖伟华，汪周华，罗浩渝，罗 敏

（1.油气藏地质与开发工程国家重点实验室，西南石油大学，四川成都 610500；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000）

塔里木盆地某凝析气藏具有埋藏深（4 900～5 600 m）、凝析油含量高（500～600 g/m3）、地层压力高（56 MPa）、地露压差小（2～5 MPa）的特点，是一个近饱和的高含凝析油的高压凝析气藏。目的层为古近系底部砂岩和白垩系顶部砂岩。其中古近系属中孔高渗储层，均质程度好，连通性好，白垩系属低孔中-低渗储层, 储层非均质严重，连通程度中等[1]。

存在反凝析现象是凝析气藏最为突出的特征[2]，因此目前凝析气藏最为主要的开发方式是保压式开采[3]。对于近饱和、富含凝析油的凝析气藏，通常采取循环注气保压的开采方式，以减少凝析油在地层中的损失，提高具有较高商业价值凝析油的采收率。

该凝析气藏自2000 年12 月正式投产，全面投入循环注气开发，至今已12 年。凝析油产量一直保持稳产，据焦玉卫[4]的文献，至2009 年12 月，平均干气回注率55 %，累积回注约0.23 PV，凝析油采出程度30 %，实际开发各项指标均高于原方案设计。但随着注气开发的进行，部分生产井气油比急剧升高，使凝析油产量下降，回注干气效果变差。陈小凡[5]介绍构造倾角对凝析气藏注气效果的影响，杜四辈[6]对油田开发过程中产生层间干扰的因素做了综述，包括渗透率的差异、岩性水平上的差异、不合理的工作制度等，本文将介绍由于层间渗透率差异影响凝析油的采收率，以及针对这种情况采取的应对措施。

1 地质模型的建立

为了简化分析流程，作者未采用某凝析气田真实的地质模型，而建立一个简单的三维数值模型，以实现直观演示干气驱替效果及凝析油剩余油分布规律。

模型采用两相（油、气）三维凝析气藏尺寸1 000 m×20 m×320 m 进行模拟。模型纵向上平均分为16 小层，网格节点数为50×1×16，网格大小20 m×20 m×20 m。

基于该地质模型，分四种情况对该模型进行属性赋值。方案一为“均质”模型，渗透率为200 mD, 气层全射开；方案二顶部为高渗透，底部为低渗透层，气层全射开；方案三基于方案二，生产井仅射开低渗透层；方案四基于方案二，注气井和生产井均只射开底部低渗透层。具体属性分布（见表1）。

该模型模拟条件是：埋深5 000 m，地层压力为56.36 MPa，注采比为0.5（生产井日产8×104m3，日注4×104m3）。

2 相态及注入气组分

原始地层流体相态（见图1），露点压力53.83 MPa。

图1 地层流体相态图

将该凝析气藏原始井流物的15 个组分按组分性质相近原则进行延伸、归并为8 个拟组分：N2，CO2，C1，C2，C3~C4，C5~C6，C7~C10，C11+，各拟组分摩尔百分数依次为：3.3 %，0.6 %，77.37 %，8.67 %，3.52 %，1.08 %，2.61 %，2.85 %。

表1 模型属性

图2 4 种方案凝析油剩余油分布

注入气为凝析气脱去重组分后的干气，气组分主要是轻组分，分别为N2，CO2，C1，C2，C3，C4。各组分的摩尔百分数0.66 %，3.61 %，83.21 %，9.28 %，2.93 %，0.31 %。

3 凝析油剩余油分布规律

经过10 年的开发，四种方案的剩余油空间分布（见图2）。

图3 地层压力变化趋势

方案一为整个气藏渗透率为200 mD，注入气呈“三角”推进比较均匀。出现这种现象的原因是由于注入气组分为干气，相对地层凝析气较轻，由于“重力分异”作用，导致构造顶部的干气推进速度较快，而构造低部位推进速度相对较慢。当地层压力低于露点压力后，低部位的凝析油大量析出，导致地层含油饱和度持续上升。由于临界流动含油饱和度16 %，故地层压力持续降低（见图3）而未导致地层含油饱和度的持续上升。

方案二、三、四上半部分网格1~8 为高渗透层，渗透率为200 mD；下半部分为低渗透层，渗透率为20 mD。从图2 来看，顶部高渗透层驱替效率高，凝析油剩余少，而底部的低渗透层滞留在地层的凝析油较多，凝析油损失较大。

方案二采用对应注气的方式—生产井和注气井全部射开气层生产，但是底部由于低渗的原因，注气受效低，凝析油损失大。

方案三采用非对应注气的方式—生产井仅生产低渗透层，注气井射开全部气层。从地层含油饱和度分布来看，与方案二类似，驱油效果未得到显著改善。原因是由于注入气沿顶部高渗透层推进，在生产井附近向下锥进，从而绕过了低渗透层。

方案四采用在底部低渗透层进行采气和注气的方式进行开发。从凝析油剩余油分布来看，其注气受效明显高于方案二、三。因为底部低渗透层部分受效，剩余油明显少于前两种方案。如果将注、采井段再往下移，整个模型的注气驱替效率会更高，地层中凝析油损失将会更小。

4 主要开发指标对比

开发指标对比分析的主要考虑凝析油的生产情况和与之相关的气油比变化趋势（见图4）。

图4 四种方案气油比变化对比

从图4 的气油比上升趋势来看，方案一“均质”模型气油比上升较为缓慢，而由于上下渗透率差异造成的“层间矛盾”导致气油比上升相对较快，从而说明层间矛盾会导致注入气沿顶部高渗透层过早的突破。为克服层间矛盾，采用不同的完井层段来改变注入气推进方向，充分利用注入气较轻的特性产生的重力分异现象，提高注入气的波及系数，从而提高凝析油采收率。从曲线趋势来看，方案四要优于方案二和方案三，充分说明优化射孔井段，可以防止气窜的过早突破和最大程度地将凝析油采出来。

同时，四条曲线偏离线性关系，出现“分歧”时的气油比为2 800 m3/m3，这也反映出整个气藏气窜气油比大约是这个值。可以说明，对于该凝析气田来说，当一口生产井当生产气油比达到2 800 m3/m3时，附近的注气井的注入气已到达井底，发生气窜。到底是哪口，需要通过动态监测来验证。国内较多文献提供了判断气窜理论方法，有图版法、动态分析法等[7-9]，本文仅根据数值模拟结果来判断，仅提供参考，可能的局限性较大。

从凝析油产出情况来看，图5 显示出在未发生气窜的时候，四种方案的日产油基本一致，后期日产油的下降是由于反凝析造的。出现差异的地方就是由于注入气气窜发生后，日产油出现不同的走势。方案二日产油下降最快，方案三次之，方案四较优，而“均质”模型方案—没有层间矛盾最优。同时从图6 的各方案累产凝析油来看，也说明相同的结果。在考虑层间矛盾的情况下，采用底部注、采的方案四最优。方案二、三、四在后期日产油量一致，充分说明注入气完全突破，致使气窜通道形成后，注入气绕过低渗层仅沿高渗透层推进，产出的凝析油仅为前期反凝析出的凝析油蒸发[10，11]到干气中和气窜通道边缘的部分凝析油气与干气混相后携带产出。

图5 四种方案日产油变化对比

图6 四种方案累产油变化对比

通过模拟，10 年生产结束后，从四种方案的凝析油采收率来看（见表2），由于层间矛盾影响采收率较大，如果全都射开气层，方案二和方案一相差高达2.60 %。为部分克服层间矛盾的负面因素，均采用底部低渗透层进行注、采（方案四），采收率差异缩小到0.97 %。说明该方案可有效抑制凝析气藏层间矛盾问题，提高凝析油采收率。

表2 四种方案的凝析油采收率对比

5 结论

通过对“层间矛盾”凝析气藏的注气效果进行数值模拟对比分析，得出以下结论：

（1）干气组分轻于地层湿气，注入的干气与地层中的接触面有限，混相不充分，且因而干气和湿气与水驱油类似，产生较为明显的“重力分异”现象，不过方向相反而已。

（2）由于上、下渗透率的差异，发生气窜的层段往往是高渗透层，尤其是当高渗透层位于构造顶部更加剧了这种现象。

（3）采用底部低渗透层进行注采，可有效的克服层间矛盾对凝析油开发的影响，可有效的提高凝析油采收率。

该凝析气田目前采用对应层系进行注采，由于层间矛盾突出，大部分井组已经通过高渗透层发生气窜，尤其是位于构造高部位的生产井。为实现凝析油的稳产，气田下步调整方向应着眼于优化注、采井段，以提高注入气的驱替效率。

［1］ 宋文杰，江同文，冯积累，等.塔里木盆地牙哈凝析气田地质特征与开发机理研究［J］.地质科学，2005，40（2）：274-283.

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［3］ Fred R.Thompson，A，Richard Thachuk.Compositional Simulation of a Gas- Cycling Project Bonnie Glen D- 3A Pool，Alberta，Canada［J］.SPE4280，1974.

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［5］ 陈小凡，杨程博，杨建，等.构造倾角对凝析气藏注气效果的影响［J］.特种油气藏，2011, 18（2）：93-95.

［6］ 杜四辈，徐宁，杨健，等.利用试井资料解决油田开发层间矛盾研究及应用［J］.中国石油和化工标准与质量，2013，（5）：114-115.

［7］ 朱玉新，李保柱，宋文杰，等.利用图版判别凝析气藏气窜的方法探讨［J］.油气地质与采收率，2004，11（6）：53-55.

［8］ 刘东，张久存，王永红，等.凝析气藏循环注气气窜判别方法及应用［J］.天然气勘探与开发，2008，31（4）：27-29.

［9］ 魏云峰，李志凤，王新裕，等.柯克亚凝析气藏注气前缘突破判断、调整及注气效果［J］.天然气工业，2006，26（6）：97-99.

［10］ 吴蕾，袁士义，胡永乐，等.凝析油蒸发动态特征［J］.石油勘探与开发，2004，31（2）：122-124.

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