超临界凝析气藏开发后期注CO2提高采收率——以北部湾盆地福山凹陷莲4断块为例

冯 文 彦

中国石油南方石油勘探开发有限责任公司

超临界凝析气藏开发后期注CO2提高采收率
——以北部湾盆地福山凹陷莲4断块为例

冯 文 彦

中国石油南方石油勘探开发有限责任公司

冯文彦.超临界凝析气藏开发后期注CO2提高采收率——以北部湾盆地福山凹陷莲4断块为例. 天然气工业，2016， 36（7）：57-62.

莲4断块为北部湾盆地福山凹陷西北部受3条断层夹持的富含凝析油高饱和凝析气藏。为了探求该凝析气藏衰竭开发后期提高凝析油采收率技术，基于超临界流体相态行为和衰竭开采生产动态特征，综合运用超临界流体理论和多种动态储量、产量递减、生产井携液能力、剩余开发潜力分析等多种油藏工程动态分析方法，分析了莲4断块凝析油气衰竭开采储量动用程度以及剩余开发潜力。结果表明：①莲4断块开发初期地层凝析油气流体具有超临界流体的特征，地层压力低于露点压力就会产生明显的反凝析损失；②受反凝析效应和地层弹性能量释放快的影响，莲4断块衰竭开采储量动用程度偏低，80%的凝析油仍然滞留在地层中，剩余开发潜力大。基于莲4断块超临界凝析油气流体具有高密度特征，通过组分模型数值模拟优化设计，提出了采用顶部注CO2边注边采恢复压力的注气开采方式，通过形成次生气顶同时达到重力稳定混相驱的二次开发技术来提高凝析油气藏的采收率。

超临界态凝析气藏 衰竭开采 开发动态 凝析油采收率 注二氧化碳 重力稳定混相驱 福山凹陷 北部湾盆地

位于海南省的北部湾盆地福山凹陷经过20年的勘探开发，先后发现了花场、白莲、金凤等7个含油气构造，探明了古渐系渐新统涠洲组、始新统流沙港组一段、流二段、流三段等4套含油层系。目前花场—白莲构造为主要油气生区，其中流一段油气藏类型简单，均为常规油藏，但流二、三段油气藏类型复杂，既有高含凝析油型近临界态凝析气藏，也有近临界态的挥发油藏，其中莲4断块属于高饱和凝析气藏，凝析油含量高，地层条件下呈现为近临界凝析气藏，是笔者研究的主要目标区块［1］。

1　莲4断块近临界凝析气相态特征

图1给出了莲4断块构造井位及产状图。莲4断块气藏类型为层状构造凝析气藏，为中孔高渗透储层；油气层分布稳定，连通性好；埋藏深度2 550 m，原始地层压力26.6 MPa，地层温度116.3 ℃；储层及油层分布稳定，平均气层厚度12.2 m，含气柱高度80 m，孔隙度16.6%，渗透率118 mD；凝析油含量达到508 m3/t，属于“小而肥”的凝析气藏。莲4断块布井4口，气藏目前累产天然气1.03×108m3，凝析油2.4×104t，地质储量凝析油采出程度为18.6%，天然气采出程度为33.4%，剩余天然气储量2.1×108m3，凝析油10.5×104t。目前地层压力10.6 MPa，压力保持水平较低，只有1口井正常生产，其余3口井已停产，剩余储量较大。但莲4断块周边的莲21等断块为高含CO2气藏，开发后期具有注气提高地层反凝析油采收率的条件。

图1　莲4断块构造井位及产状图

鉴于此，为了进一步认识莲4断块凝析气藏剩余潜力，笔者针对莲4断块高饱和近临界凝析气藏特征，综合运用地层流体相态特征、生产指示曲线特征、动态储量计算、生产井携液能力、剩余开发潜力分析等多种油藏工程动态分析方法［2-7］，开展莲4断块衰竭开采生产动态特征及剩余开发潜力分析，并进一步运用组分模型数值模拟技术开展了莲4断块凝析气藏开发后期注CO2提高凝析油采收率可行性研究，目的是对后续注气提高采收率二次开发主体技术的筛选提供技术支撑。

2　莲4断块近临界凝析气相态特征

莲4断块地层流体具有近临界态凝析气藏流体性质和相态特征，这是影响其开发生产动态的主要因素之一。莲4断块地层凝析油气流体组成为：C1含量为59.10%，C2～C6含量为20.47%，C7+含量为5.65%，属于高含中间烃组分的高饱和凝析气藏地层流体组成［8］。

图2给出了莲4井地层流体p—T相态图。基于超临界流体理论［9］，如果把临界温度点到临界凝析压力点所对应的温度点之间临界区露点线以上的近临界点区域定义为超临界区（而地层温度高于临界凝析压力温度点露点压力以上的区域可理解为超超临界流体区域，即为强气态凝析气区），则莲4断块地层凝析油气流体具有相对高密度和近临界乳光效应的超临界流体特征，见图3中从A到E的光学效应。由于其地层温度与临界凝析压力所对应的温度接近，莲4断块地层凝析油气流体具有超临界流体的特征。

图2 莲4井原始地层流体p—T相态图

图4给出莲4井地层凝析气等组成膨胀过程反凝析油析出量与地层压降的关系，可知随着地层压力降低，在刚刚低于露点压力的压降阶段，反凝析油量就急剧增加，在地层温度条件下等组成膨胀过程最大反凝析压力高达22.5 MPa，最大反凝析液量接近30%。具有较典型的高饱和近临界凝析气藏反凝析特征。

图3　莲4井地层流体近临界乳光效应图

图4　地层流体等组成膨胀过程反凝析液析出特征图

3 莲4断块生产动态特征及剩余潜力分析

3.1开采过程产状变化情况

莲4断块有4口井生产，分别为莲4井、莲4-1x井、莲4-2x井和L4-4x井，其中L4-4x井开井时间短，处于早期关井状态。自2007年8月投产以来，日产气量和日产油量一直呈下降趋势，图5和图6分别为莲4断块平均日产油、气、水变化曲线和气油比、水气比、含水率变化曲线。结合地质资料，莲4断块水体能量供给不足，地层衰竭较快。同时，生产期间，莲4断块生产气油比逐渐上升后中间又出现驼峰现象（部分可动反凝析油参与流动又引起气油比降低），后期又显著上升（地层远处开始发生反凝析），表明莲4断块富含凝析油超临界凝析气流体在衰竭开采过程中反凝析现象非常严重［10-11］。

3.2储量动用程度

分别运用Blasingame方法、Agarwal-Gardner方法（AG方法）、NPI方法、Transient方法和流动物质平衡法（F.B.M.方法）计算莲4断块3口生产井莲4井、莲4-1x井和莲4-2x井的动储量，表1给出3口井动储量计算结果。结果显示，所用5种方法计算的动储量相差不大，动态地质储量可作为生产井的参考动态地质储量。不同方法计算的占地质储量动用程度在25%～27%之间，占可采地质储量动用程度在37%～40%之间。因此，莲4断块的动用程度处于较低水平。

图5　莲4断块平均日产油、气、水变化曲线图

图6　莲4断块气油比、水气比、含水率变化曲线图

3.3产量递减分析

在气田开发中应用最多的产量递减规律分析方法是Arps提出的3种递减模型，即指数递减、双曲递减和调和递减，尤其是双曲递减模型应用最为普遍［12］。分别运用指数递减、双曲递减、调和递减3种产量递减模型分析了莲4断块莲4井、莲4-1x井和莲4-2x井的产量递减特征，其中莲4井符合指数递减规律，递减指数为n=0，递减率为0.121，预测单井可采储量为85.093×106m3；莲4-1x井符合双曲递减规律，递减率为0.139，预测单井可采储量为21.518×106m3；莲4-2x井符合双曲递减规律，递减率为0.451，预测单井可采储量为20.982×106m3。

表1　莲4断块不同计算方法计算的动储量和动用程度表

莲4断块莲4井、莲4-1x井和莲4-2x井的产量递减特征与其所在构造位置相关。从图1可知：莲4井处于构造高部位，对储层控制面积最大，产状最好，反映其控制可采储量最大；莲4-1x井和莲4-2x井处于构造的边翼部，对储层控制面积相对较差，产状较差，控制可采储量程度较低，目前已停产。

3.4气井携液能力分析

利用李闽等人提出的携液产量计算公式对莲4断块气井携液能力进行了计算［7］。当日产气量低于携液产量，气井就处于积液状态。计算结果显示，莲4井目前尚能有效携液，莲4-1x井和莲4-2x井已不能携液而处于停躺状态，与现场生产状态相吻合（图7）。

图7　7　莲4 4井临界产气量与日产油、气、水变化曲线图

3.5注气开发潜力分析

开发初期，莲4断块动态曲线显示其气油比小于1 685 m3/m3，地层流体在p—T相态图上趋于高饱和超临界态凝析气状态（图2）；但随着开发过程的进行，很快莲4断块采出井流物气油比就上升超过3 000 m3/m3，到目前已超过5 000 m3/m3。这表明随着开发过程的进行，地层发生了明显的反凝析现象，大量的凝析油滞留在储层孔隙中，凝析油地质储量采出程度仅为18.6%。但随着开发过程地层压力进一步下降，部分反凝析液又会再蒸发，此时地层中即存在溶解气从地层油中逸出又存在游离气中反凝析液的析出，但由于再蒸发程度有限，尚有80%的凝析油仍然滞留在地层中，形成可流动的超临界态凝析气和挥发性凝析油共存状态［8-9］。

由上述分析可知，莲4断块衰竭开采过程地层油和溶解气的剩余储量还相当可观，尚具有较大的剩余开发潜力。因此，开发后期采用注气恢复地层压力使生产井逐渐恢复到自喷状态后再进行循环注气保持一定压力开发的提高采收率二次开发技术，是可行的技术对策。已知福山凹陷距莲4断块不远的花21断块具有近17.3×108m3的富CO2天然气［13］，可将该区块产出的富CO2天然气作为莲4断块循环注气提高采收率的气源［14］。

4　莲4断块注CO2驱提高剩余凝析油气采收率方案设计

通过注气增溶膨胀和混相驱相态特征研究，莲4断块地层反凝析油注CO2混相压力为20.7 MPa，注入40%摩尔含量CO2时地层反凝析油的体积可膨胀1.6倍。因此可采用CO2混相驱提高剩余凝析油气采收率。

4.1注采参数优选

运用组分模型开展了注采参数优选数值模拟分析，通过对比计算，选择注采井数比为1注3采，构造高部位L4-1x井注气，L4、L4-2x、L4-4x井采油采气；采用CO2持续注气方式为：注气机理为顶部注气形成次生气顶，同时达到重力稳定混相驱；CO2注入量为0.8 HCPV（现场可结合实际尽量保证注气量）；注气速度为9×104m3/d；注采比为1.1∶1；压力保持水平优化结果为恢复到混相压力以上，达到24.5 MPa，通过边注边采方式恢复压力；单井采气量配产为40 000 m3/d。

4.2推荐方案开发指标预测

按照上述优选后的注气方案，进一步运用组分模型进行推荐方案开发指标计算，得到以下预测结果：初期日产油可达30 m3，日产气可达35 000m3；预测末期累产油6.72×104m3，累产天然气1.92×108m3，凝析油采出程度可达到40.39%，天然气采出程度达到63.96%。

进一步对莲4断块凝析气藏数值模拟不同开发方式开展了对比研究，分别设计了CO2驱、N2驱、CO2—N2段塞驱、注水开发、继续衰竭开采5套对比方案。图8和表2给出了不同方案开发指标对比，其中CO2驱推荐方案凝析油采收率远远高于其他推荐方案。若以继续衰竭开采作为基础方案，则CO2驱推荐方案凝析油采收率高出基础方案22.80%；N2驱推荐方案提高8.77%；CO2—N2段塞驱提高9.88%；水驱仅提高1.13%。预测10年末天然气采出程度以N2驱方案最高，但注气结束后再衰竭开采，则CO2驱方案可继续提高天然气采收率并接近N2驱天然气采出程度。

图8　不同方案凝析油采收率对比曲线图

4.3CO2驱油机理分析

随着CO2注入时间延长，在达到混相驱之后平面上CO2在地层中波及区域逐渐扩大，纵向上沿井区域逐渐推进和增加，特别是在注入井（L4-1x-iNj）尤为明显，形成了较明显的次生气顶重力稳定混相驱特征（图9）。同时还起到控水作用。

表2　不同推荐方案开发指标对比表

图9　莲4断块凝析气藏CO2驱推荐方案地层中CO2波及范围图（注气5年后）

5　结论

1）莲4断块开发初期地层凝析油气流体具有超临界流体的特征，地层压力低于露点压力就会产生明显反凝析损失，最大反凝析压力高达22.5 MPa，最大反凝析液量接近30%。开采过程随着地层压力降低，反凝析现象严重。

2）莲4断块地层能量供给不足，衰减快，导致反凝析损失严重。受反凝析效应和地层弹性能量释放快的影响，莲4断块衰竭开采储量动用程度偏低，80%的凝析油仍然滞留在地层中，形成可流动的超临界态凝析气和挥发性凝析油共存状态，剩余开发潜力大。

3）对莲4超临界凝析气藏，采用顶部注气边注边采恢复压力注气方式，可形成次生气顶同时达到混相的驱替机理，驱替效率高。因此，利用周边富含CO2气藏区块的CO2资源，莲4断块开发后期采用注CO2气恢复地层压力使生产井逐渐恢复到自喷状态后，再进行循环注气保持一定压力实现重力稳定混相开发的提高采收率二次开发技术，是可行的技术对策，而且是一种新的技术尝试。

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Recovery enhancement at the later stage of supercritical condensate gas reservoir development via CO2injection: A case study on Lian 4 fault block in the Fushan sag, Beibuwan Basin

Feng Wenyan
（China Southern Petroleum Exploration & Development Corporation， Haikou， Hainan 570216， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 7， pp.57-62， 7/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

Lian 4 fault block is located in the northwest of Fushan sag， Beibuwan Basin. It is a high-saturated condensate gas reservoir with rich condensate oil held by three faults. In order to seek an enhanced condensate oil recovery technology that is suitable for this condensate gas reservoir at its later development stage， it is necessary to analyze its reserve producing degree and remaining development potential after depletion production， depending on the supercritical fluid phase behavior and depletion production performance characteristics. The supercritical fluid theories and multiple reservoir engineering dynamic analysis methods were adopted comprehensively， such as dynamic reserves， production decline， liquid-carrying capacity of production well， and remaining development potential analysis. It is shown that， at its early development stage， the condensate in Lian 4 fault block presented the features of supercritical fluid， and the reservoir pressure was lower than the dew point pressure， so retrograde condensate loss was significant. Owing to the retrograde condensate effect and the fast release of elastic energy， the reserve producing degree of depletion production is low in Lian 4 fault block， and 80% of condensate oil still remains in the reservoir. So， the remaining development potential is great. The supercritical condensate in Lian 4 fault block is of high density. Based on the optimization design by numerical simulation of compositional model， it is proposed to inject CO2at the top and build up pressure by alternating production and injection， so that the secondary gas cap is formed while the gravity-stable miscible displacement is realized. In this way， the recovery factor of condensate reservoirs can be improved by means of the secondary development technology.

Supercritical condensate gas reservoir； Depletion production； Development performance； Enhanced condensate oil recovery；CO2injection； Gravity stable miscible displacement； Fushan sag； Beibuwan Basin

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.07.008

2016-04-22 编 辑 韩晓渝）

冯文彦，1961年生，高级工程师；长期从事油气田开发科研及管理工作。地址： （570216）海南省海口市金镰路16号。电话：（0898）66805890。ORCID： 0000-0002-6974-9111。E-mail： fengwenyan@cnpc.com.cn