封闭性凝析气藏开发指标预测新方法

康博韬，张迎春，陈国宁，李晨曦，姜 彬，邹婧芸

（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2.中海油研究总院，北京 100028）

凝析气藏其油气体系的相态变化与其组成、压力和温度等热动力学条件有关，并且随时随地会发生变化。目前相当部分的凝析气藏含油量偏低，为保证经济效益，此类油藏大多都采取衰竭式开发。凝析气藏衰竭式开发过程中，当压力低于露点压力后，流体将会发生复杂的反凝析相态变化，形成气、凝析油两相状态[1-3]。凝析油不仅自身难以流动，而且还堵塞了中、小孔喉和角隅，尤其是在近井附近导致气相相对渗透率也大幅降低，当压力衰竭至露点压力以下后，析出凝析油，发生油、气、水三相渗流，会显著增大渗流阻力，导致压降漏斗十分陡峭，近井区存在明显的非平衡相变效应，因此，凝析气藏在衰竭开发过程中的地层压力变化更为复杂，同时，生产资料显示随着地层压力的下降气井的生产能力也将大幅降低，开发后期阶段气田整体的采收率、稳产及提产能力都存在很大的风险和不确定性。凝析气藏的高峰产量、稳产年限、提产能力等关键指标往往同时受到地下能力和下游市场的双重限制[4-6]，而目前气田现场大多侧重于考虑市场需求的限制而忽略了地下能力的变化，评价结果与实际情况存在一定偏差，导致凝气气藏在开发方案设计时生产井数、投产计划、地面管线、装置规模、配套工艺以及销售合同等关键环节的确定均存在较大的不确定性，开发决策存在一定风险。因此，开发指标的评价和预测工作需要同时兼顾下游市场需求和地层压力下降组分变化带来的影响。

针对上述问题本文在调研大量凝析气藏生产动态规律的基础上，结合物质平衡理论考虑组分变化形成封闭性凝析气藏衰竭开发生产动态的规律性认识，兼顾地下能力与市场需求两个方面的约束，建立一种全新的封闭性凝析气藏衰竭开发指标量化评价方法，可以更加合理准确地预测此类气藏的开发指标情况，更好地为后续的生产决策提供依据，以实现科学、经济、有效开发。

1 地层压力变化规律

凝析气藏衰竭式开发过程中，当压力低于露点压力后，流体将会发生复杂的反凝析相态变化，形成气、凝析油两相状态。设某凝析气藏原始地层压力为Pi，动态储量为G，某时刻地层压力为P，累计采出井流物为Gwp，根据封闭性凝析气藏物质平衡方程有[7-9]:

式中:P、Pi-目前、原始地层压力，MPa；Zi、Zw-气藏流体原始状态时偏差系数、气藏井流物瞬时偏差系数，无量纲；SL-气藏反凝析液体量，小数；R-通常气体常数，0.008 31（MPa·m3）/（kg·mol·k）；ρL-气藏反凝析液体密度，kg/m3；T-气藏温度，K；ML-瞬时反凝析液体相对分子质量；G-动态储量（包括气和凝析油），108m3；Gwp-累计产量（包括气和凝析油），108m3。

当Pi＞Pd时（Pd为凝析气藏上露点压力），SL=0。

则（1）式变形为:

式（2）表明:在衰竭开发过程中，在压力下降到上露点压力之前，封闭性凝析气藏的视地层压力（P/Zw）与累计产气量（Gwp）之间呈线性关系，这与封闭性干气气藏完全相同。而当压力下降到上露点压力之后，因存在反凝析现象，SL不等于零，封闭性凝析气藏的视地层压力（P/Zw）与累计产气量（Gwp）之间不存在直线关系[10，11]。

对于封闭性凝析气藏衰竭开发的初期阶段（Pi＞Pd），该阶段储层中凝析油尚未析出，储层中主要为气、水两相渗流，渗流阻力小，压力呈稳定线性变化，其变化规律与封闭性干气气藏一致，此时，可以利用压降图的外推法或线性回归分析法确定其原始地质储量的大小，对应于单井来讲，就是确定其单井控制储量。但是，对于封闭性凝析气藏衰竭开发的中后期阶段（Pi＜Pd），近井区凝析油析出，储层中发生油、气、水三相渗流，会显著增大渗流阻力，导致压降漏斗十分陡峭，近井区存在明显的非平衡相变效应。因此，按照传统的方法进行压力线性外推所预测的采收率往往偏乐观，误差很大。

统计典型凝析气藏实际生产动态发现，在衰竭开发过程中，在压力下降到上露点压力之前，封闭性凝析气藏的视地层压力（P/Zw）与累计产气量（Gwp）之间呈线性关系；而当地层压力下降到上露点压力之后，因存在反凝析现象地层压力整体呈加速递减趋势，通过对多个凝析气藏典型井的测压数据进行相关性分析发现，当地层压力下降到上露点压力之后，视地层压力（P/Zw）随累计产气量（Gwp）的递减率（Dp）基本呈线性增加。为了便于现场应用，推荐采用二项式形式对地层压力数据进行预测，具体形式见式（3）。

式中:A、B、C 为模型参数，常数。

2 绝对无阻流量预测

气井产能评价是气藏动态描述的核心问题。20 世纪20～50 年代，相继建立了回压试井、等时试井、修正等时试井及一点法等产能测试方法，通常采用指数式和二项式方法进行产能计算。二项式产能方程可以更好地描述气体在地层中流动时的湍流影响，从而更准确地推算气井的无阻流量[12，13]。但是，对于封闭的凝析气藏而言，衰竭式开发过程中当地层压力低于露点压力后，流体将会发生复杂的反凝析相态变化，形成气、凝析油两相状态。凝析油不仅自身难以流动，而且还堵塞了中、小孔喉和角隅，尤其是在近井附近导致气相相对渗透率也大幅降低，同时，储层中发生油、气、水三相渗流，也会显著增大渗流阻力，造成气井的绝对无阻流量出现持续快速降低的现象。目前针对凝析气藏的绝对无阻流量分析多借用干气气藏的气井产能公式展开，未考虑地层压力下降以及组分变化所带来的严重影响，而试井资料仅能反映目前的产能状况，并不能实现气井产能变化规律的有效预测。

通过统计典型凝析气藏大量试井资料发现，在一定储层物性条件下，气井绝对无阻流量的变化趋势随地层压力呈指数式递减。通过相关性分析建立了气井绝对无阻流量与地层压力的关系图版（见图1）。

图1 绝对无阻流量变化预测图版

其中，气井无因次产能定义式（4），物理意义为相比原始状态下气井无阻流量下降的幅度。

无因次视地层压力定义式（5），其物理意义为相比原始状态下气藏视地层压力下降的幅度。

需要注意的是，该图版基于典型气藏的实际测试资料建立，主要适用范围为衰竭式开发的中高渗、中低含凝析油的封闭凝析气藏。

为便于现场应用，对典型油藏实际测试数据进行多元拟合，建立绝对无阻流量随视地层压力的预测公式（6）可用于定量预测绝对无阻流量的变化情况，适用范围与图版一致。

式中:QAOFi、QAOF-气井原始、瞬时的绝对无阻流量，MSCFD，其中，QAOFi可根据实际试井资料确定。

3 开发指标预测

3.1 采收率预测

根据以上分析，衰竭开发过程当地层压力下降到上露点压力之后，因存在反凝析现象封闭凝析气藏的地层压力整体呈加速递减趋势，通过采用二项式形式对地层压力数据进行外推（式（7））并结合废弃压力情况可更为准确地预测气藏的最终采收率Rf。

式中:Rf-气藏最终采收率，%；Pf-气藏废弃压力，MPa；Zwf-气藏流体废弃压力下的偏差系数，无量纲。

3.2 开发指标预测

气藏开发指标往往由下游的天然气市场所决定，根据市场需求及销售合同设计合理的产量规模、稳产时间、提产幅度以及与之相对应的工作量是气田管理的核心内容之一[10]。一般而言，气井最大日产量为绝对无阻流量的1/4～1/7，开发初期阶段受限于高峰产量及储量规模的限制，气井日产量往往低于该值，随着衰竭开发的进行，气井产能快速降低，到了开发中后期阶段，气井的生产能力成为制约气井开发指标的主要因素，此时则需要重点论证气田整体的稳产能力与提产潜力能否满足下游的市场需求，论证补充工作量的必要性与可行性。

首先，根据下游市场及销售合同情况，确定气藏未来每一年的年产目标Qj，根据生产井数，计算单井未来每一年的目标日产气量qj（式（8））。

式中:Qj-第j 年为满足市场需求气田整体的目标年产气量，MMSCF；qj-第j 年时为满足市场需求单井的目标日产气量，MSCFD；Nj-第j 年的生产井数；TF-气田的生产时率，%。

一般而言，气井最大日产量为绝对无阻流量的1/4～1/7，因此，可以得到不同生产时间下为满足市场需求所对应的气井的绝对无阻流量目标:

式中:qAOFj-第j 年时为满足市场需求单井所需的最小绝对无阻流量，MSCFD；M-气田产能倍数，一般4～7，可根据气田实际进行调整。

将式（3）、式（6）和式（9）联立求解，可得气藏为满足市场需求所能稳产的最长时间。当第j 年时为满足市场需求单井所需的气井最小绝对无阻流量qAOFj与气井绝对无阻流量qAOF相等时，气藏将因地下能力不足无法满足市场需求而结束稳产进入递减阶段。

根据标定的采收率、稳产时间及高峰产量，确定产量递减阶段的递减率，完成开发指标的预测工作。

4 现场实例应用

以典型凝析气藏A 为例，按照传统方案评价该凝析气藏废弃压力Pf=2 MPa，确定气藏废弃的视地层压力Pf/Zwf=2.5 MPa，采用二项式形式对地层压力进行外推预测视地层压力的变化规律，将Pf/Zwf代入式（7）后，预测目标气藏的最终采收率Rf=60%（见图2）。

图2 压力外推评价气井采收率

按照研究方法，并结合该气藏产能试井解释结果，根据式（6）预测生产井实际绝对无阻流量随地层压力的变化规律，同时，根据下游市场需求，判断为满足下游市场需求所需的生产井目标绝对无阻流量变化规律，并将两者对比（见图3）。

由图3 可见，当第9 年时为满足市场需求单井所需的气井最小绝对无阻流量qAOFj与气井实际的绝对无阻流量qAOF基本接近，之后实际产能低于目标产能，说明气藏将在第10 年因地下能力不足无法满足市场需求而结束稳产进入递减阶段。根据标定的采收率60%，确定产量递减阶段的年递减率应为28%，从而完成开发指标的预测工作。同时，建议在第10 年补充生产井以满足市场需求。

5 结论

（1）由于受到组分变化的影响，凝析气藏衰竭开发过程中地层压力多呈两段式递减，随着地层压力下降，气井的绝对无阻流量呈指数递减。

图3 凝析气藏单井目标产能与实际产能对比

（2）衰竭式开发的封闭凝析气藏开发前期主要受到下游市场约束，后期主要受到地下能力的限制。

（3）研究方法考虑因素全面，评价结果更为准确合理，可以为后续生产决策提供更为准确可靠的支撑。