带油环凝析气藏提高采收率研究

徐伟 白常东

摘要：在明确地质认识的基础上，针对研究区GS64区块建立三维地质模型和相态模型，利用机理模型进行数值模拟研究明确带油环凝析气藏油环和气藏的渗流变化规律，利用数值模拟技术对带油环凝析气藏开发方式、气井开采时机、合理井型、合理生产压差等参数进行了论证和优选，通过以上参数的优选，使区块的采收率得到了提高，开发效果有所改善。

关键词：带油环凝析气藏  数值模拟  开发方式

1 概况

GS64区块为带油环凝析气藏，区块为中低孔-低渗储层，气藏受构造与岩性双重控制，气藏凝析油含量为357g/m³，为中高凝析油含量的凝析气藏。在此基础上开展数值模拟研究，进行开发指标论证，以提高带油环凝析气藏整体采收率，实现该类气藏的高效开发。

2 模型的建立

利用Petrel三维地质建模软件建立单井地质模型及实际地质模型。单井地质模型网格大小为10m×10m×0.5m，对井周100米内进行网格加密，加密后网格大小为5m×5m×0.5m，建立单井地质模型的目的是研究凝析气藏开采过程中流体的渗流变化规律及开采机理研究，为提高采收率研究提供理论依据。实际地质模型网格大小为20m×20m×1m，进行开发指标的论证与优选。

3 渗流变化规律研究

对于凝析气藏，随着单井井周地层压力的下降，当压力降低到饱和压力以下时，凝析气藏出现反凝析现象，单井井周凝析液析出形成两相流动区，两相流动区内气相相对渗透率下降，影响气的流动性，进而影响产量。对于带油环凝析气藏，若油环压力下降过快，波及到气区后会使气区过早出现反凝析现象，使部分凝析油损失在地层中，从而降低气区中油和气的采收率;若气区压力下降过快，则油环的原油会向气区推进，使油气界面上升，油环压力下降，形成非生产性衰竭和原油脱气，进而降低原油采收率，因此，合理选择气区和油环的开发方式与开发时机，对提高带油环凝析气藏的油气采收率尤为关键。

4 油气藏工程论证

由于凝析气藏在开发过程中存在反凝析现象，其开发过程既不同于油藏也不同于一般氣藏，因此利用实际地质模型，在数值模拟基础上，对开发方式、气井开采时机、合理井型、单井合理生产压差等重点参数进行论证和优选，以提获得更高的油气采收率。

（1）开发方式

目前带油环凝析气藏有四种典型的开发方式：封存凝析气区先开发油环、同时开发气区和油环、先开发气区暂不开发油环、只作为凝析气藏开发。结合数值模拟结果，油环先于气区开发，可以充分利用气顶能量，保持油环的地层压力，防止原油过早脱气，有利于原油采出，增加了原油采出量;同时降低气区反凝析，减少气区凝析油析出量，使天然气产量增加（图1、图2），因此优选封存凝析气区先开发油环为最佳方案。

（2）气井开采时机优选

先采油后采气的开发方式，可充分利用气顶能量有利于原油采出，为获得较高的油气采收率，通过不同油井生产气油比应对的打开气井后油气产量对气井打开时机进行论证，设置气油比为400m³/t、800m³/t、1200m³/t、1600m³/t、2000m³/t、2400m³/t、2800m³/t;数值模拟结果为气油比800-1600时均可获得较高的油气产量，气井打开过早会影响油井产量，气井打开过晚发生反凝析，影响油气最终采收率，因此优选气油比1200m³/t为最佳方案。

（3）合理井型优选

在凝析气藏内采用常规井开发，在油环开发设置两种不同的井型方案，方案一在油环采用水平井开发，方案二在油环采用常规井开发。方案一累产油量及累产气量均超过方案二，表明水平井能够发挥低递减率及抑制气窜的作用，因此，优选方案一为最优方案。

（4）单井合理生产压差优选

生产压差越大，初期产量递减越快，反凝析出现时间越早，反凝析液量饱和度越高，损失地下凝析油越多，单井产能越低，因此应优选合理压差（15MPa）提高单井产能。

5 结论

（1）根据带油环凝气藏渗流变化规律，合理选择气区和油环的开发方式与开发时机，对提高带油环凝析气藏的油气采收率尤为关键。

（2）通过油气藏工程论证，最优开发方式为封存凝析气区先开发油环，最佳气井开采时机为油井气油比达到1200m³/t时，合理井型为油环采用水平井、气藏采用常规井，合理生产压差为15MPa。

参考文献：

[1]熊钰，刘江斌，何书梅等.张海5井区复杂断块带油环凝析气藏开发技术界限研究[J].重庆科技学院学报（自然科学版）.2011.13（4）.

[2]刘璐.带油环凝析气藏开发方案研究[J].化工管理.2015.12：128.