文昌某区低渗凝析气田循环注气可行性研究

高 达，聂法健，陈 健，谢艾冬，王艳平，丁纾琪

（1. 中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南海口 570312；2. 长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；3. 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采油一厂，陕西咸阳 712000；4. 北京印刷学院设计艺术学院，北京 102600）

凝析气藏有效开发模式[1]主要有三种：一是高压、高饱和、高含油的凝析气藏采用高压循环注气开发；二是小型凝析气藏，先衰竭开发，中后期循环注气开发，末期单井吞吐；三是天然水驱开发[2]。国内陆上各大凝析气藏开展了不同类型的注气开发试验，均取得了良好效果。牙哈凝析气田是国内首次实现超高压循环注气提高采收率的凝析气藏，凝析油采收率达54.7%，比衰竭开发提高22%，远高于国内平均水平和行业标准；大张坨是国内首次整体实施注气开发的整装凝析气藏，循环注气5年，阶段凝析油采收率提高13.56%，回注率75%，取得了较高的水平和较好的效益；与文昌某区类似的柯克亚凝析气藏实施开发中后期循环注气，凝析油采收率比衰竭方式开发提高了18.2%。本文围绕文昌某区探讨低渗凝析气藏循环注气开发的可行性，有效解除反凝析伤害，控制边水水侵，从室内注气驱替实验[3]研究，到多组分注气数值模拟优化核心注采参数，推荐最优循环注气方案。

1 气藏概况

文昌某区位于南海西部海域珠江口盆地西部珠三坳陷，是受断层复杂化的断鼻背斜，气藏类型以构造层状边水气藏为主，开采层位埋深3 040～4 003 m，孔隙度为8.7%～10.2%，渗透率为（0.15～0.64）×10-3μm2，为低孔特低渗储层。压力系数0.994 9～1.055 8，地温梯度3.3 ℃/100 m，主力气组地层中深原始压力36.28 MPa，地层温度约154 ℃。气田天然气烃含量在92%～94%之间，CO2含量在6%～8%之间，N2含量小于1%；凝析油含量106.0～607.0 g/m3，为中等～高含凝析油。目前采用衰竭式开发，采出程度13.95%。生产井4口，受反凝析影响[4]，主力区A3H井油气比逐步下降，距离边水较近的A1H井水气比明显上升，目前已因高含水关井。循环注气开发是现阶段文昌某区低渗凝析气田实现高效开发的重要手段。

2 相态特征实验研究

2.1 目前地层流体相态实验研究

配制文昌某区实验所需凝析气：将所需单脱气和凝析油转入预热好的PVT仪中，在地层温度158.5 ℃、露点压力以上（30 MPa）将凝析油和单脱气压缩至单相状态，稳定4 h以上，完成井流物分析测试、定容衰竭等系列PVT测试实验[5]。

井流物测试实验结果显示：从烃类变化对比来看，和1988年（勘探阶段）测试相比，投入开发后，轻质组分增加，重质组分略有升高，测试井A3H井处于主力中心区，还未发生明显反凝析现象（表1）。

表1 井流物组分组成对比分析Table 1 Contrastive analysis of component composition of well fluid

定容衰竭实验中压力由20.71 MPa降至15 MPa，反凝析油含量逐步上升到35.20 mol%，析出C7-10多；继续降至15 MPa以下，C11+析出大幅增加。越是重组分析出，凝析油越重，越难采出，建议气藏开发压力应保持在15 MPa以上。

PVTsim相态模拟软件结果显示（图1）：A3H井流物临界压力Pc=4.77 MPa、临界温度Tc=-73.72 ℃、临界凝析压力Pm=26.23 MPa、临界凝析温度Tm=228.33 ℃。

2.2 注气相态实验研究

室内实验选用的两种注入气体（表2）分别为文昌某区凝析气藏自产气（注入气1）、相邻气田试采气样复配的气体（注入气2）。通过开展凝析油注气抽提反蒸发、不同注入方式长岩心驱替实验研究，明确文昌某区提高解堵效果和驱替效率的最佳注入气体及注入方式。

图1 P-T相图拟合Fig. 1 P-T phase diagram fitting

表2 两种注入气组分组成含量Table 2 Composition content of two kinds of injected gas component

在反蒸发实验中，研究注入两种气体后地层凝析油相态[6]变化情况。初始注入凝析油体积为20 mL，剩余油体积由软件选定可视化区域自动计算获取（图2）。

图2 PVT相态仪工作界面Fig. 2 Working interface of PVT phase state instrument

对比结果显示：注入气1第一轮注入可抽提98.26%凝析油，效果显著，多轮注入后，仍有重烃分子的凝析油滞留，但绝对值非常小（表3）；注入气2的CO2含量比注入气1高40%，第一轮析出98.92%凝析油，同样具有部分凝析油重组分残余[7]。

表3 注入气1多次抽提后单脱油组分含量变化表Table 3 Variation table of component content of single deoiling after gas injection 1 extraction

受CO2高含量的影响，注入气2在第八轮次反蒸发抽提时对应产出油C7+以上组分含量87.42 mol%（图3），比注入气1的87.21 mol%高，表明短岩心中CO2对重组分烃类反蒸发抽提效果优于C1，注入气2反凝析效果更好[8]。

图3 注入气2一次抽提后单脱油组分含量变化图Fig. 3 Variation diagram of single deoiling component content after one extraction of injected gas 2

3 注气驱替实验研究

实验条件：气藏温度158.80 ℃，压力15.00 MPa，岩心在气藏温压下饱和凝析油，注入气体为注入气1和注入气2[9]，考虑现场实际设计三种注入方式：连续注气、间歇注气和脉冲注气。实验中岩心参数见表4。

驱替实验显示：岩心尺度下，注入气1驱替后，凝析气采收率分别为63.3%、58.2%、49.7%（图4）；注入气2驱替后，采收率分别为75.4%、67.7%、62.3%（图5）。从不同注入方式驱替效果来看，连续注入可保持稳定注入，间歇和脉冲注气引起的压力波动在短岩心中效果很难体现，相比连续稳定注入，驱替效率降低[10]。

含CO2高的注入气2，在岩心驱替中要明显优于注入气1。这是由于CO2溶解性能更好，混相压力低，更易抽提。综合实验来看，优选注入气2开展连续注气方案研究[11]。

表4 注气驱替实验所用岩心基础物性Table 4 Basic physical properties of core used in gas injection displacement experiment

4 数值模型的模拟研究

文昌某区精细三维地质模型网格步长为50 m×50 m×3.5 m，网格总数为833.83×104个；气藏凝析气储量拟合误差1.73%（图6）。

为提高气体性质预测精度，按组分性质相近原则，合理化组分劈分、组合，分析参数敏感性和相关性及组分间二元交互系数，把井流物组分延伸归并为8个拟组分，PVTi相态拟合精度达98.17%，大幅度提高了多组分数值模拟的优化准确度（图7）。

4.1 历史拟合

加载射孔及生产数据，劈分主力层系产量，拟合目标区单井的组分变化，产水、井口压力等生产指标拟合率达90%以上（图8）。

凝析气藏开发中，伴随着凝析气采出的凝析油，模型中油相的轻质组分C1及重质组分C11+的含量均增加，井周重质组分含量更高，导致近井地带堵塞[12]，影响产量（图9）。

4.2 明确了衰竭开发气藏生产特征

天然能量开发预测到衰竭开发末，主力层系ZH2I产凝析气8.08×108m3，采出程度达43.02%，产凝析油16.13×104m3，采出程度26.71%。衰竭开发呈现和室内实验相似的开发特征，反凝析现象严重，除此之外，气水比变化特征显著，边水突进后含水迅速上升；在边水能量相对较弱区，随气藏压力不断下降，后期水侵速度逐步加快。

5 循环注气方案研究

5.1 注气方案思路

从各井钻遇及生产层位来看，主力层系钻遇及投产较完善，便于后期注采井网调整（图10）。

针对主力层系井网及开发现状设计两种注气思路：注气思路[13]一为中心注气，减少主力井反凝析：A3H井注气补能效果好，但损失主力气组产能，且很难控制边水继续上升；A4井属于中心部位直井段注气，反凝析效果明显，兼具补能和控水；注气思路二为局部控水，主力井保压开发：A1H井为高水气比井转注气，整体控水效果相对较好，兼具补能。

5.2 注气方案设计

在注气室内实验研究基础上，围绕循环注气开发思路，设计注气提高采收率核心注采参数优化对比方案32组（表5）。

图4 注入气1不同开发方式驱替效果图Fig. 4 Displacement effect of injection gas 1 in different development modes

5.3 注气方案结果分析

和矿场实际结合，设计20年注气期，日注气量20×104m3/d，对比不同方案注气提高采收率效果。

图5 注入气2不同开发方式驱替效果图Fig. 5 Displacement effect of injected gas 2 in different development modes

5.3.1 注入介质优选

选取室内实验两种不同CO2含量的注入气作为注入介质。

从不同注气介质气组分分布场来看[14]，随注入气中CO2含量增加，重质组分抽提能力相比室内实验尺度效果增强，井间C11+含量明显低于注入气1，有效解除了凝析油近井地带堵塞的问题[15]。分析认为：注入气中CO2含量高，地层条件下处于超临界状态，密度高，注入相同总量，注入气2折算地下体积约为注入气1的85%；注入地下体积少，但抽提作用强，到达井底后能量足，抽提凝析油效果增强（图11）。

图6 文昌某区三维物性模型Fig. 6 Three dimensional physical property model of Wenchang area

图7 等容衰竭实验拟合Fig. 7 Experimental fitting of constant volume depletion

和衰竭开发相比，循环注入气体1净增气2.62×108m3，增产凝析油14.39×104m3；循环注入气体2净增气3.43×108m3，增产凝析油14.86×104m3。结合现场实际及增油效果，推荐注入气2作为注入介质。

图8 井口压力拟合曲线Fig. 8 Wellhead pressure fitting curve

5.3.2 注入方式优选

设计连续注气、间歇注气、脉冲注气三种注气方式[16]，10年预测期累计注气量相同。三种注气方式下净增气分别为5.29×108m3、4.81×108m3、4.68×108m3；累增凝析油分别为10.55×104m3、9.12×104m3、8.95×104m3。

分析认为：凝析油在近井聚集的分散相，注入气的黏度远比凝析油低，间歇和脉冲注气的作用无法体现，连续注气效果优于间歇注气和脉冲注气[17]。

5.3.3 注气井优选

从单井井况来看，A3H井避水高度较高，在后续开发中不必进行专门调整；A1H井水平段趾端距离边水较近，其它部位距离边水较远，目前高含水关井，局部封堵可有效缓解边水水侵；A4井水平段均不在主力层系，距离边水较近，储量挖潜有限。

从注气能力来说，相同注气压力下水平井段注入能力强，直井/直井段注入能力和注气层物性及有效注气厚度相关。相同注气压力下，A1H和A3H井的注气能力是A4井直井段的2倍及以上，直井段注气能力相比水平段受限。

图9 油相中不同气组分含量分布场变化Fig. 9 Distribution field of different gas components in oil phase

从注气效果[18]来讲，A1H井注气控水效果较好；A4井注气在增产方面相对显著（图12），结合单井井轨迹及产状，该井注气前需有效封堵水平段，建议开展效益评价。

图10 主力气组ZH2含气面积图Fig. 10 Plot of ZH2 gas-bearing area of main gas group

综合评价，优选A1H井作为注气井。

5.3.4 注气总量优化

与衰竭开发相比，随着注气开发推进，年度产出的凝析油、净增气量不断下降，综合分析注气总量10×108m3以内注气效果最佳。

表5 注气方案设计表Table 5 Gas injection scheme design table

5.3.5 注气速度优化

综合海上平台注气设备及单井注入能力基础上，设计四种不同日注气方案。从注气开发效益角度分析，随日注气量增加，累采凝析油增加，净增气量降低（图13）；从注气开发效果角度分来看，对凝析气藏来说，控制压力下降速度及含水上升速度[19]是实现有效开发的关键。综合优化注气速度为（25～30）×104m3/d。

5.4 最优方案确定

综合室内实验及数模优化结果，最终推荐方案为A1H井循环注气9.00×108m3，净增气2.75×108m3，增凝析油6.14×104m3，期末凝析气采出程度57.65%，凝析油采出程度为36.88%，和衰竭开发相比分别提高14.63%和10.17%。

图11 不同注入介质气组分分布场对比图Fig. 11 Plot of distribution field of gas components in different injection media

图12 不同注气井循环注气净增气/油效果图Fig. 12 Effect diagram of gas/oil increase by circulating gas injection in different gas injection wells

图13 不同注气速度驱替效果对比图Fig. 13 Contrast diagram of displacement effect at different gas injection rates

6 结论与建议

（1）调研国内外凝析气藏有效开发模式，低渗凝析气藏衰竭开发后实施循环注气开发，可大幅度提高气藏采收率。

（2）室内驱替实验及多组分注气数值模拟研究均表明，注入气组分中CO2含量越高，注气驱替及混相效果双重体现，注气提高采收率开发效果最好。

（3）本成果为文昌某区低渗凝析气藏循环注气高效开发的可行性提供了技术支撑。循环注气开发效果远高于衰竭开发，主力层系中心区循环注气比例达80%，注气10年，凝析气采出程度可达57.65%，凝析油采出程度可达36.88%，与衰竭开发相比分别提高14.63%和10.17%，有效延长气藏经济寿命期。