锦州20-2凝析气田南高点油环问题浅析

赵鹏飞 胡晓庆 武静

(中海油研究总院)

锦州20-2凝析气田南高点油环问题浅析

赵鹏飞 胡晓庆 武静

(中海油研究总院)

在早期评价阶段，锦州20-2凝析气田南高点被认为是一个无油环的凝析气藏。南高点S4井初期能够正常生产，但在气井生产和凝析油气分离过程中，凝析油的颜色时有变深，判断南高点凝析气藏是否有油环是气田当时生产研究的难点。利用多种方法对锦州20-2凝析气田南高点油环问题进行了分析，认为南高点存在油环，并且有一定程度的锥进。研究结果为JZ20-2凝析气田气井生产制度的改进以及气田综合调整方案的研究提供了重要依据，总结出的综合判断凝析气藏油环存在的方法也具有借鉴意义。

凝析气藏油环锥进判断方法生产制度综合调整

锦州20-2凝析气田位于渤海辽东湾辽西低凸起。储量评价和开发方案设计阶段的研究结果认为，锦州20-2凝析气田南、中、北3个高点各具独立的油气水系统，气油、油水界面各不相同1)。测试及测井解释结果，中高点有底油，气油、油水界面最浅，分别为海拔－2 140 m和－2 210 m1)。北高点10井钻遇原油，气油界面最深，为海拔－2 413 m2)。对于南高点，主要依据探井和评价井的测井、RFT测试、DST测试和PVT分析资料并采用压力回归方法确定了凝析气藏的压力系统和气水界面(深度为海拔－2 307 m)，受资料限制没有确定出气油和油水界面，并认为南高点凝析气藏没有油环或底油1))陈国风，曾昭伟．渤海辽东湾锦州20-2凝析气田储量报告．1987．。

在早期生产和凝析油气分离过程中，锦州20-2凝析气田南高点S4井所产凝析油颜色时有变深，分析认为气藏可能有油环，且有一定程度的锥进。如果原油发生了锥进，一方面影响气井的产量，另一方面平台的油水处理系统也不能满足过量油水处理的需求。若能判断和证实油环存在，那么气藏的开发策略、开采方式、动态管理和工程设施都会有所调整。为此，在探井和评价井资料基础上，结合生产井的静态和动态资料，应用经验公式推断了凝析气藏的类型，采用井流物的碳分布范围判断了南高点的流体性质，对比了气田南、中、北3个气藏的族组分特点，分析对比了凝析油、油环油和S4井井流物的流体性质，以及其饱和烃特征。综合研究结果认为2))赵鹏飞等．锦州20-2中、北高点储量复查及南高点油环问题浅析．1994．:①锦州20-2凝析气田南高点存在油环;②气藏经过一段时间的开发，油环中的油已向上锥进;③S4井的流体为凝析油和油环油的混合物。研究结果为JZ20-2凝析气田气井生产制度的改进以及气田综合调整方案的研究提供了重要依据，总结出的综合判断凝析气藏油环存在的方法也具有借鉴意义。

1 南高点油环问题分析

1.1 应用经验公式推断凝析气藏类型及油环大小

(1)利用Z因子法，依据凝析气藏组分资料进行判断，经验公式［1］如下:

若Z1、Z2均小于17，为带油环的凝析气藏; 17＜Z1＜21、17＜Z2＜20.5，为带油环的凝析气藏，但油环规模较小;Z1、Z2均大于21，为不带油环的凝析气藏。

由上述公式，对锦州20-2凝析气藏南、中、北3个高点凝析气层的井流物资料进行统计分析，认为3个高点均有油环(表1)。

表1 锦州20-2凝析气田井流物分析Z1和Z2值计算及气藏类型判断结果

(2)利用“组合判断法”进行判断，该方法由前苏联I-O．JI．科罗达耶维依提出［1］，经验公式如下:

若Z＞450，为纯气藏;80＜Z＜450，为无油环的凝析气藏;15＜Z＜80，为带油环的凝析气藏;2.5＜Z＜15，为轻质油油藏;Z＜2.5，为高粘度重质油藏。

锦州20-2凝析气田3个高点的Z值分布范围为16～36，表明均有油环存在(表2)。北高点和中高点的油环和底油已为钻井及DST测试结果证实，笔者认为南高点也存在油环，只是没有钻遇，没有被充分认识。

表2 锦州20-2凝析气田井流物分析Z值计算统计表

1.2 井流物性质研究

1.2.1 碳分布范围研究

根据南、中、北3个高点共12口井的井流物资料统计结果(表3)，锦州20-2凝析气田凝析气层的C1—C4摩尔百分数为90.04%～95.95%，油层的C1—C4摩尔百分数为65.60%～68.89%，二者分布范围相差很大;而南高点S4井的C1—C4摩尔百分数为92.42%。上述数据说明S4井产出的烃类物质绝大部分是凝析油气(S4井资料为投产初期所取样品资料)。

表3 锦州20-2凝析气田碳分布统计表

1.2.2 气油比的对比研究

中、北高点气油比的变化规律较为明显，随深度增加，接近气油界面，凝析气层的气油比呈减小的趋势1)。3个高点12个凝析气层样品的统计结果显示，凝析气层气油比分布范围在1 894～6 953 m3/m3，平均值为3 701 m3/m3;中高点和北高点3个油层样品的统计结果显示，油层气油比较小，分布范围在139～893 m3/m3，平均值为410 m3/m3;S4井的气油比为2 368 m3/m3，在锦州20-2凝析气田属于气油比较低的凝析气层。根据中、北高点气油比距离气油界面的变化规律，结合S4井投产后井流物颜色时有变深的生产动态特征，推测南高点发育油环，估计S4井的射孔段深度已靠近气油界面，并且在生产过程中油环中的油已不同程度地锥进到凝析气层1))赵鹏飞等．锦州20-2中、北高点储量复查及南高点油环问题浅析．1994．。

1.2.3 族组分分析

分析了多口井的族组分资料，其中C、J和E井是气层样品，L、G和D井是油层样品(表4)。在气层分析样品中，没有非烃(这里指胶质)和沥青质的成份;而在油层样品中，存在非烃和沥青质成份，且非烃分布范围为7.24%～18.91%、沥青质变化范围为2.59%～4.21%;而S4井井流物存在非烃和沥青质成份，且非烃分布范围为0.49%～1.22%、沥青质变化范围为0.74%～4.89%。上述数据说明，S4井井流物中已含有油环油的组分。

表4 锦州20-2凝析气田流体族组分统计表

1.2.4 流体性质对比

典型的凝析油是色浅、密度小于0.786 g/cm3，不含蜡、胶质和沥青质，低粘度，低凝固点和低初馏点的液态烃，烃类碳数分布于C5—C11之间。而一般原油大多具有颜色较深，密度大于等于0.786 g/cm3，含蜡质、胶质、沥青质，高粘度，高凝固点和高初馏点的特征，含有一定量固态烃类和非烃物质(烃和非烃的碳数可达到C10—C30)［2］。

表5为锦州20-2凝析气田流体性质对比表，从中可以看出，S4井井流物的密度接近于凝析油但稍大，粘度和凝固点更接近于凝析油，而胶质+沥青质、含硫量介于凝析油和油环油之间。流体性质对比结果说明，S4井井流物是凝析油与原油的混合体，同时在生产过程中油已锥进到凝析气层。

表5 锦州20-2凝析气田流体性质对比表

1.2.5 饱和烃分析

对JZ20-2凝析气田3种流体样品的主峰碳、碳分布范围、Pr/nC17、Ph/nC18和C21(前)/C22(后)指标进行了综合对比。对比结果，3种流体样品存在明显差异(表6，图1～3)。从表6可以看出，S4井井流物各项指标基本处于油环油和凝析油之间，说明S4井井流物是一种典型凝析油与油环油的混和物。据此可以判断锦州20-2凝析气田南高点为一带油环的凝析气藏，同时在凝析气藏开发过程中，油环中的油已向上锥进与凝析气层中的凝析油气发生了混和。

表6 锦州20-2凝析气田饱和烃指标对比表

图3 JZ20-2-S4井井流物饱和烃气相色谱图

2 主要调整措施及其效果

前述研究结果证实了锦州20-2凝析气田南高点油环的存在和锥进。为确保气井稳定生产，对南高点气井及时采取了必要的生产管理和调整措施，控制和调整生产压差进行生产。措施实施后，除个别井外，在合理生产制度下，不同程度地克服了油、水干扰，气井仍能保持较为正常和稳定的生产状态。

锦州20-2凝析气田中高点气藏也发育油环，受南高点油环锥进的启示，预测生产过程中中高点气藏也将会产生油、水锥进，因此加强了中高点气藏的生产动态管理并积极采取措施，推迟和减缓了中高点油、水锥进的时间和速度。

在最初的开发方式和井位设计条件下对锦州20-2凝析气田进行开发，油、水锥进是难以回避的矛盾。为缓解气田开发矛盾，满足供气需求，提高天然气的采收率，同时动用气田油环和底油中原油的地质储量，又多次提出并实施了调整措施取得了好的开发效果。地质油藏上，利用剩余井槽和停喷低效井在构造较高部位钻探气井，如N井;同时调整开发策略，气田由单纯采气逐渐向油、气同采转变，在条件最为成熟的中高点首先进行了排液采气方案研究1))王惠芝，黄保纲．锦州21-1油气田总体开发方案及锦州20-2凝析气田联合供气研究．2005．2))王惠芝，张占女．锦州20-2凝析气田中高点排液采气与污水回注地质设计书．2005．，以期实现油气均衡开采，并在经验积累的基础上推广。

锦州20-2凝析气田具有一定规模的原油地质储量，气田中高点平均原油储量丰度100×104m3/km2以上［3］，预测气田南高点平均原油储量丰度在80×104m3/km2以上。气田排液采气方案全面实施后，必将对气田的稳定供气和油气综合利用做出积极贡献。截至2008年底，南高点已有气井原油累积产量已达6×104m3。

3 结论与建议

(1)凝析气藏在未投入开发或刚投入开发时，应用文献［1］经验公式判断油环，结论是准确的。

(2)凝析气藏投入开发后，通过分析气藏气油比的变化规律，对比井流物的碳分布范围、族组分分布、流体性质和饱和烃特征，可以判断油环中的油是否向气藏发生了锥进。

(3)对于钻井资料未能揭示油环的凝析气藏，投产后应及时取样，进行碳分布范围、气油比、族组分和饱和烃等井流物性质分析，分析结果有助于确认凝析气藏是否存在油环。

(4)对于有油环或底油的凝析气藏，生产过程中可以通过定期取样适时监控，判断油环的锥进状况，并采取必要的控制措施。

(5)在原油锥进的早期阶段，通过控制气井的生产压差，可以基本维持气田生产。

(6)锦州20-2凝析气田应实施排液采气措施，以维持气藏正常生产，并实现油气同采。

［1］杨宝善．凝析气藏开发工程［M］．北京:石油工业出版社，1995:249-253．

［2］何生，叶加仁，徐思煌，等．石油及天然气地质学［M］．武汉:中国地质大学出版社，2010．

［3］赵春明，张占女，黄保纲，等．渤海锦州20-2凝析气田开发实践［J］．油气井测试，2011，20(1):60-61，64．

A simple analysis of the oil ring problem in the southern high reservoir，JZ20-2 condensate field

Zhao PengfeiHu XiaoqingWu Jing
(CNOOC Research Institute，Beijing，100027)

In the early evaluation stage，the southern high in JZ20-2 condensate field was believed to be a condensate reservoir without oil ring．Well S4 on this reservoir was initially in normal production，but its produced condensate often became deeper in color during its production and separatation of condensate from gas．Therefore，how to discriminate whether there was an oil ring in the reservoir was a difficult point in researching production of the field．This problem has been analyzed by several approaches，indicating the existence of an oil ring with a certain gas coning in the reservoir．These results have provided important evidences for improvinng the production program and researching the comprehensive adjustment plan in the field，and the approaches to discriminate oil ring are also meaningful for the reference of other fields．

condensate field;oil ring;coning;discrimination approach;production program;comprehensive adjustment plan

2011-09-22改回日期:2011-11-30

(编辑:杨滨)

赵鹏飞，男，高级工程师，现主要从事油气田开发地质与储量评价研究工作。地址:北京市东城区东直门外小街6号海油大厦(邮编:100027)。电话:010-84522243。E-mail:zhaopf@cnooc．com．cn。