凝析气田注气吞吐解除近井污染可行性研究

吕 蓓 马 庆 陈文龙 樊宏伟

1.西南石油大学石油工程学院，四川 成都 610500；

2.克拉玛依职业技术学院，新疆 克拉玛依 834000；

3.中国石油塔里木油田公司天然气事业部，新疆 库尔勒 841000

0 前言

随着某凝析气田开发的进行， 地层压力与初始凝析压力差值变小，多数接近饱和凝析气田范围，最大反凝析液量小于临界流动凝析油饱和度，若不保持压力开发，不但凝析油的采收率低， 而且凝析油积聚在近井地带和井筒内，影响气相渗透率和气井的产能。这已成为衰竭式开发凝析气田时气井开采中特别需要解决的问题。

1 单井模型的选取与建立

单井注气吞吐数值模拟研究的目的是通过对凝析气井泄气区范围内， 特别是近井筒地层地质油藏特征、油气水三相渗流特征及产状、反凝析饱和度分布及其地层堵塞过程的油藏模拟计算，分析反凝析机理［1-4］。 评价注气吞吐或其他方法降低或解除反凝析提高气井产能的程度和有效性，为矿场试验操作及工艺方案设计提供依据［5］。凝析气田的最大特征就是反凝析现象，反凝析最早发生在近井带，因此对已发生反凝析现象的井单独研究能更精确地反映井筒和近井地带反凝析液的分布规律［6-10］。

单井模型选用加拿大CMG 公司的组分模拟器进行模拟，将地层流体划分为9 个拟组分，分别为CO2、N2、C1、C2～C3、i C4～n C4、i C5～C6、C7～C10、C11～C12、C13+， 运算时采用单井径向网格系统。网格划分为17×4×38，数模网络Ⅰ方向网格尺寸大小为：0.515、1.048、2.130、4.329、8.797、17.874、36.320、50、50、50、50、50、50、50、100、100、260 m。 物性参数分布及网格分布见表1 和图1。

表1 YM701井储层建模参数汇总表

图1 YM701 井单井数模网格平面图

2 单井注气吞吐效果模拟研究

YM701 单井生产历史拟合生产制度采用定单井日产油，拟合了日产气、气油比和井底流压，其计算值和实际值基本吻合，总体上拟合效果较好，可用于机理分析和动态预测。

在历史拟合的基础上，模拟研究衰竭开发方案和注气吞吐方案，论证某凝析气田的反凝析污染情况，工作制度为定压力生产，预测时间为3 年。

2.1 周期注气总量对比分析

周期注气总量是影响吞吐效果的主要参数之一。 利用所建立的单井吞吐地质模型，比较5 种不同周期注气总量（120×104、160×104、240×104、320×104、400×104、500×104m3）下YM701 井干气换油率、累积增油量。 增油量为吞吐后的产油量扣除该井不进行注气吞吐而继续用原来的生产方式生产的基础产油量，数值模拟结果见图2。

从图2 可看出，换油率随着周期注气总量的增加而增加，但换油率增加速度是逐渐降低的，说明随着注气总量的增加，单位注入干气量的利用率逐渐降低。 最佳的周期注气总量需由经济评价方法来确定，从累积增油量考虑， 换油率需要满足经济效益要求。 由图2 求得的最佳周期注气总量为400×104m3。

图2 注气总量对换油率的影响

2.2 注气速度对比分析

注气速度也是影响吞吐效果的重要因素。 为了研究注气速度对吞吐效果的影响，在本研究中模拟了注气总量为400×104m3时不同注气速度下的换油率， 计算结果见图3。

图3 注气速度对换油率的影响

从图3 看出，注气速度存在一个合理选值问题。 曲线变化趋势表明， 开始阶段换油率随着注气速度的增加而增加，但随着注气速度增加，曲线开始下降。 注入速度存在最佳值，取曲线最高点9.3×104m3/d 为最佳注气速度。

2.3 焖井时间对比分析

油井注气后， 注入气体分子需要一段时间进行扩散传质，使其充分溶于原油，起到膨胀、降黏、抽提再蒸发作用，因此需要关井一段时间以保证注气的吞吐效果。 在本研究中模拟计算了累计注气量为400×104m3时焖井期（10、20、30、40、50、60 d）的增产油量及换油率，计算结果见图4。

从图4 可看出，27 d 的焖井时间比其他的焖井时间效果更好。 但由于焖井期的长短与油藏原油的黏度、渗透率、干气的注气量和注气速度等都有关，因此研究结果需要结合其他因素综合考虑。 在实际生产过程中如果开井很长一段时间只产气不产油，则可根据实际情况关井一段时间再开井生产。

图4 焖井期对换油率的影响

2.4 优选结果

以历史拟合结束来开始注气吞吐生产为计算基础的优选结果：最佳注气总量400×104m3，最佳注气速度9.3×104m3/d， 最佳焖井时间27 d。 利用以上优化结果进行预测，与衰竭开采方案进行对比，预测时间为8a，每2a 进行一次吞吐作业，共经历4 个吞吐周期，计算结果见图5。

图5 优选方案下的原油累积产量

由图5 可见，对比原趋势继续常规开采的生产效果，注气吞吐生产可累计增产油6 424 t。

3 注气吞吐解除反凝析研究

YM701 井注气吞吐前后含油饱和度与气相相对渗透率变化曲线见图6～7， 近井地带反凝析油饱和度见图8～9。

图6 注气吞吐解除反凝析过程含油饱和度分布剖面

图7 注气吞吐解除反凝析气相相对渗透率分布剖面

图8 衰竭方案下反凝析油饱和度剖视图

图9 优选方案下反凝析油饱和度剖视图

由图6～9 可见，采取衰竭式开采，近井地带压力明显降低，反凝析液饱和度达到27%，气相渗透率较低。 注气吞吐后，近井地带压力升高，反凝析液相饱和度降低，气相相对渗透率增加，注气量越大，反凝析液饱和度降低越多，气相相对渗透率恢复越高，注气吞吐处理半径达到50 m 左右。

4 结论

a） 单井开展注气吞吐作业后， 吞吐井YM701 的日产油和累积产油较衰竭式开发方案有明显提高，近井带反凝析现象明显降低。

b）某凝析气田反凝析污染单井数值模拟显示：衰竭开采时，近井带22.41 m 内反凝析油饱和度急剧增加，油相相对渗透率较低，反凝析发生后，油相相对渗透率从0.417 下降到0.26，下降幅度超过40%，说明反凝析油流动能力较弱，而且反凝析使气井产能降低。

c）近井带由于反凝析的发生，气相组成摩尔含量增加，说明重组分反凝析后，气相组成变轻。 而近井带油相中的C1含量相对最低，说明越靠近井筒，地层反凝析油越重。 而油相和气相黏度随反凝析的发生影响很小。

d）地层中已经存在反凝析现象，反凝析量最大达到10.3%左右，近井带反凝析相对明显，主要原因是井底流压较地层压力低。

e）注气井周围基本不存在反凝析油现象，分析原因主要是注气井周围压力相对较高，存在注入气对凝析油的驱替作用。 注入气能降低体系露点压力和反凝析液量，使凝析气不容易反凝析，反凝析饱和度降低，有利于凝析气田的开发。

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