塔中Ⅰ号缝洞型凝析气藏注水提高凝析油采收率研究

康博，张烈辉，王健，邓兴梁，郭平，刘志良

塔中Ⅰ号缝洞型凝析气藏注水提高凝析油采收率研究

康博1，张烈辉1，王健1，邓兴梁2，郭平1，刘志良2

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都610500；2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000）

塔中I号气田主要为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏。试采证实衰竭式开发凝析油采收率为25%左右。由于较强的储集层非均质性导致井间连通性差，传统注气保压现场应用难度大。通过对比分析缝洞型凝析气藏与砂岩凝析气藏的反凝析机理，结合室内实验和现场试验研究，论证此类凝析气藏采用先衰竭后注水开采方式的可行性。结果表明，缝洞型凝析气藏储集空间及流动通道主要是大缝大洞，由于重力分异致使反凝析液聚集于缝洞单元底部，注水可把洞内反凝析形成的凝析油驱替出来，大幅提高凝析油采收率。此开采方式单井注水驱替油工艺简单易行、经济有效。

塔里木盆地；缝洞型凝析气藏；注水开发；凝析油；提高采收率

塔里木盆地是中国陆上碳酸盐岩油气藏勘探开发的主要地区之一，塔中隆起为塔里木盆地油气富集的主要区带之一[1]。塔中Ⅰ号凝析气田位于塔里木盆地中央隆起带中部，2003年投入开发，采用天然能量自喷生产。由于地层压力降低，单井产量逐年下降。采用常规的注气保压开发适应性差，一是地质条件不具备，大多数井不连通，无法建立合理的注采井网；二是经济效益差，因为缝洞单元规模小，注气吞吐投资回报率低。如何提高此类凝析气藏采收率一直是该区高效开发的难点。针对研究区碳酸盐岩储集层特点，本文分析了缝洞型凝析气藏反凝析机理，采用室内实验论证了注水提高凝析油采收率的可行性，现场试验表明，注水可以大幅度提高缝洞型凝析气藏的凝析油采收率，对于高效开发此类凝析气藏，提高凝析油采收率具有重要意义。

1　地质油藏特征

塔中隆起位于塔里木盆地中部，西邻巴楚隆起，东接塔东隆起，北邻北部凹陷，南接塘古凹陷，接受过3次油气充注，加里东运动晚期和海西运动晚期以油充注为主，喜马拉雅运动晚期以气充注为主[1]。塔中Ⅰ号气田位于塔中北斜坡带（图1），主要目的层是上奥陶统良里塔格组和下奥陶统鹰山组碳酸盐岩储集层。储集层类型主要有3大类:礁滩型、风化壳型和内幕白云岩型。目前主要生产层位是鹰山组，鹰山组埋深约6 000m，与上覆良里塔格组呈不整合接触，储集层集中分布在不整合面之下120m内，为不整合岩溶控制的风化壳型储集层[1]。储集层原生基质孔隙不发育，储集空间主要为缝洞型（图2）[1-2]，多为后期构造作用和溶蚀作用形成的次生溶洞和裂缝，具有横向变化大、非均质性强等特点[2]，钻井过程中常有钻具放空及大量泥浆漏失现象，这类缝洞型储集层在地震剖面上呈串珠状反射[2]。气藏地层压力62.79~71.94MPa，压力系数1.13~1.18，地层温度124.61~141.88℃，凝析油含量为210.4~902.3 g/m3，为中高—特高含凝析油凝析气藏。

图1　塔中Ⅰ号气田构造位置

图2　塔中Ⅰ号气田鹰山组油藏剖面（剖面位置见图1）

2　注水提高凝析油采收率可行性分析

2.1技术现状

衰竭、注水、循环注气、注氮气和水平井等开发方式，已经在凝析气田开发中得到大规模的应用[3]。提高凝析油采收率方法的研究主要针对砂岩凝析气藏。凝析气藏在开采过程中，当地层压力降低到露点压力以下时，会出现反凝析现象，砂岩凝析气藏反凝析后形成的凝析液会被毛细管力控制或留在液体相对渗透率较低的区域（图3），很难采出[3-5]；砂岩凝析气藏反凝析现象不但影响凝析油采收率，而且影响凝析气采收率[4-6]。为了提高凝析油采收率，国内外开展了很多关于注气、注水、水气交替注入、注氮气等提高采收率的研究[3，7-9]，国内柯克亚凝析气田、牙哈凝析气田、大张坨凝析气藏进行了循环注气开发，凝析油采收率大幅提高[6，9-12]。牙哈凝析气田注气保压开发比衰竭式开发凝析油采收率提高25%，柯克亚凝析气田西五一（3）气层组循环注气先导试验使得凝析油采出程度由衰竭式开采方式的21%提高到37.9%，大张坨凝析气藏注气开发比衰竭式开发凝析油采收率可提高26%.保压开采原理都是防止反凝析的发生，从而提高凝析油采收率。

图3　反凝析液在砂岩微观模型流动过程中示意

文献［11］认为，裂缝性碳酸盐岩凝析气藏基质岩块是主要储集空间，裂缝是优质渗滤通道。注气阶段存在反常现象，凝析油采出程度低于衰竭式开采效果；当注气结束一段时间后，随回注比的增加，凝析油采出程度变大，且回注比越大，注气越早，注气年限越长，凝析油采收率越高，明显优于衰竭式开发效果。缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油提高采收率技术已较成熟，而缝洞型凝析气藏提高采收率方法研究较少。

2.2可行性机理

塔中Ⅰ号气田缝洞型凝析气藏的缝洞单元多数为单井控制的孤立缝洞单元，井之间多数不连通，制约井组间的循环注气开发；而且井控储量小，一般几万吨，如较好的中古8井单井控制凝析油动态地质储量为6×104t左右，对单井实施注气吞吐保压开发，经济上难以承受；再加上研究区普遍含H2S，酸性气体对设备的腐蚀性很强，注气管线维护费用高，投资大。

砂岩凝析气藏由于毛细管压力控制，反凝析液分散于整个储集层中（图3），需达到临界流动饱和度后才能流动，影响凝析油采收率。而缝洞型凝析气藏储集空间及流动通道主要是大缝大洞，油气水分布主要受重力的影响[12]，毛细管压力可以忽略，衰竭开发时，由于重力分异致使反凝析液聚集于缝洞系统底部（图4），反凝析区饱和度可达100%.因此，其洞内反凝析液的存在状态同缝洞型油藏衰竭后原油的存在状态相同，因此，可采用单井注水替油的方式采出。

图4　缝洞型碳酸盐岩凝析气藏中反凝析油赋存状态示意

2.3室内实验

室内实验在高温高压全直径岩心驱替装置上完成，实验装置主要包括注入泵、压力表、岩心夹持器、压力表、回压调节器和分离器等（图5）。

图5　高温高压全直径岩心驱替装置

实验采用碳酸盐岩露头岩样，在室内经过人工造缝造洞，制成缝洞型全直径岩心，长度为11.117 cm，直径9.965 cm，总孔隙体积145.8 cm3，渗透率48.26mD.

根据中国石油天然气行业标准SY/T 5543—2002《凝析气藏流体物性分析方法》分析，塔中X井凝析油含量为533 g/m3左右，地层温度140.6℃，露点压力55.4 MPa.地层水根据塔中62井地层水分析资料在室内自行配制，其总矿化度为137 900mg/L，水型为CaCl2型。注入气体为干气。

实验中，自露点压力（55.4MPa）下降到50.0MPa时进行注水，此时凝析油采收率为4.33%.当压力恢复到露点压力时结束注水，衰竭到50.0MPa，完成一次注水替气，当注水32次时凝析油采收率为15.51%.然后降压到45.0MPa进行注水替凝析油，在压力恢复到露点压力时结束注水，当压力降到最大凝析油饱和度压力（31.0MPa），注水次数达到58次时凝析油采收率达86.7%.压力衰竭到0.1MPa时，凝析油采收率达89.2%，实验结果见图6.

图6　注水驱替凝析油实验结果

3　现场应用效果

碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油原理简单，主要利用油水密度差，通过重力分异使注入水与地层油发生置换，恢复地层能量，将原油驱替到井筒采出；油井注采循环以注水—焖井—采油为一个周期，经过多轮次的注水替油，提高油藏原油采收率[13-14]。该工艺在塔河油田、轮古油田以及塔中Ⅰ号气田的油井已大规模应用，现场只需要注水泵等简单设备，而且对注入水不用处理，直接注入井中就行。根据室内实验结果，结合油藏地质特征，优选了1口凝析气井（ZGD井）进行注水提高凝析油采收率试验。该井于2008年9月投入试采，2009年12月停喷，累计产油1.65×104t，产气0.22×108m3，注水前凝析油采出程度25.4%.2010年10月进行注水，到2011年末累计增油0.9×104t，增油效果明显。截至2014年底，塔中I号气田共开展缝洞型凝析气藏注水替油4井次，累计增油4.2×104t.

4　结论

（1）缝洞型凝析气藏储集空间及渗流通道为大缝大洞，毛细管压力可以忽略，油气水分布以重力起主导作用，衰竭开发时反凝析油聚集于缝洞单元相对低部位，其反凝析液饱和度可达到100%，缝洞单元内反凝析液的存在状态与缝洞型油藏衰竭后原油的存在状态相似。

（2）缝洞型凝析气藏开发可选择先衰竭、后注水替油（替换洞内反凝析液）的方式来提高凝析油采收率，既经济有效，又简单易行。该方法可大规模运用于塔中I号气田的开采。

（3）室内实验结果表明，注水驱替凝析油能大幅度提高缝洞型凝析气藏凝析油采收率，当注水次数达到58次时，凝析油采收率达86.7%.

（4）现场试验结果表明，缝洞型凝析气藏注水提高凝析油采收率具有良好的现场应用潜力。

［1］韩剑发，于红枫，张海祖，等.塔中地区北部斜坡带下奥陶统碳酸盐岩风化壳油气富集特征［J］.石油与天然气地质，2008，29（2）：167-188.

Han Jianfa，Yu Hongfeng，Zhang Haizu，et al.Characteristics ofhy⁃drocarbon enrichment in the Lower Ordovician carbonate rock weathering crust on the northern slope zone ofTazhong area［J］.Oil＆GasGeology，2008，29（2）：167-188.

［2］卫平生，张虎权，王宏斌，等.塔中地区缝洞型碳酸盐岩储层的地球物理预测方法［J］.天然气工业，2009，29（3）：38-40.

Wei Pingsheng，Zhang Huquan，Wang Hongbin，et al.Geophysical prediction methods on fractured⁃vuggy carbonate reservoirs in Ta⁃zhongarea［J］.NaturalGas Industry，2009，29（3）：38-40.

［3］史云清，王国清.凝析气田开发和提高采收率技术［J］.天然气工业，2002，22（4）：108-109.

Shi Yunqing，Wang Guoqing.Condensate gas development and en⁃hanced oil recovery technology［J］.Natural Gas Industry，2002，22（4）：108-109.

［4］石志良，李相方，朱维耀，等.凝析气藏微观渗流实验研究［J］.天然气工业，2005，25（9）：92-94.

Shi Zhiliang，LiXiangfang，ZhuWeiyao，etal.Study onmicroscopic percolation experiments for condensate gas reservoirs［J］.Natural Gas Industry，2005，25（9）：92-94.

［5］李广月，郭平，林春明.不同类型凝析气藏在低渗多孔介质中的相态及采收率研究［J］.石油学报，2006，27（1）：73-76.

LiGuangyue，Guo Ping，Lin Chunming.Phase state and recovery of different condensate gas reservoir in tight porous media［J］.Acta PetroleiSinica，2006，27（1）：73-76.

［6］李玉冠，唐成久，张兴林，等.柯克亚凝析油气田先导试验区循环注气开发［J］.新疆石油地质，2000，21（1）：65-68.

Li Yuguan，Tang Chengjiu，Zhang Xinglin，et al.Pilot development of Kekeya condensate oil⁃gas field by cyclic gas injection process［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2000，21（1）：65-68.

［7］郭平，李士伦，杜志敏，等.凝析气藏开发技术现状及问题［J］.新疆石油地质，2002，23（3）：62-64.

Guo Ping，LiShilun，Du Zhimin，etal.Statusand issues oftechnolo⁃gies for development of condensate gas pools［J］.Xinjiang Petro⁃leum Geology，2002，23（3）：62-64.

［8］郑小敏，钟立军，严文德.凝析气藏开发方式浅析［J］.特种油气藏，2008，15（6）：59-63.

Zheng Xiaomin，Zhong Lijun，Yan Wende.Approach to condensate gas reservoir development schemes［J］.Special Oil and Gas Reser⁃voirs，2008，15（6）：59-63.

［9］宋文杰，江同文，冯积累，等.塔里木盆地牙哈凝析气田地质特征与开发机理研究［J］.地质科学，2005，40（2）：274-283.

SongWenjie，Jiang Tongwen，Feng Jilei，et al.Geology features and exploitation mechanism of the Yaha condensate gas field in the Tarim basin［J］.Chinese JournalofGeology，2005，40（2）：274-283.

［10］孙龙德，宋文杰，江同文.塔里木盆地牙哈凝析气田循环注气开发研究［J］.中国科学：地球科学，2003，33（2）：177-182. Sun Longde，Song Wenjie，Jiang Tongwen.Study on the develop⁃ment of cyclic gas injection in the Yaha condensate oilfeild of Tarim basin［J］.Science China：Earth Sciences，2003，33（2）：177-182.

［11］崔立宏，付超，刘韬，等.大张坨凝析气藏循环注气开发方案研究［J］.石油勘探与开发，1999，26（5）：43-45.

Cui Lihong，Fu Chao，Liu Tao，et al.Cyclic gas injection develop⁃ment plan for Dazhangtuo condensate gas reservoir［J］.Petroleum Exploration and Development，1999，26（5）：43-45.

［12］李光泉，郭肖，訾庆居，等.裂缝性凝析气藏循环注气开采效果分析［J］.西南石油学院学报，2003，25（2）：44-46.

LiGuangquan，Guo Xiao，ZiQingju，etal.Effectanalysis ofcyclic gas injection in fractured condensate gas reservoir［J］.Journal of SouthwestPetroleum Institute，2003，25（2）：44-46.

［13］荣元帅，黄咏梅，刘学利，等.塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究［J］.石油钻探技术，2008，36（4）：57-60.

Rong Yuanshuai，Huang Yongmei，Liu Xueli，etal.Singlewellwa⁃ter injection production in Tahe fractured⁃vuggy reservoir［J］.Pe⁃troleum Drilling Techniques，2008，36（4）：57-60.

［14］杨旭，杨迎春，廖志勇.塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价［J］.新疆石油天然气，2010，6（2）：59-64.

Yang Xu，Yang Yingchun，Liao Zhiyong.The assessment ofwater⁃flooding in paleocave reservoir in the Tahe oilfield［J］.Xingjiang Oil&Gas，2010，6（2）：59-64.

A Feasibility Study on Enhancing Condensate OilRecovery ofFractured⁃Vuggy Condensate GasReservoir in Tazhong⁃1Gas Field,Tarim Basin

KANGBo1,ZHANG Liehui1,WANG Jian1,DENGXingliang2,GUOPing1,LIU Zhiliang2
(1.State Key Laboratory ofOiland Gas ReservoirGeology and Exploitation,South Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China; 2.Research Institute ofExploration and Development,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla,Xinjiang 841000,China)

Tazhong⁃1 gas field is a condensate gas reservoirwith fractured⁃vuggy carbonate rocks.Production test indicated that the de⁃plete developmentprocess just obtained the condensate oil recovery ofabout 25%.As a result ofpoor interwell connectivity,conventional gas injection tomaintain pressure processwas difficult to use.This papermakes a comparison ofretrograde condensationmechanism of fractured⁃vuggy carbonate condensate gas reservoirwith thatofsandstone condensate gas reservoir.On the basis of laboratory and field test researches,it demonstrates the feasibility ofdeplete followed by water injection process applied to the fractured⁃vuggy carbonate conden⁃sate gas reservoir.The result shows that the storage space and flow path in such a condensate gas reservoiraremainly fractures and cavi⁃ties,and gravitational differentiation allows the retrograded liquid to concentrate at the bottom offracture⁃vug unit,so singlewellwater in⁃jection approach can be used to displace the condensate oilformed by retrograde condensation in these fracturesand cavities,and to great⁃ly enhance the condensate oilrecoverywith simplicity and effectivity.

Tarim basin;fractured⁃vuggy condensate gaspool;waterflooding;condensate oil;EOR

TE372

A

1001-3873（2015）05-0575-04

10.7657/XJPG20150514

2015-02-06

2015-06-01

国家自然科学基金（51374181）；国家科技重大专项（2008ZX050054）

康博（1986-），男，四川南江人，工程师，博士研究生，油气田开发，（Tel）18980734813（E-mail）49872897@qq.com.