塔中高、特高含凝析油凝析气藏周期注气数值模拟研究

程 亮，张晓东，汪 娟，王娟，钟金银，李柱正，黄婷婷

(1.川庆钻探工程公司 地质勘探开发研究院，四川 成都 610081; 2.西南油气田公司 勘探开发研究院，四川 成都 610500)



塔中高、特高含凝析油凝析气藏周期注气数值模拟研究

程 亮1，张晓东1，汪 娟1，王娟2，钟金银1，李柱正1，黄婷婷1

(1.川庆钻探工程公司 地质勘探开发研究院，四川 成都 610081; 2.西南油气田公司 勘探开发研究院，四川 成都 610500)

摘要：为提高凝析气藏凝析油采收率,以塔中I号气田Ⅱ区高、特高含凝析油凝析气藏为例,建立了最大反凝析速度判别方法,结合生产动态特征,开展不同储层类型的高、特高含凝析油型凝析气藏单井周期注气数值模拟分析。研究表明:①根据反凝析液量与压力变化关系得到的单位压降凝析液析出速度拟合特征曲线会出现多个极值点,第1个极大值点是单位压降凝析油析出速度最快压力点,第1个极小值点是保压开采最低压力点；②衰竭开采反凝析程度越大，则凝析气中组分含量比值(C2—C6)/C1越大，则周期注气提高凝析油采收率越高；③水侵体积系数越大,裂缝发育程度越小,基质(洞穴、孔洞储层)与裂缝耦合程度越高，则周期注气提高凝析油采收率越高；④相对衰竭开采,注入C1、C2均能一定程度提高凝析油产量,C2抽提、驱替凝析油效果更好。

关键词：凝析气藏；周期注气；注气数值模拟；凝析油采收率；塔中

程亮,张晓东,汪娟,等.塔中高、特高含凝析油凝析气藏周期注气数值模拟研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2016,31(2):57-64.

CHENG Liang,ZHANG Xiaodong,WANG Juan,et al.Study on periodic gas injection mechanism of condensate gas reservoirs with high to high-super content of condensate oil in Central Tarim by numerical simulation [J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(2):57-64.

引言

塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区位于塔里木盆地中央隆起带塔中隆起北部,其主要开发目的层为上奥陶统良里塔格组和中-下奥陶统鹰山组,其中层间风化壳储层的鹰山组凝析气藏为主力含油气储层,洞穴、孔洞和裂缝发育,主要以洞穴型和裂缝-孔洞型两类储层存在[1],油气藏类型属于低孔低渗、具有边底水、受断裂控制的中-高含凝析油的凝析气藏,局部区域存在挥发性油藏。

凝析气藏凝析油含量、边底水能量、地露点差量及地质条件等参数不同,所采取的开发对策存在较大差异。焉耆塔北宝浪凝析气藏[2]、辽河油田双六井区凝析气藏[3]等中、低含凝析油气藏均采取衰竭式开采方式；对于高、特高含凝析油凝析气藏,注气开发是提高凝析油采收率的重要手段,我国大港大张沱[4-5]、新疆柯克亚[6]、塔里木牙哈[7]、大涝坝[8]凝析气藏均采用循环注气提高凝析油采收率。尽管注气开发在提高凝析油采收率方面取得了一定效果,但塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区地质特征、注入方式、注入时机等因素严重制约该区高、特高含凝析油凝析气藏开发效果,且未形成针对不同相态特征的凝析气藏相对应的开发动态分析方法。为此,通过探讨在不同相态特征的洞穴型、裂缝-孔洞型凝析气藏储层中注气渗流机理,进一步明确相态变化规律,结合气藏数值模拟和生产动态特征研究塔中高、特高含凝析油凝析气藏重点开发井在自然衰竭中后期实施周期注气提高凝析油采收率的成效,以期为凝析气田后续增产提供理论依据。

1最大反凝析速度判别方法

凝析油气体系在多孔介质、渗流过程、注气/注水过程中的相态变化涉及相间质量交换,形成以井底为中心向外扩散的3个流动带[9-11](气液两相共存流动带、气液两相共存气相流动带、气相流动带)。当油藏压力持续降低,第一流动带不断增大,第二、三流动带逐渐变小,造成气体渗流能力下降，井底附近重组分损失。

凝析油析出动态特征表现为反凝析液量占孔隙体积百分数随压力而变化。通过对反凝析液量与压力变化关系求导数,得到单位压降下反凝析液量体积百分数随压力变化规律,即反凝析液析出的快慢程度(图1，表1)。从图1可以看出随地层压力降低,当地层压力低于露点压力后,单位压降凝析液体积百分数曲线出现第一个极小值点,该点凝析油析出速度最小，是保压开采的最低压力值；之后出现第

图1　塔中部分生产井单位压降凝析液析出速度拟合曲线Fig.1　Fitting curves of condensate liquid precipitating amount per unit pressure drop of partial producing wells in central Tarim

井号A2A3CA5A2CA6A441A48凝析油最小析出速度压力点/MPa/52.4554.5255.20/56.60/凝析油最大析出速度压力点/MPa41.1737.8640.6634.4643.0330.5534.10地露压差/MPa17.4718.1715.6001.58010.87

一个极大值点,该点是凝析油析出速度最大的压力点。这2个极值压力点是凝析气藏开发的2个关键控制点,在凝析气藏开发过程中应尽量避免地层压力低于凝析油析出速度最大的压力点。

2周期注气数值模拟

2.1周期注气模拟井基本参数

根据塔中裂缝性碳酸盐岩凝析气藏储层发育特点,选择钻遇 “串珠”状地震反射的洞穴型、裂缝-孔洞型储层的4口高、特高含凝析油凝析气藏重点开发井,其均已进入自然衰竭开采中后期,反凝析和水侵现象严重,其主要油气藏指标见表2。

4口生产井井流物组成见表3.本次模拟组分经合并最终划分为C1+N2,C2+CO2,C3,iC4+nC4,iC5+nC5,nC6和C7+共7种拟组分,注入气为C1和C2。

表2　塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区单井油气藏性质综合评价

表3　模拟流体各组分摩尔分数

2.2地质模型与模拟方案

对洞穴型、裂缝孔洞型储层而言,流体主要通过地层裂缝流动,只有当洞穴、孔洞与裂缝连通时,储层才表现出渗透性,储层渗透率很大程度取决于裂缝发育程度,因此,基于双重介质理论,采用PETREL软件,利用地震层面和测井分层解释成果产生断层化的构造格架模型，在鹰山组鹰一段、鹰二段顶底构造格架内,以各油组厚度为约束,建立地层模型，然后依据串珠相、非串珠相分别建立洞穴体和孔洞体储集相模型和相控储层物性模型,洞穴相地层参数赋值主要根据动态储量与测井解释孔洞相储量得到洞穴相储量,结合测井洞穴相含气饱和度反算得到洞穴相孔隙度值,并通过试井解释缝洞体渗透率近似等同洞穴相渗透率,而孔洞相地层参数赋值主要依据测井解释得到(图2(a)、图2(b))。与此同时，结合成像测井对小尺度裂缝解释和裂缝强度对比剖面,根据地质学统计规律,选择Chaos体作为裂缝密度分布模型约束条件,以Chaos面属性约束单井裂缝强度建立裂缝强度三维模型,使用序贯高斯模拟算法进行计算,并以试井渗透率解释数据对裂缝渗透率模型进行修正(图2(c)、图2(d))。通过建立基质和裂缝模型,有效地将塔中洞穴型、裂缝孔洞型储层等效转换成符合塔中实际地质情况的双重介质模型进行研究,模型网格尺寸为50 m×50 m。

数值模拟研究采用Eclipse数值模拟器中的E300组分模型,模拟中考虑全物理扩散张量、毛细管压力及重力作用的影响。在气藏分析和动态历史拟合的基础上,建立周期注气数值模拟方案。

基本模拟方案：①注入方式采用注-焖-采方式,注入周期为3、6和9个月(F-0：衰竭式生产、F-1：注气1个月/焖井1个月/生产1个月；F-2：注气2个月/焖井2个月/生产2个月；F-3：注气3个月/焖井3个月/生产3个月),预测期7 a；②注入层位为下奥陶统鹰山组鹰一段和鹰二段；③根据各井井控储量规模、能量以及亏空状况确定注气量；④注气类型为C1和C2。

2.3周期注气机理分析

塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区下奥陶统鹰山组高角度裂缝和溶洞发育,主要发育了洞穴型、裂缝孔洞型储层。4口模拟实施周期注气井产能与根据成像测井和岩心观察得到的储层缝洞参数关系见图3。

图2　A2、A6井地质模型孔隙度、渗透率值分布Fig.2　Porosity and permeability distribution of geologic models of well A2 and well A6

由图3(a)可以看出,4口实施周期注气模拟井面洞率对产能贡献无明显相关性,而洞穴厚度与产能正相关性较好,说明下奥陶统鹰山组溶蚀洞穴是储层重要储集空间；图3(b)显示裂缝作为储层渗流通道,其宽度、密度、面缝率与产能均具有较好的正相关性。发育的缝洞造成塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区下奥陶统鹰山组储层成为低毛细管力多孔介质体系,

图3　储层孔洞、裂缝属性与产能变化关系Fig.3　Productivity comparison of the wells with different pore/hole and fracture property

气驱过程主要以驱动压力和重力作用为动力,注入气与凝析油发生抽提作用,同时一定程度恢复地层能量,蒸发凝析油。

2.3.1不同周期注气方案模拟结果4口井周期注气增油效果各有差异,在不同注气量下各井生产指标变化情况见图4。差异主要体现在4个方面：

(1)4口井注气后增油效果反差强烈。相对于衰竭开采,A2、A3C井在注入C1、C2后凝析油产量均有不同程度提高。A6井只有在注入C2后,随C2注入量增加,凝析油产量呈现先降低后增加的趋势,整体提高凝析油产量幅度有限；A5井在注入C1、C2后凝析油产量骤降,气锁现象明显。对于凝析气产量,由于受到开井时效影响,除A3C井外,其他3口井注气焖井结束后凝析气产量未超过衰竭生产方式。

(2)注入C1、C2增油效果差异明显。A2、A3C井凝析油产量均出现不同程度提高,但注入C2提高凝析油产量幅度大于C1,其中A2井周期注入C2提高凝析油产量是注入C1的1 995倍。

(3)地层能量得到一定程度补充。A2、A3C和A6井均由于边底水突破造成气井低效停喷。与停喷时地层压力比较,通过循环注气焖井后,A2、A3C和A6井在预测期7 a后地层压力均得到不同程度的回升。A5井没有受到边底水水侵影响,与衰竭开采相比,周期注气后地层压力上升明显。

图4　不同注气类型、注气量下凝析气井生产指标(F-1方案)Fig.4　Production index varying of 4 gas wells with injection gas volume under Scheme F-1

(4)注入C1地层压力保持水平高于C2。对于注注气见效井,注入C1焖井生产后地层压力保持在原始地层压力的80%以上,但注入C2焖井生产后地层压力最多保持在原始地层压力70%左右。

2.3.2周期注气提高凝析油采收率机理分析A2井钻遇强“串珠”反射、特高含凝析油的裂缝孔洞型储层。从生产动态特征看,A2井前期油压、油气递减率均较小，含水率低，生产120 d后含水率迅速上升,底水突破,油气低产低效后关井,后期间歇开井暴性水淹。根据水侵体积系数随采出量变化曲线推知该井前期形成底水-裂缝-孔洞-裂缝-井底水侵模式，后期形成底水-裂缝-井底的复合强水侵模式。根据图5基质、裂缝含水饱和度变化程度可以看出,基质在生产210 d后含水饱和度从初期的0.28增加到0.35,390 d后达到0.47；相对基质,裂缝在生产210 d后含水饱和度增至0.38,390 d后达到0.84,数值模型中基质、裂缝含水饱和度随时间变化的差异印证了油藏工程推算的水侵模式。因此,结合动态变化特征,初步分析周期注气提高凝析油采收率机理如下：

(1)A2井目的储层是特高含凝析油凝析气藏,由于强底水迅速锥进形成水窜通道,天然水体未能有效补充地层能量,导致该井在注气前地层压力已衰竭至最大反凝析速度压力点以下,凝析油大量析出并聚集在井周附近；同时,由于强底水先均匀水侵,后经裂缝迅速突破锥进,直接导致裂缝空间被大量地层水占据,迫使注入气大量进入基质储层抽提、驱替蒸发液相凝析油,扩大横向波及体积。

(2)强底水沿裂缝迅速锥进,分隔储层中大量已成连续相的凝析油,从而使得注入气与液相凝析油接触面增大,抽提、驱替蒸发效果明显,加之A2井地露点压差大(17.47 MPa),反凝析进入气相的凝析油在开井生产压降过程中不会立即发生相变,井周主要以气水两相流为主,大量凝析油随气相带出。

(3)相对C1,C2注入量提高凝析油产量较大,压力保持水平较低。二者巨大差异在于C1与C2均通过与凝析油多次接触,不断从凝析油中抽提出C2—C6中间组分进行富化,一方面将重组分反凝析带入气相采出,另一方面使它的组成与接触的凝析油组成接近,提高抽提效果。由于A2井的(C2—C6)/C1值达到0.19,C2—C6中间组分含量较高,导致注入C2后对C2—C6中间组分抽提效果好于C1。

图5　A2井基质、裂缝含水饱和度随生产时间变化图Fig.5　Water saturation of matrix and fracture of well A2 at different production time

A3C井洞穴渗流特征明显,初期具有定容衰竭开发特征，中期沟通下部水层补充地层能量,出现油压上升、气油比降低、产油量增加等现象；之后底水突破,气油比迅速上升,形成底水-裂缝-孔洞-洞穴-井底的水侵模式抬升洞穴底部凝析油直至水淹井底,造成该井后期低产低效关井。根据注气后地层压力保持水平和生产动态特征可以看出A3C井是孤立洞穴储层,周边发育有底水沟通的裂缝系统。

A3C与A2井注气提高凝析油采收率机理略有差异,由于A3C井与A2井原始凝析油含量相差2倍,(C2—C6)/C1值仅为0.7,使得注入C1、C2后驱替蒸发作用大于抽提作用,液相凝析油被采出效果较差；同时,由于A3C井在自然衰竭开采期地层压力未衰竭至最大反凝析速度压力点,凝析油析出程度较小；此外,根据目的层成像测井数据(表4),A3C井裂缝未填充高角度裂缝较A2井发育,且水侵程度弱于A2井,这加大了A3C井在裂缝发生气窜的程度,减小注入气进入基质进行抽替、驱替凝析油量的能力。三者综合导致A3C井注气增油幅度较小。另一方面,由于A3C井洞穴储层相对孤立,注入气在裂缝与基质整体系统中处于封闭状态,相对A2井,发生裂缝窜流损失量较小,从而造成产出凝析气量随注入气量增加而增加。

A6井鹰山组储层诱导缝发育,储量较大,油压下降缓慢,日均产油气量较高,后期沟通低部位边水,经裂缝快速窜进而暴性水淹关井,水侵模式主要以边水-裂缝-井筒为主,底水-裂缝-孔洞-裂缝-溶洞-井筒为辅。与A2、A3C井注C1、C2均能提高凝析油产量但略有不同,A6井在衰竭开发结束后注C1却不能有效提高凝析油含量。

表4　注气替油井目的层段成像测井裂缝数据统计

结合表4成像测井裂缝统计数据、动态生产特征及水侵模式,A6井周期注气提高凝析油采收率机理与A2井有较大差异：

(1)A6井诱导缝发育,边水后期被沟通快速水窜使得A6井周大量裂缝空间被边水占据,注入气进入裂缝系统发生气窜,削弱了气体进入基质储层的能力。

(2)注入的C1不断抽提、驱替、蒸发液相凝析油,但由于气相渗流能力远大于油相,大量进入气相的凝析油被注入气携带远离近井地带；待焖井结束后随气相向井筒渗流过程中,因为A6井地露点压差小(1.58 MPa),最大反凝析速度压力点较高(43.03 MPa),气相中的重组分在采出过程中由于压降又迅速反凝析,造成油气水三相渗流；同时,由于存在“注-焖-采”周期直接影响生产井生产时效。三者综合导致A6井注入C1未能有效提高凝析油产量。与注C1相比,由于C2抽提凝析油能力强于C1,一定程度能提高凝析油产量。

A5井注气不仅不能有效提高凝析油产量,反而造成油气减产。A5井钻遇地层能量供应充足的裂缝孔洞型、洞穴型储层,以裂缝孔洞型储层为主；生产动态特征表现为前期定容衰竭,中期沟通周边储层供液,期间间歇小量产出凝析水。由于近井带发育开度较大、延展较远的未充填高角度裂缝(表4),平均缝宽达到2.1～2.6 mm,从而造成注入气由井筒大量窜入非储存空间的裂缝发生气窜作用；其次,根据注气后较高的压力保持水平可以判定裂缝与基质耦合连通程度较低,注入气无法有效由裂缝向基质储层渗流,同时一部分气体会沿裂缝窜入被沟通的周边储层形成气锁效应而造成油气减产。

2.4影响周期注气开发效果的因素

(1)工作制度。不同工作制度下注C1产生的油气产量变化见图6，随”注-焖”周期延长,近井地带液相凝析油由于压力恢复和注入气推动力被注入气带离近井地带范围越远；同时注入气波及气藏面积更广,稀释远井地带的凝析油气体系,从而造成开井生产后随凝析气带出的凝析油量减少。由于A2井井周裂缝不及A6井发育,注入的气体大量通过裂缝进入基质,为此所带来的负面效应大于A6井。

图6　不同周期注C1方案指标变化Fig.6　Production indexs of A2 and A6 gas wells under different cyclic gas injection schemes

(2)裂缝与基质耦合连通关系。根据图7显示的A2、A6与A5井井周Sigma值分布情况(红框范围)可以看出,A2和A6井井周Sigma值较高,说明基质与裂缝的耦合连通程度较好，而A5井井周Sigma接近0,说明基质与裂缝的耦合沟通程度差。良好的耦合连通性一方面增强注入气通过裂缝进入基质储层的能力；另一方面,沿裂缝通道窜进的边底水会阻碍注入气在裂缝空间流动,横向增强注入气进入基质进行抽提、驱替的能力,边底水水窜越严重,周期注气提高凝析油采收率越高。

图7　A2、A6、A5井目的层井周SIGMA值分布Fig.7　Sigma value distribution of objective layer around wells A2,A6 and A5

3结论

(1)建立了最大反凝析速度辨别方法。单位压降凝析液析出速度拟合特征曲线会出现多个极值点,第1个极大值点是单位压降凝析油最大压力点析出速度,第1个极小值点是保压开采最低压力点。

(2)认为洞穴型、裂缝-孔洞型凝析气藏周期注气替油提高油气采收率机理：恢复地层能量,减缓气藏能量下降幅度；通过抽提、纵向驱替液相凝析油；驱替前期被边底水分割的剩余凝析油、气,扩大横向波及体积。

(3)(C2—C6)与C1比值决定注入气抽提与驱替作用效率,C2—C6组分含量越大,注入C2抽提与混相驱替效果越好。

(4)裂缝发育程度，裂缝与洞穴、孔洞储层的耦合连通性,边底水水窜程度是决定周期注气效果的关键因素。

参 考 文 献：

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责任编辑：贺元旦

Study on Periodic Gas Injection Mechanism of Condensate Gas Reservoirs With High to High-super Content of Condensate Oil in Central Tarim by Numerical Simulation

CHENG Liang1,ZHANG Xiaodong1,WANG Juan1,WANG Juan2,ZHONG Jinyin1,LI Zhuzheng1,HUANG Tingting1

(1.Research Institute of Geological Exploration and Development,Chuanqing Drilling Engineering Limited Company,Chengdu 610081,Sichuan,China;2.Exploration and Development Research Institute,Southwest Oil & Gas Field Company,Chengdu 610500,Sichuan,China)

Abstract:Taking the condensate gas reservoir with high to high-super content of condensate oil in II block of No.1 gasfield of central Tarim as an example,a method for judging the maximum reverse condensate velocity is established to enhance the recovery factor of condensate oil in condensate gas reservoir.The periodic gas injection mechanisms of different types of condensate gas reservoirs with high to high-super content of condensate oil are analyzed by numerical simulation based on the dynamic production characteristics of single wells.It is shown that: ① There are several extreme points on the fitting characteristic curve of the precipitation rate of the condensate liquid per the unit pressure drop based on the relationship between condensate oil and pressure.The first extreme maximum point is of the greatest precipitation rate of condensate oil per unit pressure drop,the first extreme minimum point is the lowest pressure point for exploiting the condensate under holding formation pressure when formation pressure is lower than dew point pressure.② The greater the retrograde condensate degree during depletion development and the component ratio (C2~C6)/C1 of condensate gas,the more the enhanced recovery factor of condensate oil in cyclic gas injection.③ The greater the water invasion volume coefficient,the worse the fracture development and the higher the coupling degree of matrix (cave and vug reservoir)and fracture,the more the enhanced recovery factor of condensate oil in cyclic gas injection.④ Compared with depletion development,to inject C1 and C2 can all enhance the recovery factor of condensate oil,and to inject C2 can achieve better extraction and oil displacement effect.

Key words:condensate gas reservoir;periodic gas injection;numerica simulation of gas injection;recovery factor of condensate oil;Central Tarim

文章编号：1673-064X(2016)02-0057-08

文献标识码：A

DOI：10.3969/j.issn.1673-064X.2016.02.009

中图分类号：TE372

作者简介：程亮(1977-)，男，工程师，博士研究生，主要从事油藏工程、提高采收率技术研究。E-mail:cldejia2000@sina.com.cn

基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(编号：2011ZX05059-001)部分研究成果

收稿日期：2015-08-20