海上高含CO2高含凝析油气顶油藏开发方式研究

余华杰

(中海油研究总院 开发研究院，北京 100028)

海上高含CO2高含凝析油气顶油藏开发方式研究

余华杰

(中海油研究总院 开发研究院，北京 100028)

摘要：为制定高含CO2高含凝析油气顶油藏的合理开发方式、提高凝析油和油环油采收率，了解高含CO2高含凝析油的凝析气顶在开发过程中的复杂相变行为和不同开发方式对开发指标的影响。基于高含CO2高含凝析油气体样品的室内PVT实验结果，利用Eclipse数值模拟软件模拟注CO2和CH4膨胀对凝析气相态的影响和不同开发方式。研究发现，CO2和CH4均能使凝析气体系的弹性膨胀能力增强、最大反凝析压力降低及最大反凝析油量减少；循环回注CO2开发比衰竭开发提高油环油采收率4.3%、提高凝析油采收率约26.4%。结果表明，循环回注CO2开发是最为合理的开发方式、开发效果最好，注水开发次之，衰竭开发效果最差。

关键词：高含CO2；高含凝析油；气顶油藏；数值模拟；开发方式

气顶油藏属于较难开发的油气藏，气顶区、油区和边底水区属于同一流体系统，在原始状态下处于压力平衡状态。一旦油气藏投入开发后，油、气、水三相任何一方的压力变化都会导致油气水区流体的窜流，造成油气资源损失于地层而无法被采出或增加开采难度[1-5]。最近，在中国渤海湾盆地发现了国内外极为罕见的有别于常规气顶油藏的高含CO2高含凝析油气顶油藏。凝析气顶油藏在开采过程中存在油气体系的复杂相变，使其开发方式不同于常规油藏和气藏[6-7]。对于纯凝析气藏的开发，国内外多采用衰竭开发和注气保持压力开发[8-9]；对于凝析气顶油藏，其开发方式复杂多样，属于最难开发的油气藏[10-11]。如何高效开发此类凝析气顶油藏、提高凝析油和油环油采收率是当前面临的难题。

1地质油藏特征

研究区位于渤海中部海域，平均水深30 m，油田位于石臼坨凸起东倾末端北侧边界断裂下降盘断坡带，南依石臼坨凸起，北临秦南生油凹陷，为一典型受控于边界断裂的断鼻构造砂岩凝析气顶油藏。储层平均孔隙度19.2%、平均渗透率159.0×10-3μm2；油气藏埋深-3 050～ -3 318 m，原始地层压力31.08 MPa，凝析气顶的露点压力和油环油的饱和压力均等于原始地层压力，为地露、地饱压差均为零的高饱和凝析气顶油藏；气顶凝析油含量422 g/m3(属于高含凝析油)、凝析气顶天然气组分中CO2含量41.7%(属高含CO2)，流体各组分的含量如表1所示，油环原油黏度1.42 mPa·s、油柱高度47 m、油环跨度600 m。凝析气顶区天然能量充足，气顶指数2.0，边水区天然能量较弱，边水体积为油藏体积的2～3倍。凝析气顶天然气地质储量数十亿方、凝析油地质储量数百万方，约占整个油气藏原油地质储量的40%。

2注气相态模拟实验

由表1可知，凝析气顶中CO2和CH4为主要组分，其含量均约42%，两者含量之和约为83%，C2～C6的含量约10%，其他非烃以及C7+以上的组分含量约7%。

表1　凝析气顶流体组分组成

根据该凝析气顶样品物性参数的实验室分析结果，利用ECLIPSE数值模拟软件中的PVTi模块对实验结果进行拟合，首先拟合大气条件下凝析油的密度和气油比，以及原始地层条件下的露点压力；然后拟合地层温度下变压力的等组分膨胀实验和定容衰竭实验；最后基于拟合后的PR3状态方程，模拟计算注入CO2或CH4组分对高含CO2高含凝析油凝析气体系相态和物性的影响，计算结果如图1、图2所示。

图1　注入介质对体系饱和压力的影响

图2　注入介质对体系膨胀系数的影响

由图1可知，在凝析气原始组分构成状况下，随着CO2或CH4的不断注入，凝析气体系的露点压力随之降低，并且在相同注入量下，CH4降低凝析气露点压力的效果好于CO2，原因在于CH4的临界压力远低于CO2。由图2可知，随着CO2或CH4的不断注入，凝析气体系的弹性膨胀能力随之增大，体系的弹性膨胀能成指数增长，有利于提高体系的排驱能力，并且在相同注入量下，CH4增强凝析气体系膨胀能的效果略好于CO2。

3开发方式优选数值模拟研究

凝析气顶油藏，在开发过程中必须同时考虑凝析气顶的反凝析和油环油的开发，使得开发方式异常复杂[12]。通常，凝析气藏的开发方式主要有衰竭开发、保持压力开发和部分保持压力开发3种形式[13]。根据研究区地质油藏特征建立油藏数值模拟模型，考虑到气顶流体组分的复杂性和凝析气顶和油环油的复杂相变，利用E300组分模块进行不同开发方案的计算。

3.1衰竭开发

衰竭开发是仅利用天然能量开发油气藏的一种方式。为了考虑气顶区和边水区天然能量对油气藏开发效果的影响，在油藏数值模拟模型中分别设置不同油气藏类型(表2)。由于气顶为高饱和凝析气顶，若直接在气顶区实施降压开采，势必造成凝析油过早反凝析而在地层中无法采出，同时堵塞近井地带，导致气井停产，或者由于气顶区压力低于油环区压力导致油环油侵入气顶区损失在地层中，因此考虑仅在油环区部署开发井，气顶区不部署开发井，计算结果见表2。

表2　不同区域天然能量对开发指标的影响

由表2可知，边水区和气顶区的天然能量可分别提高油环油采收率约3%和6%，边水区和气顶区的综合天然能量提高油环油采收率约8%，相对天然能量较弱的边水区，气顶区能明显提高油环油的采收率，主要是由于气顶区强大的天然弹性膨胀能对油环油的排驱作用。气顶气依靠自身弹性膨胀采出，而溶解在天然气中的凝析油由于压力降低从天然气中反凝析出来，损失在地层中而无法被采出，导致凝析油采出程度低，该凝析气在实验室定容衰竭测试过程中，当压力下降到原始地层压力的1/3时，反凝析液量高达16.0%，说明保持压力开发对于提高凝析油的采收率具有极其重要的作用。

3.2注水开发

注水开发是通过补充地层能量保持压力或部分保持压力开发的一种开发方式。由于此类气顶油藏油环跨度较小(约600 m)、油柱高度较低(约47 m)，在油环区域内无法部署面积井网实施面积注水。因此，将采油井布置在油环的纯油区，即外含气边界以外与内含油边界以内的区域，注水井布置在油水界面附近注水开发，设计不同注采比条件下的开发方案，计算结果如表3所示。

由表3可知，随着注采比的增大，油环油采出越多，气顶气和凝析油采出越少。当注采比超过0.5时，注入水会将油环区原油驱替到凝析气顶区，造成油环油的损失，气油界面上升、气顶区被压缩，导致气顶区几乎无法依靠自身弹性膨胀气窜到油环采油井被采出，从而降低了气顶气以及凝析油的采出程度。当注采比保持在0.1～0.2时，注入水既能有效保证地层能量驱替油环油，又能保证气顶区能量的自然缓慢释放而获得较高的油环油、天然气以及凝析油采收率。因此，保持合理的注采比控制气油界面的稳定、综合利用好气顶的天然弹性膨胀能以及注入水的能量是提高凝析气顶油藏采收率的关键。

表3　不同压力保持水平下油田开发指标对比

3.3注气开发

无论衰竭开发还是注水开发，凝析油的采收率均较低，因此考虑从气顶注气直接对凝析气顶补充能量，同时利用注入介质与凝析气顶流体组分之间的传质来改变凝析气的相态以降低凝析油的反凝析、提高凝析油采收率。为对比CO2和CH4气体对凝析气顶油藏开发指标的影响，设计循环回注CO2和CH4气体开发方式下的2种开发方案，计算结果见表4。

表4　不同循环回注介质对开发指标的影响

由表4可知，循环回注CO2或循环回注CH4开发效果大体相当。其主要原因是由于凝析气顶中CO2和CH4的含量基本相当(表1)，因此在循环回注CO2或CH4的过程中对地层能量的补充程度基本一样，致使累采地层原油量基本相当，在生产过程中随CO2或CH4气体的不断采出、分离，然后注入气顶，凝析气体系的组成不断趋于露点压力降低的方向发展，露点压力降低将有效延缓凝析油的反凝析。循环回注CO2开发，油环油采出程度高于循环回注CH4开发，主要是由于CO2能够降低油气界面张力、极易溶入油环油与油环油混相，降低油环油粘度，提高油环油的采收率；循环回注CH4开发，凝析油采出程度高于循环回注CO2开发，主要是由于CH4能大幅降低体系的反凝析压力，同时CH4具有很强反蒸发作用和对凝析油的萃取抽提作用，在不断循环回注过程中，使地层中的气体干度不断增加，从而通过对凝析油的超临界抽提和多级接触混相驱替，使部分反凝析油蒸发或通过降低凝析油气界面张力将凝析油驱向油环而被采出。然而，考虑到温室气体CO2对环境的影响，在两者开发效果大体相当的情况下，优先选择循环回注CO2开发。

3.4开发方式比选

通过上述对该凝析气顶油藏衰竭开发、注水开发以及注气开发的模拟计算结果，对不同开发方式的指标进行对比，如图3所示。

图3　不同开发方式开发效果对比

由图3可知，在循环回注CO2开发方式下，可大幅提高凝析油采收率，与衰竭开发相比，可提高4.3%油环油采收率、26.4%凝析油采收率，致使原油采收率提高近13%。注水开发与衰竭开发相比，提高原油采收率仅4%，开发效果差于循环回注CO2开发，主要是由于注水开发不能实现对气顶直接补充能量，导致凝析油采收率低。由此可见，对于研究区髙含CO2高含凝析油的气顶油藏而言，循环回注CO2开发是最为理想的开发方式，不仅能发挥CO2大幅提高原油采收率的作用，同时也能实现CO2气体的就地埋存。

4结论

1)CO2和CH4均能降低凝析气体系的露点压力、增大凝析气体系的弹性膨胀能，CH4对于降低凝析气露点压力的效果明显好于CO2，CH4对于增强凝析气体系膨胀能的效果略好于CO2。

2)对于注水开发，保持合理的注采比控制气油界面的稳定，综合利用气顶的天然弹性膨胀能和注入水的能量是提高凝析气顶油藏采收率的关键。

3)循环回注CO2或循环回注CH4开发效果大体相当，但考虑到温室气体CO2对环境的影响，应优先选择循环回注CO2开发。

4)循环回注CO2开发效果最好，注水开发次之，衰竭开发效果最差。

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(责任编辑：高丽华)

Development Method of Offshore Gas Cap Reservoir with High CO2and High Condensate Oil

YU Huajie

(Development Research Department, CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

Abstract:For the purpose of plotting reasonable development method of gas cap reservoir with high CO2 and high condensate oil, and enhancing condensate oil and oil rim recovery factor, it is necessary to study the influences of the phase changing behavior of condensate gas cap with high CO2 and high condensate oil in the process of development and of the different development methods on development index. Based on the indoor PVT testing results of condensate gas sample with high CO2 and high condensate oil, the process and influence of injecting swell with CO2 and CH4 on condensate gas phase were simulated by using Eclipse reservoir numerical simulation software, and different development methods were studied. It was found that both CO2 and CH4 could enhance the elastic swell capability and decrease the maximum retrograde condensate pressure as well as the peak quantity of retrograde condensate liquid, and that compared with depletion development, cycle injecting CO2development could raise 4.3% of the recovery factor of oil rim and 26.4% of the recovery factor of condensate oil. All the results prove that cycle injecting CO2, as the most reasonable development method, has the best development performance; next to it is the method of injecting water; and depletion development has the worst development performance.

Key words:high CO2; high condensate oil; gas cap reservoir; numerical simulation; development method

收稿日期：2015-08-04

基金项目：国家科技重大专项(2011ZX05030-005)

作者简介：余华杰(1983—)，男，湖北安陆人，工程师，主要从事油气藏工程及数值模拟等方面的研究. E-mail:yuhj3@cnooc.com.cn

中图分类号：TE345

文献标志码：A

文章编号：1672-3767(2016)02-0016-06