龙凤山凝析气藏开发技术政策研究

张广权，孙 兵，杨小松，贾跃玮

(中国石化勘探开发研究院，北京 100083)



龙凤山凝析气藏开发技术政策研究

张广权，孙 兵，杨小松，贾跃玮

(中国石化勘探开发研究院，北京 100083)

针对龙凤山地区高含油致密低渗凝析气藏在储层描述和开发技术政策制订方面存在的问题和难点，在测井、录井等资料分析的基础上，采用宏观与微观证据相结合的方法，确定了龙凤山气田营四砂组的沉积体系，明确了影响气藏的主控因素，落实了有效储层发育区域，结合流体PVT实验分析，确定了营四砂组气藏类型。在储层地质研究的基础上，理论结合实践经验，针对龙凤山气田营四砂组凝析气藏高含油的特征，首先修正了凝析气藏相关气藏工程的分析方法，其次考虑气井反凝析、最小携液、最大极限压差等因素，计算合理产量和生产压差。综合分析认为合理井距为600～700 m，合理产气量为2×104m3/d，初期生产压差不大于5 MPa。研究结果为气田开发方案的编制、优化调整和气田的高效开发奠定了基础。

凝析气藏；扇三角洲沉积体系；开发技术政策；龙凤山气田

0 引 言

凝析气藏作为重要的特殊油气藏类型，经济价值很高，但开发过程很复杂。在开采过程中，凝析气藏油气体系的渗流伴随着复杂的相态变化[1-4]。制订合理的开发技术政策，抑制反凝析伤害，保持气井稳定生产，是凝析气田高效开发的关键[5-10]。龙凤山凝析气藏属于近饱和高含油的致密低渗碎屑岩储层凝析气藏，国内外关于该类型气藏开发的相关经验较少。随着龙凤山地区勘探开发的深入研究，在地质认识和高效开发方面存在诸多问题和难点亟待解决：储层厚度薄、非均质性强，气藏高产富集规律研究难度大；该类型凝析气藏的合理井距、合理产量和合理生产压差等较难确定。针对上述问题，开展龙凤山气田营四砂组凝析气藏开发技术政策论证研究，为气田开发方案的编制、优化调整和气田的高效开发奠定了基础。

1 地质概况

龙凤山气田构造上位于松辽盆地中部长岭断陷南部北正断阶带，呈北西断、南东超的箕状断陷(图1)。含气层位主要为营城组，自下至上细分为7个砂组。从测试情况看，营城组三、四和六砂组测试获工业油气流；其中营四砂组测试为凝析气，北201井的营四砂组采用自然能量限量放喷，平均日产气为2.3×104m3/d，日产油为5.5 t/d。为了精细刻画储层展布，制订合理的技术政策，将营四砂组细分为上、下2段开展研究。

2 储层沉积特征及气藏主控因素分析

在区域沉积背景指导下，通过分析岩心相、测井相和地震相，认为龙凤山气田营四砂组发育扇三角洲前缘沉积体系，微相包括水下分流河道、河口坝、席状砂和分流间湾等。营四砂组下段发育厚层的多期叠置分流河道，水动力较强，河道冲刷严重；上段发育多期砂泥互层的分流河道沉积，摆动、侧向迁移频繁。结合动态测试成果，认为有利沉积微相为分流河道。在沉积特征研究的基础上，通过测井精细解释，认为该区构造浅部位储层物性较差，以干层为主，构造深部位储层发育较差、以差气层为主；上段气层薄、分布范围广，下段气层厚、分布范围较小。综合分析认为营四砂组有效储层分布分别受构造和沉积控制，气藏类型为受断层遮挡、坡折带影响、河道控制的构造-岩性凝析气藏。利用容积法分层段计算凝析气藏储量，叠合含气面积为7.5 km2，总储量为30×108m3，凝析油储量为115×104t，干气储量为27×108m3。

3 凝析气藏相态特征

在北201井营四砂组取样，取样当日的生产气油比计量较准确，由于产量、压力相对稳定，取样样品有一定代表性。通过室内高压PVT实验，获得气藏热力学参数场，确定了气藏的P-T相图(图2)。由图2可知，取样气油比来源于更准确的分离器计量，露点压力为31.7 MPa，和地层压力相当，其相图更接近实际。按照SY/T6101标准，北201井营四段试采气油比为2 333 m3/m3，罐油密度为0.77 g/cm3，判定为凝析气藏；气藏凝析油含量为306.5 g/m3，结合凝析气藏细分标准，进一步判定气藏为高含油凝析气藏[11-13]。

图1 龙凤山凝析气藏营四砂组顶面构造

图2 北201井营四砂组样品P-T相图

4 合理开发技术政策论证

4.1 合理井距论证

4.1.1 经济极限井距

单井极限控制储量是指在一定的开发技术和财税体制下，新钻开发井经济开采期内能获得基准收益率为12%时所要求的最低储量值，当新钻井控制储量大于这一值时，则认为经济上是可行的。

(1)

(2)

式中：C为单井钻井费用和地面费用，元/口；t为基准投资回收期，a；I为资金成本率；P为单井年固定操作费，元/(口·a)；Ag为天然气销售价，元/m3；Ao为凝析油销售价，元/t；Eg为基准回收期内天然气采出程度；Eo为基准回收期内凝析油采出程度；Cqv为天然气单位变动操作费，元/m3；Cov为凝析油单位变动操作费，元/t；Tgx为天然气附加费，元/m3；Tox为凝析油附加费，元/m3；GOR为气油比，m3/t；G为天然气地质储量，108m3；Gsg为单井极限控制储量，108m3；d为井距，m。

式(1)、(2)中：C=1 332×104元/口，t=6a，I=5.5%，P=65×104元/(口·a)，Ag=1.83 元/m3，Ao=2 460 元/t，Eg=15%，Eo=8%，Cqv=0.08 元/m3，Cov=600 元/t，Tgx=0.095 元/m3，Tox=0.201 元/m3，GOR=2.9×103m3/t。计算得到视单井控制经济下限储为6 529×104m3，对应的经济极限井距为417 m。

4.1.2 经济合理井距

确定一个气藏的合理井网密度，一般需要考虑3个方面的影响因素：气田地质特征、气层物性特征、经济合理性与市场需求。龙凤山气田为无边底水定容驱动砂砾岩气藏，而且渗透率极低。因此，在确定合理井距时主要考虑了储层分布和经济效益。

(3)

(4)

式中：Fa为井网密度，口/km2；Eg、Eo为天然气、凝析油采收率；Ng为凝析气地质储量，108m3；No为石油地质储量，104t；Tg、To为天然气、凝析油税收率；M为单井总投资，104元；Og为天然气操作费用，元/m3；Oo为凝析油操作费用，元/t；R为贷款利率；T为评价年限，a；LRg为天然气合理利润，元/m3，LRg=0.1Ag；LRo为凝析油合理利润，元/t，LRo=0.1Ao；ag、ao为天然气、凝析油商品率；Co为单井固定操作费，104元；Da为井距，m。

在天然气销售价为1.83 元/m3，凝析油售价为2 460 元/t的条件下，计算得到合理井距为631 m。另外，参考中国白庙、桥口等凝析气田的开发经验[14-18]，为了满足单井控制储量的要求，结合经济评价，综合分析认为水平井合理井距应为600～700 m。

4.2 合理产量和合理生产压差论证

4.2.1 合理产量

(1) 经济极限产量。经济极限产量的评价方法是通过评价气藏开发的经济效益从而确定气田开发的合理产量界限。视单井控制经济下限储量为6 529×104m3条件下，按采气速度为3.5%计算视单井经济极限日产气量为7 140 m3/d；按凝析油相对密度为0.78计算凝析油的当量气体体积为135 m3/m3，则单井经济极限凝析气和凝析油日产量分别为6 300 m3/d、6 t/d。

(2) 采气曲线法。利用一点法计算出无阻流量，再结合各测试段的产量和井底流压可求出各井测试段的二项式产能方程。根据二项式产能方程，可绘制测试层段的二项式产能曲线，一般情况下，气井的合理配产应该保证气体不出现湍流，即在二项式产能曲线上沿早期达西渗流直线段向外延伸，直线与二项式产能曲线切点所对应的产量即为气井的合理产量，合理产量所对应的压差即为合理生产压差。绘制北201井采气指示曲线，分析不出现湍流的最大合理产量(红色切线的切点处)，即合理气产量约为2.3×104m3/d(图3)。

图3 北201井采气指示曲线

(3) 最小携液产量。天然气开发一般以衰竭方式进行，依靠天然能量实现气井的自喷生产，但是在开发过程中，随着地层压力的降低及凝析油反凝析，气井中常常会产出大量的油，若没有足够的能量将油连续带出井筒，最终在井底会形成积液将气井压死。因此，有必要研究气井的携液临界产量，来确定气井合理产量，保证井底不形成积液(表1)。参考李闽[19-20]的计算最小携液量的算法，温度取293.5 K，油管内径取76 mm，凝析气的相对密度取0.74。综合井口压力和油管内径，计算直井的临界携液产量应不小于2.0×104m3/d。

表1 最小携液产量(据李闽)

(4) 试采分析法。由于龙凤山气藏营四砂组为近饱和凝析气藏，过高的配产将导致气井过早出现反凝析现象。当北201井以3.0×104m3/d配产试采时，在较短的试采期间内就出现了气油比上升的趋势，表明气井出现反凝析。但当配产调低后，气油比也逐渐稳定。

综合以上几种方法，考虑单井应该具有一定的稳产时间、避免生产压差过大形成压降漏斗、单井累计产气量和初始日产气量不小于各自的经济极限产量、合理产量应大于临界携液产量等因素，确定合理产量为2.0×104m3/d。

4.2.2 合理生产压差

确定凝析气藏合理生产压差应遵循如下原则：考虑反凝析对应的生产压差；生产井具有足够的携液能力；气井产量应小于最大极限产量。满足以上原则的生产压差，就是合理的生产压差，即：

Δplim<Δpr<Δpvc

(5)

式中：Δplim为最小携液生产压差，MPa；Δpr为合理生产压差，MPa；Δpvc为井底附近地层不出现显著反凝析现象的生产压差，MPa。

对于近露点凝析气藏，反凝析液饱和度不大于3%孔隙体积倍数所对应的生产压差即为合理生产压差，北201井营四砂组为近露点凝析气藏，井底附近地层不出现显著反凝析现象的生产压差上限约为6 MPa[21-22]。

依据最小携液流量计算结果，得到不同井口压力、不同油管尺寸下气井具有足够携液能力的生产压差(表2)。由表2可知，随着套管管径的增大，生产压差随之增大。根据不同套管管径下的合理生产压差分析，管径为11.7 cm时，合理生产压差为4.34 MPa。结合龙凤山凝析气藏的地质特点和目前钻井的试采数据分析，建议初期生产压差应小一些，不大于5.00 MPa。

表2 合理生产压差

其他技术方面，通过数值模拟方法，参考国内外相关气藏的开采速度，确定营四砂组采油速度为3.5%。结合龙凤山气田开发时会存在反凝析现象，适当提高废弃地层压力，营四段气藏废弃地层压力初步取值8 MPa。经过充分调研国内外文献和行业标准等大量资料，通过物质平衡、类比和经验取值等方法，综合确定凝析气的采收率为40%，凝析油的采收率为20%[23-25]。

4.3 开发部署方案实施效果

根据气藏评价结果，以最大限度提高储量控制程度，提高单井产能和经济效率为目标，按照针对该类型凝析气藏制订的开发技术政策，开展了方案部署。目前部署的15口开发井已全部实施并投产，天然气年产能力为1.06×108m3/a，凝析油年产能力为1.88×104t/a。并实现了钻井成功率100%、产能建设率100%的设计目标。目前气井投产后，各气井的产量和压力均较为稳定，达到了预期目标。平均日产气为2.20×104m3/d，日产凝析油为6.20 t/d，平均试采产量为1.40×104m3/d。截至2016年5月底，已累计产气0.41×108m3，累计产凝析油0.93×104t，经济效益显著。

5 结 论

(1) 龙凤山地区发育扇三角洲沉积体系，有利相带为分流河道。确定了储层展布特征及气藏的主控因素，并确定了龙凤山气藏属于受断层遮挡、坡折带影响、河道控制的构造-岩性凝析气藏。

(2) 通过相态特征分析，结合试采数据等，综合判定该气藏为高含油凝析气藏。

(3) 制订了凝析气藏的合理开发技术政策，考虑气井反凝析、最小携液、最大极限压差等方面内在需求，优化气井的合理产量及生产压差。合理开发井距为600 m，合理产气量为2×104m3/d，合理生产压差初期不大于5 MPa。

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编辑 刘 巍

20160704；改回日期：20160922

中国石油化工股份有限公司油田部开发先导项目“龙凤山地区气藏开发评价研究”(G5800-16-ZS-YTB028)

张广权(1979-)，男，高级工程师，2003年毕业于华北理工大学地质专业，2006年毕业于中国地质大学(北京)油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事天然气开发工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.016

TE349

A

1006-6535(2016)06-0072-05