凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究——以牙哈气藏为例

伍轶鸣，姚琨，刘艳，李湘云，吴蜜蜜，成荣红

凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究——以牙哈气藏为例

伍轶鸣1，姚琨1，刘艳1，李湘云2，吴蜜蜜1，成荣红1

（1.中国石油塔里木油田公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841599； 2.中国石油休斯敦技术研究中心，北京 100028）

以牙哈（YH）凝析气藏E+K区块M井组为例，建立典型井组数值模拟模型，对注气提高采收率主控因素及其机理进行了研究。在注采部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机及压力恢复程度不同的条件下，模拟生产效果并对井组注气方案进行了优化。结果表明，采用“上注⁃下采”、循环注气、注气量（30.50～36.60）×104m3/d（年注气量为原始地质储量的2.50%～3.00%）、维持较高地层压力（衰竭至不低于露点压力）等条件时，凝析油开发效果较好。研究结果可为YH凝析气田注气开发中后期提高采收率技术政策制定提供依据，为凝析气田中后期开发调整提供指导。

凝析气藏； YH凝析气藏； 注气提高采收率； 数值模拟

近临界油气藏一般是指油气藏地层温度（r）介于（0.95～1.05）c（c为临界温度）的油气藏流体[1]。近年来，在国内外深部地层勘探中发现了相当数量的近临界油气藏，表现为气液两相性质差异小，以及一种流体在温度、压力变化较小的范围内可能同时具有易挥发油和凝析气的共同特征[2⁃3]。凝析气藏由于其相态特征比一般气藏更加复杂，兼有油藏和气藏的双重特性，生产过程中压力导致的相态变化极大地影响凝析油开发效果。在凝析气藏开发过程中，当地层压力低于露点压力时，凝析油会从气相中析出，并且在近井地带大量聚积，造成原有渗流孔道堵塞，降低气相渗透率，从而导致产量降低[4⁃8]。针对凝析气藏相态特征，不少学者展开了研究。目前，在生产实践中针对凝析气藏主要以衰竭开发和注气开发为主。郭平等[9]、汤勇等[10]、Z.H.Wang等[11]、Y.Yang等[12]均对凝析气藏衰竭开发过程中的相态变化进行了研究；焦玉卫等[13]、朱忠谦[14]针对凝析气藏循环注气过程中的流体相态变化特征进行了研究。结果表明，若要最大限度地提高凝析油采出程度，则应保持地层压力，相比于衰竭开发，注气更有利于保持地层压力，提高凝析油采出程度，延长凝析气藏寿命。

YH气藏E+K区块的凝析气藏位于库车前陆盆地南缘的前缘隆起带，该前缘隆起带由一系列断背斜、断鼻构造组成，已发现包括YH凝析气藏在内的一系列凝析油气田，例如英买力、红旗、羊塔克等。YH气藏E+K区块的地层渗透率介于0.08～729.32 mD，地层渗透率平均值为26.70 mD，具有储层渗透率较低、孔隙结构复杂、层间与层内非均质性严重等特点，对该类凝析气藏进行研究具有较为重要的现实意义。因此，以YH凝析气田为例进行了研究，以期为YH凝析气田注气开发中后期提采技术政策的制定提供一定依据，进而指导气田中后期开发调整。

1 气田基本情况

1.1 地理位置

YH凝析气田位于新疆维吾尔族自治区库车县境内，北接天山山脉，南邻塔克拉玛干沙漠。该气藏构造位于塔里木盆地塔北隆起轮台断隆中段YH断裂构造带上，整个YH构造带东西长约80.0 km，南北宽约8.0 km，面积约640.0 km2。E+K区块M井组位于天山洪泛平原，地表海拔967.0～1 033.0 m，属戈壁地带，地势平坦，气候干燥。

1.2 基本构造特征

YH凝析气田构造位于塔北隆起轮台断隆中段YH断裂构造带，该断裂带为轮台断隆八个二级构造带中规模最大的一个中新生界构造带。该构造带总体呈北东走向，受南侧倾斜的YH大断裂控制，由多个沿断层发育的中新生界反向屋脊型局部构造组成。区域以变质岩为基底，其上沉积了寒武系和中新生界地层，地层埋深中部浅，向西部倾斜且逐渐变深。

YH凝析气田构造带共由六个主要圈闭组成，由西向东依次为YH1、YH102、YH5、YH2、YH6、YH4。古生界为被断裂复杂化的寒武系潜山断背斜，东西长约31.0 km，南北宽约2.2 km，面积约46.1 km2。

2 M井组数值模拟模型

YH气藏E+K区块M井组为一注一采井组，其原始地层压力为56.09 MPa，储层温度为137.0 ℃，地层孔隙度最小值为0.34%，最大值为40.14%，平均值为13.44%，地层渗透率介于0.21～177.35 mD，地层渗透率平均值为21.80 mD。M井组层内、层间非均质性表现均强。井组控制原始凝析油储量约327.46×104m3（261.97×104t，凝析油密度取0.800 0 g/cm3），原始干气储量约44.53×108m3。M井组模型采用真实地质模型，其原始地层压力平面示意图、原始含气饱和度剖面示意图及地层渗透率剖面示意图如图1—3所示。

图1　M井组模型原始地层压力平面示意图

图2　M井组模型原始含气饱和度剖面示意图

图3　M井组模型地层渗透率剖面示意图

凝析气藏凝析油的密度为0.779 7～0.825 4g/cm3，其平均值为0.799 6 g/cm3，硫摩尔分数小于0.12%，蜡摩尔分数为5.74%～13.77%，胶质、沥青质微量且凝固点为9.0～36.0 ℃，析蜡点为9.0～20.5 ℃。天然气组分中CO2摩尔分数小于1.00%，N2摩尔分数为3.00%～8.00%，其平均值为3.46%，Cl摩尔分数为85.00%左右，气相密度为0.630 0～0.670 0 g/cm3。地层水密度为1.080 0～1.440 0g/cm3，矿化度为137 752～214 209 mg/L。露点压力为52.00 MPa，凝析油含量（每立方米气体中凝析油的质量，下同）为600～700 g/m3，最大反凝析压力为25.00～30.00 MPa，最大反凝析液摩尔分数为30.00%。在实验室对凝析油气相对渗透率进行了测试，结果如图4所示。

图4　凝析油水和油气相对渗透率测试实验数据

流体临界特征参数及气藏烃类流体相图见表1和图5。图5中，m和m分别为包络线最高温度和最高压力，0～100%线为等液量线即液相的等摩尔分数线。

表1　流体临界特征参数

3 注气提高采收率数值模拟

基于M井组数值模拟模型，结合前期理论及实验研究，在注气部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机、压力恢复程度不同的条件下，开展了凝析气藏注气提高采收率模拟研究。

3.1 注气部位

在控制生产速度为36.60×104m3/d（年生产量约为原始地质储量的3.00%，下同）、注采比为1.00∶1.00（注入量与生产量保持相当，下同）、经济极限凝析油质量浓度为80 g/m3（控制关井气油体积比为10 000，取凝析油密度为0.800 0 g/cm3，下同）的条件下，考察了循环注气效果，结果如图6所示。

图5　气藏烃类流体相图

图6　不同注气部位井组30年凝析油累计产量模拟结果

由图6可以看出，采用“上注⁃下采”方案效果最优，凝析油累计产量约为133.97×104t；“中注⁃中采”方案效果次之，凝析油累计产量约120.25×104t；“下注⁃上采”方案效果最差，凝析油累计产量约79.73×104t。经计算可得，三种方案的采出程度分别为约50.54%、45.34%、30.06%。这一现象说明注气凝析气藏有重力分异作用，可提高凝析油产量。

3.2 注入介质

在模拟注入部位采用“上注⁃下采”方案、控制生产速度为36.60×104m3/d、注采比为1.00∶1.00、经济极限凝析油质量浓度为80 g/m3的条件下，考察了注入介质效果，结果如图7所示。

图7　不同注气介质井组30年凝析油累计产量模拟结果

由图7可以看出，采用注CO2方案时效果最优，凝析油累计产量约138.22×104t；循环注气方案效果次之，凝析油累计产量约为133.98×104t，与注CO2方案有一定差距；注甲烷凝析油累计产量约为128.78×104t；注入N2方案效果最差，与其他三种介质差距明显，凝析油累计产量约103.45×104t。经计算可得，四种介质的采出程度分别约为51.89%、50.54%、48.66%、39.58%。

3.3 注气量

在模拟注入部位采用“上注⁃下采”方案、注采比为1.00∶1.00、控制经济极限凝析油质量浓度为80 g/m3的条件下，考察了注气量效果，结果如图8所示。

图8　不同注气量井组模拟30年凝析油累计产量模拟结果

由图8可以看出，凝析油累计产量及采出程度随着注入量的增加而增加。综合考虑经济效益和凝析油采出程度，推荐注气量为（30.50～36.60）×104m3/d（即年注气量为原始地质储量2.50%～3.00%），此时模拟30年凝析油累计产量为（125.75～133.99）×104t，采出程度为47.42%～50.54%。

3.4 注采比

在控制生产速度为48.80×104m3/d（年生产量约为原始地质储量的4.00%），经济极限凝析油质量浓度为80 g/m3，注采比分别为1.00∶1.00、0.75∶1.00和0.50∶1.00的条件下，考察了注采比效果，结果如图9所示。

图9　不同注采比井组模拟30年凝析油累计产量模拟结果

由图9可知，采用注采比为1.00∶1.00的方案效果最优，凝析油累计产量约为146.02×104t；注采比为0.75∶1.00的方案次之，凝析油累计产量约为143.91×104t，且于第29年左右达到经济极限气油质量比（经济极限气油质量比设计为关井气油质量比=10 000）；注采比为0.50∶1.00的方案效果最差，凝析油累计产量约134.84×104t，且于第26年左右达到经济极限气油质量比。经计算可得，三种方案的采出程度分别约为55.08%、54.73%、51.74%。模拟结果说明，维持较高的注采比有利于保持地层压力，提高凝析油采出程度。

3.5 注气时机

在控制生产速度为36.60×104m3/d、注采比为1.00∶1.00）、经济极限凝析油质量浓度为80 g/m3的条件下，分别模拟衰竭开采、衰竭至38.00 MPa后注气开采、衰竭至46.00 MPa后注气开采、直接注气开采的效果，结果如图10所示。

图10　不同注气时机井组模拟30年凝析油累计产量模拟结果

由图10可知，采用直接注气方案效果最优，凝析油累计产量约133.97×104t；衰竭至46.00 MPa后注气方案效果次之，凝析油累计产量约128.04×104t；衰竭至38.00 MPa后注气方案效果第三，凝析油累计产量约124.45×104t；衰竭开采方案效果最差，凝析油累计产量约107.20×104t。经计算可得，四种方案的凝析油采出程度分别约为50.54%、49.15%、48.21%、41.46%。模拟结果表明，地层平均压力越高（接近或高于露点压力）时注气，有利于提高凝析油采出程度。

3.6 压力恢复程度

在控制生产速度为36.60×104m3/d、注采比为1.00∶1.00、经济极限凝析油质量浓度为80 g/m3的条件下，分别模拟衰竭开采、衰竭至38.00 MPa后恢复压力至46.00 MPa再注气开采10年、衰竭至38.00 MPa后恢复压力至58.00 MPa再注气开采10年的效果，结果如图11所示。

图11　不同压力恢复井组模拟凝析油累计产量模拟结果

由图11可知，衰竭至38.00 MPa后恢复压力至58.00 MPa再注气开采10年凝析油采出效果最优，凝析油累计产量约115.67×104t，但压力恢复耗时较长；衰竭至38.00 MPa后恢复压力至46.00 MPa再注气开采10年开发效果次之，凝析油累计产量约113.13×104t，压力恢复时间相对较短；衰竭开采方案效果最差，凝析油累计产量约107.20×104t。经计算可得，三种方案的采出程度分别约为44.43%、43.07%、41.46%。模拟结果表明，衰竭开采后恢复地层压力程度越高（接近或高于露点压力）时注气开采，有利于提高凝析油采出程度，但压力恢复需要一定注入量及时间，需要根据实际情况取舍。

4 结 论

以YH气藏E+K区块M井组为研究对象，基于M井组数值模拟模型，分别考察了注采部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机及压力恢复程度对凝析油累计产量及凝析油采出程度的影响。根据模拟结果，综合考虑凝析油采出程度和经济效益，推荐采用“上注⁃下采”、循环注气、注气量（30.50～36.60）×104m3/d（年注气量为原始地质储量的2.50%～3.00%）、维持较高地层压力（衰竭至不低于露点压力）的方案。此时，模拟30年凝析油累计产量为（125.75～133.99）×104t，采出程度为47.42%～50.54%。研究结果可为YH凝析气田注气开发中后期提采技术政策制定提供依据，指导气田中后期开发调整。

［1］ 李二鹏，唐永亮，李鹏冲.近临界凝析气藏相态特征与开发方式研究［J］.科学技术与工程，2014，14（5）：223⁃226.

［2］ 沈平平，郑希潭，李实，等.富凝析气近临界特征的试验研究［J］.石油学报，2001，22（3）：47⁃51.

［3］ 张利明，王小强，侯大力，等.塔里木盆地近临界油气藏相态特征［J］.天然气地球科学，2020，31（3）：370⁃374.

［4］ 卢海娇.苏格里气田召51区块上古生界有利沉积相带展布研究［D］.西安：西北大学，2014.

［5］ 明瑞卿，贺会群，胡强法.底水凝析气藏见水时间预测新方法［J］.特种油气藏，2018，25（5）：99⁃103．

［6］ 明瑞卿，贺会群，胡强法.边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型［J］.特种油气藏，2018，25（2）：76⁃79．

［7］ 冯强汉，邓宝康，杨映洲，等.鄂尔多斯盆地致密砂岩凝析气藏合理高效注气开发方式［J］.大庆石油地质与开发，2020，39（6）：55⁃59.

［8］ 钟诚，汪杰，刘己全，等.深层凝析气结蜡规律的软件模拟与实验研究［J］.石油化工高等学校学报，2019，32（5）：96⁃100.

［9］ 郭平，王娟，刘伟，等.缝洞型凝析气藏衰竭开采动态实验研究［J］.石油钻采工艺，2013，35（2）：67⁃70.

［10］ 汤勇，杜志敏，孙雷，等.考虑地层水存在的高温高压凝析气藏.相态研究［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2010，25（4）：28⁃31.

［11］ Wang Z H，Tu H M，Guo P，et al. Fluid behavior of gas condensate system with water vapor［J］. Fluid Phase Equilibria，2017，438：67⁃75.

［12］Yang Y，Lun Z M，Wang R，et al. Non⁃equilibrium phase behavior in gas condensate depletion experiments［J］.Fluid Phase Equilibria，2020，506（1）：1⁃9.

［13］ 焦玉卫，谢伟，邸宝智，等.凝析气藏循环注气过程流体相态特征［J］.新疆石油地质，2012，33（6）：704⁃707.

［14］ 朱忠谦.牙哈凝析气藏二次注气抑制反凝析机理及相态特征［J］.天然气工业，2015，35（5）：60⁃65.

Study on Numerical Simulation of Gas Injection for Enhanced Oil Recovery in Condensate Gas Reservoir：Take the Yaha Gas Reservoir as an Example

Wu Yiming1， Yao Kun1， Liu Yan1， Li Xiangyun2， Wu Mimi1， Cheng Ronghong1

（1.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，Korla Xinjiang 841599，China；2.China National Petroleum Corporation Houston Technology Research Center，Beijing 100028，China）

Taking well group M of E+K block of YH condensate gas reservoir as a typical example, a numerical simulation model of a typical well group was established to study the main controlling factors and mechanism of EOR by gas injection. The effects of different factors including injection⁃production positions, injection medium, gas injection volume, injection⁃production ratio, gas injection timing and pressure recovery degree, on the production performance was simulated and the gas injection scheme of the well group was optimized. The results show that the development of retrograde condensate gas reservoir is optimized under the conditions of "up⁃down production", cyclic gas injection, gas injection volume（30.50～36.60）×104m3/d （annual gas injection volume is 2.50%～3.00% of the original geological reserves） and maintain high formation pressure (depleted to no less than the dew point pressure). The research results can provide a basis for the policy formulation of EOR technology in the middle and late stage of gas injection development of YH retrograde condensate gas field and provide guidance for the development adjustment of the gas field in the middle and late stage.

Condensate gas reservoir； YH condensate gas reservoir； Gas injection for enhanced oil recovery； Numerical simulation

TE372

A

10.3969/j.issn.1672⁃6952.2022.03.009

1672⁃6952（2022）03⁃0051⁃05

http：//journal.lnpu.edu.cn

2021⁃03⁃03

2021⁃05⁃26

中国石油重大科技专项（三期⁃课题4）（2018E⁃1804）。

伍轶鸣（1967⁃），男，博士，高级工程师，从事油气藏开发等方面的研究；E⁃mail：wuym⁃tlm@petrochina.com.cn。

（编辑 宋锦玉）