低含量凝析油气藏提高采收率的方法研究

王 凯

(西安石油大学，陕西 西安 710065)

低含量凝析油气藏具有较大的采收难度，主要问题在于反凝析污染难以控制，需要制定出经济成本低、采收率高的工程方案。根据国内外的研究成果，循环注气、单井注气、水力压裂等是提高此类油气藏采收率的可行方法，具体的方案选型需要综合考虑实际情况。基于数值模拟对比不同采收方法的预期效果，能够提高设计方案的科学性。

1 地质概况及油气藏开发现状

1.1 地质概况

某地质区块的面积为113.5 km2，其沉积岩层厚度达到2.23 km，涵盖侏罗纪、白垩纪等时期的沉积层，在白垩纪沉积层发现三套含油气地层。从岩性特征来看，三个含油气地层的岩性分别为砂岩、砾岩(M-Ⅰ地层)，泥质粉砂岩和泥岩(M-Ⅱ地层)，砂砾岩层(M-Ⅲ地层)。

含油地层的温度在70.35～74.36 ℃之间，地层压力介于15.02～16.78 MPa，气油比在139.8～220.2 m3/t之间。地层下原油密度最小值为0.67 g/cm3，最大值为0.72 g/cm3，其粘度在0.45～0.96 mPa·s之间，属于低密度、低粘度原油。

1.2 开发现状分析

1.2.1 现有开采情况

该区块从2014年开始进行整体开发，开采范围包括M-Ⅰ含油层、M-Ⅱ含油层。截止2022年底，M-Ⅰ含油层开井数量为7个，日产油量为18 t，累计产油量为12.24×104t。M-Ⅱ含油层的开井数量为17个，日产油量为116 t，累计产油量为35.15×104t。

1.2.2 开发效果评价

由于开采时间较长，油田产量呈递减趋势，故采用换泵、封堵、换层、压裂等措施，以保证产量，根据实际情况，压裂措施效果较好，经压裂的油井平均增产1184.2 t，单井平均有效期达到18.6个月。油层压力能够为采油提供一定的动力，M-Ⅰ含油层的压力从最初的15.31 MPa下降至5.63 MPa，开采能量严重不足。M-Ⅱ含油层的压力从高峰时的15.80 MPa下降至13.01 MPa，由于采用了注水加压措施，因而其压力依然较大。

1.2.3 能量驱动

油藏开采的能量驱动方式分为两种，其一为天然能量，其二为人工补充能量+天然能量。通常在开采的初期阶段依靠天然能量驱动，随着压力的下降，需要补充一定的人工能量[1]。可根据无因次弹性产量比值和天然能量充足程度两项指标判断是否需要补充能量，相应的计算方法如下。

(1)

式中：Npr为无因次弹性产量比值；Np为累计产油量；Pi和P*分别为原始地层压力、平均地层压力；原始地层压力对应的原油体积系数记为Boi，平均地层压力对应的原油体积系数记为Bo；总压缩系数记为C，原始地质储量记为N[2]。油藏天然能量充足程度的计算方法为：

(2)

式中：Dpr为油藏天然能量充足程度。将天然能量充足程度划分为4个等级，分别为能量充足、较为充足、一般充足、能量不足。结果显示，M-Ⅰ含油层和M-Ⅱ含油层都需要人工补充能量。

2 凝析油气藏分析

2.1 流体组成

通过分析该油田某油井流体组分，其主要成分为CH4(33.08%)、C2H6(13.24%)、C3H8(13.17%)，其他组分含量较低，包括n-C4H10(4.59%)、n-C5H12(1.9%)等[3]。整体而言，原油密度为中等，粘度较低，底层流体中存在轻质石油。根据含碳量，可统计出原油中C1、C2-C3、≥C7三类有机物的占比分别为33.1%、26.7%、26.6%。

2.2 油气藏类型及储量计算

2.2.1 油气藏类型

凝析油气藏是一种特殊类型的油气储层，受到地层和温度的影响，天然气会凝结成液态，并且与石油一起储存在地下。从该油田流体组成来看，单井石油样品的CH4含量高达33.08%，而甲烷是天然气的主要成分，说明其油气藏类型为凝析油气藏。通过采样分析，M-Ⅰ含油层、M-Ⅱ含油层凝析油的平均密度分别为0.739 g/cm3、0.705 g/cm3。

2.2.2 凝析油气藏储量

以容积计算法确定各个含油层的地质储量，计算表达式为：

QH=F·h·m·βH·γH·θ

(3)

式中：QH为地质储量；F为含油层面积；m和h分别为平均有效孔隙度、平均有效含油厚度；βH表示含油饱和度；γH为原油密度；θ为换算系数记[4]。经过计算，M-Ⅰ、M-Ⅱ、M-Ⅲ三个含油层的凝析油地质储量和天然气地质储量见表1。

表1 凝析油气藏储量Table 1 Condensate reservoir reserves

3 低含量凝析油气藏采收率提升方法

3.1 采收率提升方法选型

在凝析油气藏的开采中，提高采收率的常用方法为循环注气、注入互溶剂、单井注气、水力压裂、屏障注水等。该油田当前已经进入开采的中后期，表现为储量小、含量低，需要采用经济性较高的采收方法。在选型阶段，既要考虑经济性，同时又要消除反凝析污染问题，初步选定2套方案。

(1)CO2吞吐。该方法属于单井注气吞吐，常用于开发中后期的油井。通过高压将CO2注入地层，改变地层内的压力，使天然气液化，并且与石油充分混合，从而提高采收率。CO2气体化学性质稳定，在开采过程中可回收之前注入的CO2，实现循环利用，表现出良好的经济性[5]。

(2)甲醇+注气吞吐。降低油气界面张力有助于提高采收率，在凝析油气藏中注入甲醇能够改善气相的相对渗透率，油气界面张力会因此而下降。注入甲醇后，再注入气体(如干燥空气)，可以控制反凝析污染问题。

3.2 二氧化碳吞吐综合分析

3.2.1 敏感性分析

(1)注入量分析

从经济性的角度出发，在保证采收率的情况下应尽量减少注入量。针对该油田单井ASY75开展二氧化碳吞吐生产模拟，将日采气量、注气速度、焖井时间分别设定为1万m3/d、1万m3/d和6 d，梯度设置注气量，观察凝析油和凝析气的采出程度。注气量从10万m3增加至100万m3，模拟结果显示，在10～60万m3区间内，采出程度呈较快增长趋势，超过80万m3后采出程度增加速度明显放缓，因此将单井注气量设定在60～80万m3。

(2)注气速度分析

将注气量、日采气量、生产时间等参数设置为固定值，分别采取不同的注气速度，观察凝析油采出程度和凝析气采出程度与注气速度之间的关系[6]。图1为注气速度-凝析油采出程度关系图，显然，随着注气速度的增加，凝析油采出程度也同步增加，凝析气的模拟结果相同。因此，在其他条件确定之后，要尽可能提高注气速度。

图1 注气速度-凝析油采出程度关系图Fig.1 Relationship between gas injection rate and condensate recovery degree

3.2.2 注气模式选型

以M-Ⅰ含油层为例，其井网为三角形，井间距为600 m。注气时并非所有井同时进行，而是一部分井注气，剩余井继续采收。设计三种注气模式，分别为1个井注气6个井采收、2个井注气5个井采收、3个井注气4个井采收。采用数值模拟的方式检验三种注气模式的效果，结果如表2所示。从表2中可知，3注4采注气模式效果最佳。

表2 三种注气模式效果对比Table 2 Comparison of three gas injection modes

3.2.3 注汽参数优选

注气参数主要包括注采比、注气时机(以地层内的压力为判断依据)和注气速度，设置10种参数不同的注气方案，进行数值模拟，结果见表3。从表3中可知，方案4的凝析油、凝析气采出程度和采出率最高，说明注气速度以10000 m3/d为宜，注气时机为地层压力30 MPa，注采比应设定为1.2。

表3 不同注气参数效果对比Table 3 Comparison ofeffects of different gas injection parameters

3.2.4 确定CO2注气方案

根据模拟结果，采用CO2吞吐法提高凝析油气藏采收率时，注气模式以3注4采为宜，单井注气速度可设定为10×103m3/d，注采比设定为1.2，最佳注气时机为地层压力30 MPa。

3.3 甲醇+注气吞吐综合分析

3.3.1 敏感性分析

使甲醇溶液段塞保持不变，对比干气注入量的敏感性。将干气注入量分别设定为5万、10万、20万、…、60万m3，观察凝析油和凝析气的采出程度，结果显示，当干气注入量在5～50万m3区间时，采出程度上升速度较快，超过50万m3后，采出程度增长速度明显放缓。综合成本因素，将最佳注气量设定为50万m3。

3.3.2 注入模式选型

采用甲醇+注气吞吐方法时，对比1注6采、2注5采、3注4采三种模式的效果。将甲醇的注入速度设定为22.5 m3/d，干气注入速度设定为10000 m3/d，注气时机为地层压力10 MPa，焖井时间设定为10 d。对比凝析油采出程度、凝析气采出程度、凝析油采收率、凝析气采收率4项指标。1注6采模式下4个指标的模拟结果为4.24%、20.92%、14.31%、23.44%；2注5采模式下对应指标结果为4.26%、22.55%、14.27%、23.56%；3注4采模式下对应指标为4.47%、23.18%、15.35%、24.46%。可见，依然是3注4采模式效果最佳。

3.3.3 参数优选

在甲醇+注气吞吐方案下，关键参数为甲醇的注入速度、注气速度、焖井时间、注气时机，设计10组甲醇和干气注入参数，对比凝析油、凝析气的采出程度和采收率，部分模拟结果如表4所示。对比10种参数设计方案，方案3的凝析油采收率、凝析气采收率、凝析气采出程度表现最佳，凝析油采收程度达到5.10%，仅次于方案8的5.12%。因此，选用方案3的参数。

表4 甲醇+注气吞吐方法参数选型效果对比示例Table 4 Comparison example of parameter selection effect of methanol+gas injection huff and puff method

3.3.4 确定甲醇+注气吞吐方案

在甲醇+注气吞吐方案下，同样采用3注4采模式，甲醇注入速度可选用22.5 m3/d，干气注气速度选用10×103m3/d，最佳注气时机为地层压力30 MPa，焖井时间可采用6 d。

3.4 方案确定

对比CO2吞吐和甲醇+注气吞吐两种采收率提高方法的最佳模拟结果(见表5)，从表5中可知，CO2吞吐方法在凝析油采收率、凝析气采收率两项指标上略好于甲醇+注气吞吐方法，凝析油采出程度均为5.10%，两种方法的凝析气采出程度基本相当，故最佳方法为CO2吞吐法。

表5 CO2吞吐和甲醇+注气吞吐最佳模拟结果对比Table 5 Comparison of optimal simulation results between CO2 huff and puff and methanol+gas injection huff and puff

4 结 语

在低含量凝析油气藏的开采中，采收率低和反凝析污染成为工程难点，针对开采中后期的油田，可通过二氧化碳吞吐、甲醇+注气吞吐或者其他方法提高油层压力，进而改善采收率，同时抑制反凝析污染。此次研究以数值模拟的方法针对两种方案进行对比，重点观察凝析油采收程度、凝析气采收程度、凝析油采收率、凝析气采收率四项指标，确定了提高最佳的工程方案，为进一步的开发提供了参考依据。