采油气工程中凝析气藏的开发技术分析

张坤奇（中国石油化工股份有限公司东北油气分公司松原采油厂，吉林 长春130000）

凝析气藏是介于油藏与气藏间的复杂气藏，其主要开发工艺为衰竭或循环注气两种。在凝析气藏开发前，石油企业需根据凝析气藏的特点，明确开发工艺与相关参数，方可保障采油气工程的采收率，提高经济效益。就此，本文选择油气藏数值模拟技术为研究对象，分析凝析气藏开发技术的应用要点。

1 采油气工程概况

文章以中国石油化工股份有限公司东北油气分公司松原采油厂（下文简称“松原采油厂”）某凝析气藏为例，分析其开发技术，为其他石油化工企业提供成功经验参考。该凝析气藏属带油环凝析气藏，不仅受岩性影响，还与构造联系密切，沿着构造低的区域储层发育。在松原采油厂的现场勘查中，该凝析气藏具有较强的非均质性，在纵向与水平方向的连通性偏低，边底水较稳定。统计数据显示，该凝析气藏的含气面积约5.3km2，油环含油面积约1.8km2，天然气储量约30.13×108m3，原油储量约170×104t，凝析油储量约110×104t。技术人员对该凝析气藏取样后，对其进行PVT分析，分析结果表明，该凝析气藏的原油具有较大挥发性，在高压区域表现出较大收缩性。

基于该凝析气藏的上述特点，技术人员选择油气藏数值模拟技术，分析油井的各项参数、油气开发流程与开发工艺。油气藏数值模拟技术是指根据油气藏开发的理论与机理，明确凝析气藏开发的各项参数，模拟开发过程，预测开发过程的动态变化，为凝析气藏开发方案与技术的制定奠定基础。在松原采油厂的凝析气藏中，技术人员选择多组份多相流体渗流模型，实施油气藏数值模拟技术，可全面体现凝析气藏的非均质特性，并全面考虑凝析气藏开发的影响因素，为凝析气藏开发提供有价值的参考资料[1]。

2 凝析气藏开发技术分析

2.1 凝析气藏开发井的参数设计

凝析气藏开发的油井参数包括井网井距与井型两种。如果技术人员选择水平井井型，还需考虑水平井水平段对采出程度的影响，合理设置其水平段的长度，保障凝析气藏开发的效益。

2.1.1 井网井距

凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。

凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m 和1000m 作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m 时，10 年采出程度为33%，15 年采出程度为47%，30 年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30 年采出程度为58%。虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。

技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380 万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10 年；在井距为800m 时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10 年；在井距为1000m 时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33 年。可见，在井距为1000m 时，净现值为正值，600m 与800m 的净现值均为负数，且1000m 井距时的内部收益率最高，回收期最短，经济效益最高，最终将井距设定为1000m。

2.1.2 井型

凝析气藏常用的井型包括水平井与直井两类，前者的成本更高，但开采效率也高。目前我国仅在呀哈凝析气藏中成功应用水平井，松原石油厂结合其凝析气藏的油环主力油层特点，应用油气藏数值模拟技术构建机理模型，分析凝析气顶与边底水等参数对水平井的影响，制定两项井型方案，分别是一口水平井、一口直井，模拟二者的开采流程，明确对应的采出程度。模拟结果表明，水平井的采出程度高于直井，最终选择水平井井型。

2.1.3 水平段长度

在明确水平井后，需明确水平井水平段的长度，选出最优参数，提升凝析气藏的采出程度。结合凝析气藏开采经验，技术人员将水平段的长度设计为300m、450m、600m 与1000m，分别开展模拟计算。由于松原石油厂的凝析气藏油环区域厚度偏低，水平井的水平段越长，射开部位和凝析气藏的距离越近，气窜现象出现的概率越大，采收率越低。就此，技术人员将凝析气藏的水平井水平段长度设置为600m。

2.2 凝析气藏开发流程

和普通采油气工程有所差异，凝析气藏的开发需综合考虑天然气、凝析油与原油。借鉴西方国家的开发经验，凝析气藏的开发流程包括三种，分别是先油后气、先气后油与油气同采。不同开发流程的基础条件、要求不同，获得的采收率也不同。在松原采油厂的凝析气藏开发中，技术人员通过油气藏数值模拟技术预测不同开发流程的开采效果，明确凝析气藏的最优开发流程。模拟结果表明，先油后气的15 年油采出程度为10.5%、气采出程度为14.9%，30年油采出程度为11.4%、气采出程度为29.1%；先气后油的15 年油采出程度为4.9%、气采出程度为23.3%，30 年油采出程度为6.9%、气采出程度为28.7%；油气同采的15年油采出程度为10.9%、气采出程度为28.9%，开采年限不足30 年。综合对比油气采出程度，先油后气的采收率最高。

在先气后油开发流程中，凝析气藏的气藏压力会随着凝析气的开发而降低，导致油环区域的油进入到气藏区域，提升油的开采难度，而且部分油会存留在地下区域，难以开采。同时，鉴于该凝析气藏的油环部位的油具有较强的收缩性，易在开采过程中降低油压，减少采油能量，整体采收率偏低。在油气同采开发流程中，开发前期压力较大，凝析气顶具有较大的驱动作用，可提升油环区域的油采出量，但随着开采时间的延长，气藏压力降低，油的开采难度增加，采收率不高[2]。

2.3 凝析气藏开发工艺

凝析气藏常用的开发工艺为衰竭开发工艺与循环注气开发工艺，本文主要分析松原石油厂凝析气藏的衰竭开发与不同比例的循环注气开发工艺，明确凝析气藏的最优开发工艺。循环注气开发工艺是指不断向凝析气藏中注入气体，利用其驱替作用，完成凝析气的开采。同时，注入的气体可保障地层压力，使采气井保障高效生产。整合大量循环注气开发工艺实践可知，循环注气开发的影响因素包括凝析油的含量、储层区域的地质条件、天然气的储量等[3]。

在松原石油厂凝析气藏开发中，技术人员利用油气藏数值模拟技术，模拟四种开发工艺，分别是衰竭式开发、循环注气量为凝析气储量30%的循环注气开发、循环注气量为0%的循环注气开发、循环注气量为50%的循环注气开发。模拟结果表明，衰竭式开发的压力为23.7MPa，采出程度为29.4%；30%循环注气开发压力为23.5MPa，采出程度为28.3%；40%循环注气开发压力为23.8MPa，采出程度为29.5%；50%循环注气开发压力为24.1MPa，采出程度为33.2%。虽然50%循环注气开发的压力最大、采出程度最高，但鉴于该凝析气藏在纵向与水平方向的连通性偏低，注入剂的注入效率偏低，导致注入井周边的压力呈现出局部高、生产区域低的特点，极易引发凝析油损失现象。总的来说，循环注气开发方式的生产效率偏低，从整体经济效益看来，衰竭式开发的效益更高。

3 结语

综上所述，凝析气藏的开发工艺与油气开采效果有较大关联度，需事前做好模拟计算工作。借鉴松原石油厂的成功经验，石油化工企业可引进油气藏数值模拟技术，明确井网井距、井型等参数，规范凝析气藏开发流程，合理选择开发工艺，提高凝析气藏的采收率，获取更多的利润。