塔中高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油研究

程 亮，石 磊，王 娟，陆 涛，陈 璟

(1.中国石油川庆钻探工程公司，四川 成都 610081；2.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610500)



塔中高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油研究

程 亮1，石 磊1，王 娟2，陆 涛1，陈 璟1

(1.中国石油川庆钻探工程公司，四川 成都 610081；2.中国石油西南油气田分公司，四川 成都 610500)

通过建立凝析油最大反凝析速度判别方法，对不同相态凝析气藏凝析油析出速度变化特征进行分析，准确判定了近井地带凝析油的反凝析程度。在此基础上，通过精细裂缝-基质双重介质凝析气藏数值模拟模型，对塔中I号气田II区洞穴型、缝洞型高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油效果进行了研究，分析了凝析油反凝析程度、水侵模式、裂缝物性及发育程度、裂缝与基质耦合程度和注水速度对气藏储层系统注水驱油效果的影响。研究表明，反凝析程度严重且注入水可形成强能量次生边底水的凝析气藏，具有强油水置换能力，适合注水驱油开发，注水驱油机理分析与现场先导试验结果一致。研究结果为塔中裂缝性双重介质储层高—特高含凝析油凝析气藏中后期增产方案的制订提供了依据。

注水驱油；最大反凝析速度；组分模型；油水置换；缝洞型凝析气藏；塔中地区

0 引 言

塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区为下奥陶统鹰山组高—特高含凝析油凝析气藏[1]，储层主要以洞穴型和缝洞型碳酸盐岩为主，非均质性强，整体连通性差，双重介质渗流特征明显，常规水驱很难奏效[2-5]。在相对孤立储层的条件下，注水驱油能充分利用油水重力分异作用对凝析油进行油水置换[3，5]，有效提高凝析油采收率。为探讨注水驱油在高—特高含凝析油凝析气井的有效性，结合气藏工程，利用组分模型研究裂缝型碳酸盐岩凝析气藏注水驱油机理，分析影响注水驱油效果的主要因素，以期为凝析气田开发后续增产提供理论依据。

1 最大反凝析速度判别方法

通过对反凝析油量与压力变化关系曲线求导，得到单位压降下反凝析油量体积百分数增量随压力变化规律，即反凝析油量析出快慢程度(图1)。

由图1可知，随地层压力降低，地层压力(p)低于露点压力(pdew)后，单位压降凝析油量析出体积分数(Vcon)拟合曲线会出现第1个极小值，在该点处，凝析油量析出速度最小；之后出现第1个极大值，该点是凝析油析出速度的最大压力点。通过这2个关键压力控制点的确定，可以更加准确地判定气井近井地带凝析油反凝析程度(表1)。

图1 塔中部分生产井单位压降凝析油析出速度拟合特征曲线

由表1可知，A2、A6井注水驱油前，地层压力已降至凝析油最大析出速度压力点以下，反凝析情况严重；相对而言，A3C、A5井注水驱油前，地层压力未降至最大析出速度压力点，因此，近井地带凝析油聚集程度较低。

表1 塔中部分生产井反凝析情况对比

2 注水驱油数值模拟研究

2.1 气井基本参数

选择3口已实施、1口即将实施的注水驱油重点井。4口井均已进入自然衰竭开采中后期，反凝析和水侵现象较严重(表2)。

2.2 地质模型与模拟方案

采用PETREL软件将塔中洞穴型、缝洞型储层等效转换成符合实际地质情况的双重介质模型，模型网格尺寸为50 m×50 m。数值模拟研究采用Eclipse E300组分模型模拟器。在气藏分析和动态历史拟合的基础上，建立注水驱油数值模拟方案。

表2 塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区单井油气藏性质综合评价

(1) 采用注—闷—采3个阶段生产。注入周期分别为3、6、9个月(F-0：衰竭式生产；F-1：注—闷—采各1个月；F-2：注—闷—采各2个月；F-3：注—闷—采各3个月)，预测期为7 a。

(2) 根据各井井控储量规模、能量以及亏空状况确定注水量。

2.3 注水驱油数值模拟分析

根据储层发育特点、气藏能量状况以及水侵特征，采用相同注水方式、不同注水量注水驱油，对比分析影响注水驱油效果的主要因素。

2.3.1 注水驱油方案分析

数值模拟预测结果见表3。由表3可知，4口井注水驱油效果差异较大，体现在以下几点。

(1) 相态及反凝析程度存在差异。A2井钻遇特高含凝析油凝析气藏，在注水驱油前，地层压力(40.02 MPa)已降至凝析油最大析出速度压力点(41.17 MPa)以下，反凝析程度严重[5-7]；A6井虽反凝析程度严重，但其钻遇高含凝析油凝析气藏，凝析油只有381.918 g/m3，近井地带凝析油含量低于A2井；A3C、A5井注水驱油前，地层压力均未降至凝析油最大析出速度压力点以下，近井地带凝析油含量较少。

(2) 原生边底水水侵模式与程度存在差异。A2井前期形成“底水—裂缝—孔洞—裂缝—井底”，后期以“底水—裂缝—井底”为主的复合强水侵模式；A6井形成以“边水—裂缝—井筒”为主，“边水—裂缝—孔洞—裂缝—井筒”为辅的水侵模式[8]。2口井均因原生边底水快速水侵造成井周大量的剩余凝析油为锥进、窜进的边底水所分隔。通过向原生边底水反方向注水，能够驱替前期被分割的大量剩余凝析油，从而达到扩大横向注水波及面积的作用。A3C井形成“底水—裂缝—孔洞—洞穴—井底”的水侵模式，其洞穴型储层的油水置换作用能力和置换量远大于孔洞型储层，形成强能量次生底水，通过纵向抬升洞穴底部凝析油，扩大了纵向注水波及面积。与A2、A6、A3C井不同，A5井未受天然边底水水侵的影响，导致注入水大量消耗在裂缝空间，油水置换作用能力和置换量降低。

表3 塔中Ⅰ号凝析气田Ⅱ区单井注水驱油开发指标汇总

(3) 裂缝物性及发育程度存在差异。从裂缝统计数据(表4)可知，A2井在生产层段裂缝欠发育，且大部分裂缝空间被底水锥进占据，增强了注入水进入基质储层的能力；该井裂缝开度较小，裂缝密度、面缝率适中，注入水在裂缝空间主要发挥驱替作用而非油水置换作用，同时降低了油气水黏性指进效应[9-10]。

表4 注水驱油井目的层段成像测井裂缝数据统计

A5井生产层段普遍发育延展较远的高角度、大开度未充填裂缝。注入水大量优先窜入裂缝发生驱替、置换作用，基质储层形成弱能量次生边底水；A6、A3C井生产层段虽然裂缝发育，但原生边底水窜流增加了注入水进入基质储层的能力，次生边底水能量较强。

(4) 裂缝与基质耦合程度存在差异。根据数值模拟各井裂缝与基质耦合程度(Ω值分布)比较，注水驱油见效井井周基质与裂缝的耦合连通Ω值较大，且分布均匀，注入水通过裂缝进入基质储层能力较强；相反，注水驱油未见效井基质与裂缝耦合连通Ω值低，且不均匀，注入水通过裂缝无法有效进入基质，渗流阻力增大，注水驱油效果欠佳。

在无天然水侵条件下，裂缝物性及发育程度、基质与裂缝之间的耦合连通程度很大程度决定注入水进入基质储层进行油水置换的能力以及次生边底水能量的强弱。

2.3.2 注水速度对驱油效果的影响

统计了各井在不同注水速度下的生产指标(表5)。由表5可知，4口井油气产量随注水速度增加呈不同变化趋势：A2、A6井油气产量随注水速度增加呈上升趋势，注水速度达到一定量后，油气产量保持零增长态势。A5井油气产量随注水速度增加呈下降趋势，原因在于注入水封堵经裂缝沟通的周边储层，水锁效应明显，当注水速度达到100 m3/d，水锁效应接近峰值，油气产量才保持零变化状态。A3C井前期油气产量随注水速度增加呈波动式增长，中后期呈稳定式增长，说明注入水前期封锁部分裂缝渗流通道，降低油气渗流能力，当注水速度达到300 m3/d后，裂缝空间渗流能力趋于稳定，注入水进入洞穴储层置换、抬升凝析油。

通过4口井注水速度对驱油效果的不同变化特征可以看出，对于裂缝发育、基质与裂缝耦合程度不高的缝洞储层，注入水初期起负面影响；当注水速度达到一定程度，渗流能力趋于稳定后，驱油效果才随注入量增加而提高或保持不变。

表5 各井在不同注水速度下的生产指标统计

3 现场先导试验

目前，A3C、A2、A5井已先后实施现场注水驱油先导试验。

A3C井洞穴型特征明显，反凝析程度较严重，因裂缝沟通底水，造成低产低效关井，累计产油0.933 8×104m3，采出程度为27.51%。目前该井经过6个周期注水，驱油0.632 5×104m3，采出程度达到46.23%，与注水驱油前相比，采出程度提高18.72个百分点，注水措施效果理想；同时，根据该井现场先导试验和模拟计算的注水驱油量变化规律，注水周期不宜超过6个周期，以减少注入水无效循环量。

A2井近井地带反凝析程度严重，同样因底水突破导致低产低效关井，累计产油1.267 4×104m3，采出程度为27.63%。目前该井现场第1周期注水结束后驱油0.257 6×104m3，相对注水驱油前，采出程度提高5.65%，注水驱油效果明显。根据模拟计算预测，该井现场实施4～5个周期注水驱油后，最终注水驱油效率能达到30%以上，驱油0.700×104m3左右，最终采出程度为42.98%。

A5井在注水驱油措施实行前，由于裂缝沟通周边储层供液而使该井处于低产油状态，累计产油11.19×104m3。为提高凝析油采收率，该井现场实施1个周期注水驱油先导试验，累计注水1.500 8×104m3，累计产油18.60 m3，目前不出液关井。从现场先导试验与模拟计算可以看出，该井不宜采用注水措施提高凝析油产量。

4 结 论

(1) 通过最大反凝析速度辨别方法得到凝析油最大析出速度压力点，该关键压力点的确定，能更加准确判定近井地带凝析油反凝析程度。

(2) 注入水形成的次生边底水通过重力分异作用纵向抬升驱替凝析油，同时横向驱替前期被边底水分割的剩余凝析油，扩大了水体波及范围。

(3) 裂缝发育程度越低，裂缝与洞穴、孔洞耦合程度越好，边底水水侵程度越大，次生边底水能量越强；闷井时间越长，油水置换效果越好。

(4) 注水驱油机理分析符合现场先导试验生产情况，注水5个周期后的驱油效率达到最高。

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编辑 姜 岭

20151210；改回日期：20160328

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”之“碳酸盐岩缝洞型气藏开发关键技术完善与应用”(2011ZX05059-001)；高等学校博士学科点专项科研基金“高温高压多组分凝析气非平衡相态理论模型研究”(20115121110002)部分研究成果

程亮(1977-)，男，工程师，2000年毕业于四川大学应用化学专业，2011年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，获博士学位，现从事油藏工程、化学驱提高采收率技术研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.020

TE344

A

1006-6535(2016)03-0086-04