1、大涝坝凝析气藏注气开发可行性研究2009 年第 18 期内蒙古石油化工 101大涝坝凝析气藏注气开发可行性研究剥,晓辉,李相方(中国石油大学,北京昌平 102249)摘要:大涝坝凝析气藏地层流体相态特征复杂,地露压差小 ,低于露点压力生产时反凝析严重,造成油,气产量下降速度快,开发效果差,鉴于目前采出气分离后浪费严重的事实,采取将分离气回注地层,部分保持压力,提高凝析油的采收率.通过研究储层特征和地层流体注气相态特征,进行优选注气介质,注采比和注气时机对地层流体相态变化规律的影响,为注气开发提供依据.研究表明,大涝坝气藏储层和流体特征适合循环注气,选择注入甲烷+乙烷混合流体,在 0.5 的注采
2、比下,采用早期注气的开发模式可以明显提高凝析油的采收率.关键词:储层;相态特征;注气开发;参数优选对于凝析气藏,目前主要开发方式为衰竭式与保压式.对于保压式开发,一般需要含气面积和储量较大,凝析油含量较高,断层不复杂,裂缝不发育,非均质性不强;天然气利用率低,天然气下游工业不发达的地区1. 如何优化注入介质,注气时机,注采比和注采方位等2注气参数是保压开采的关键.在充分认识地质情况和储层特征的基础上,对凝析气藏进行注气可行性研究,能够有效的提高凝析油采收率.注气保持压力的方式包括:完全保压,部分保压.完全保持地层压力注气是基于担心凝析油析出会降低采收率而忽略注入气对凝析油的反蒸发作用,部分保持
3、地层压力具有降低注气成本,合理利用弹性能量,发挥注入气对凝析油作用的优势,其关键问题是应综合考虑储层物性,流体性质,设备能力等因素确定保持压力的程度.1 气藏概况大涝坝凝析气藏位于塔里木盆地东北库车坳陷阳霞凹陷南缘的大涝坝构造带,分成两个区块:大涝坝 1 号构造和大涝坝 2 号构造(见图 1),岩性主要为长石石英砂岩和岩屑长石石英砂岩.主力产层孔隙度 15.6817.36,渗透率在 9.70203.08mD.相态实验结果表明,大涝坝为近临界带油环凝析气藏,地露压差小,各层组流体最大反凝析液量在 1635 之间,容易对地层造成污染.大涝坝气藏埋深 48005300 米左右,存在边底水,原始气水界
4、面为一 4192m 和一 4041m 且气水界面移动速度较大.目前气藏各井压力已普遍低于露点压力,若采用衰竭式开发,凝析油采收率在 1425,采收率较低.图 1 大涝坝气藏含气面积图大涝坝凝析气田天然气地质储量为 48.2010m.,凝析油地质储量为 444.210t,凝析油含量589g/m.具体情况见表】.表 1 大涝坝凝析气藏储量统计2 注人介质研究根据大涝坝凝析气藏生产现状,气源条件和地理位置等因素,认为注入采出井流物经分离器分离的分离气具有可行性.主要研究注入甲烷,甲烷+乙烷后的相态特征的变化,为注气开发方式选择注入气体提供依据.不同甲烷注入比例的混合体系相态特征如图 2,加入甲烷后其
5、露点压力上升幅度明显增加.图 2 注人甲烷后混合体系相图图 3 注人甲烷+乙烷后混合体系相图图 3 注入甲烷+乙烷后的相态特征图,随着 c.收稿日期:20O9 一 O525作者简介:孙晓辉,男,中国石油大学()2006 级硕士研究生,所属专业:油气田开发.102 内蒙古石油 4.x-2009 年第 18 期+C.注入量的增加 ,混合体系的露点压力变化不大.上述计算结果表明,对于大涝坝这样的较富流体,与甲烷混合后露点压力急剧升高,在注甲烷过程中,因注入气体造成的凝析油损失量与凝析气体系的富集程度相关,较富的凝析气体系凝析油损失大,因此注入介质应选择富气(C+Cz).3 注采比研究在凝析气藏循环注
6、气过程中,注采比制约着凝析气藏的整体开发效果,注采比高,容易造成干气过早突破,注采比低,压力递减速度加快,凝析油损失增加,需要优化注采比以达到最佳的注气效果.不同注采比下的凝析油采收率如图 4,采收率随注采比增加呈先增后降的变化趋势.注采比低于 1.0,似乎使凝析气藏出现了反凝析现象,影响了凝析油采收率,但从另一方面分析,相对较低的注采比减少了干气注入强度,推迟了干气突破时间,同样也等于提高了凝析油采收率.综合上述因素,注气部分保持压力效果较好,注采比优选 0.5.图 4 不同注采比提高采收率对比4 注气时机研究凝析气藏循环注气时机是影响凝析气藏循环注气效果的关键因素之一.注气时机不同,所获得
7、的开发效果不同.因为早期注气会增加成本,针对大涝坝凝析气藏的储量规模,可以采用先衰竭式开发至露点压力以下再选择注气开发方式较为合理.计算的不同注气时机的计算结果如表 2 所示,注气时间越晚,地层压力越低,反凝析越严重,地层中凝析油损失多,注入气对凝析油的反蒸发能力下降,注气效果差.表 2 不同注气时机计算结果对比表5 大涝坝注气提高采收率评价在注气参数优化的基础上,对大涝坝凝析气藏进行注气开发效果研究,将 LK2,DLK4 井转为注气井,注气时间为 9 年,注入介质为富气(c.q-C),采气速度 5,注采比为 0.5,注气后采气速度为 3,预测各项开发指标(见表 3).研究结果表明,注气可明显
8、提高凝析油采收率,比衰竭式开采多 24.17,多采凝析油 97.9210t;同时提高天然气采收率 39.35.表 3 大涝坝注气优化前后效果对比表6 结论6.1 大涝坝 2 号凝析气藏埋深 5000 米(大于 3000米),凝析油含量 500g/m.以上(大于 400g/m.),储量丰度中等(大于 1O 亿方), 除巴什奇克组非均质性较大外,苏维依组上,下气层非均质性一般,比较适合循环注气开采.6.2 对于大涝坝这样的较富流体,与甲烷混合后露点压力急剧升高.注入介质应选择富气(C,十 C).6.3 地层压力越低,反凝析越严重,地层中凝析油损失多,注入气对凝析油的反蒸发能力下降,注气效果差,建议
9、早期注气.6.4 大涝坝凝析气藏注气开发比衰竭式开发可明显提高凝析油采收率.参考文献1刘廷元.凝析气藏的经济开采模式.中国工程科学,2001,(3), 第 3 卷第 3 期.2FredR.Thompson,A,RichardThachuk:CompositionalSimulationofaGas-Cycling33456E73Project.BonnieGlenD 一 3APool,Alberta.Canada.SPE4280,1974.JorgeFLoresandJosephPawelek:CompositionalSimulationtODevelopan0ptimumGasCyclin
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