海上高含CO2高含凝析油氣頂油藏開發(fā)方式研究

余華杰

(中海油研究總院 開發(fā)研究院，北京 100028)

海上高含CO2高含凝析油氣頂油藏開發(fā)方式研究

余華杰

(中海油研究總院 開發(fā)研究院，北京 100028)

摘要：為制定高含CO2高含凝析油氣頂油藏的合理開發(fā)方式、提高凝析油和油環(huán)油采收率，了解高含CO2高含凝析油的凝析氣頂在開發(fā)過程中的復(fù)雜相變行為和不同開發(fā)方式對開發(fā)指標(biāo)的影響?；诟吆珻O2高含凝析油氣體樣品的室內(nèi)PVT實驗結(jié)果，利用Eclipse數(shù)值模擬軟件模擬注CO2和CH4膨脹對凝析氣相態(tài)的影響和不同開發(fā)方式。研究發(fā)現(xiàn)，CO2和CH4均能使凝析氣體系的彈性膨脹能力增強、最大反凝析壓力降低及最大反凝析油量減少；循環(huán)回注CO2開發(fā)比衰竭開發(fā)提高油環(huán)油采收率4.3%、提高凝析油采收率約26.4%。結(jié)果表明，循環(huán)回注CO2開發(fā)是最為合理的開發(fā)方式、開發(fā)效果最好，注水開發(fā)次之，衰竭開發(fā)效果最差。

關(guān)鍵詞：高含CO2；高含凝析油；氣頂油藏；數(shù)值模擬；開發(fā)方式

氣頂油藏屬于較難開發(fā)的油氣藏，氣頂區(qū)、油區(qū)和邊底水區(qū)屬于同一流體系統(tǒng)，在原始狀態(tài)下處于壓力平衡狀態(tài)。一旦油氣藏投入開發(fā)后，油、氣、水三相任何一方的壓力變化都會導(dǎo)致油氣水區(qū)流體的竄流，造成油氣資源損失于地層而無法被采出或增加開采難度[1-5]。最近，在中國渤海灣盆地發(fā)現(xiàn)了國內(nèi)外極為罕見的有別于常規(guī)氣頂油藏的高含CO2高含凝析油氣頂油藏。凝析氣頂油藏在開采過程中存在油氣體系的復(fù)雜相變，使其開發(fā)方式不同于常規(guī)油藏和氣藏[6-7]。對于純凝析氣藏的開發(fā)，國內(nèi)外多采用衰竭開發(fā)和注氣保持壓力開發(fā)[8-9]；對于凝析氣頂油藏，其開發(fā)方式復(fù)雜多樣，屬于最難開發(fā)的油氣藏[10-11]。如何高效開發(fā)此類凝析氣頂油藏、提高凝析油和油環(huán)油采收率是當(dāng)前面臨的難題。

1地質(zhì)油藏特征

研究區(qū)位于渤海中部海域，平均水深30 m，油田位于石臼坨凸起東傾末端北側(cè)邊界斷裂下降盤斷坡帶，南依石臼坨凸起，北臨秦南生油凹陷，為一典型受控于邊界斷裂的斷鼻構(gòu)造砂巖凝析氣頂油藏。儲層平均孔隙度19.2%、平均滲透率159.0×10-3μm2；油氣藏埋深-3 050～ -3 318 m，原始地層壓力31.08 MPa，凝析氣頂?shù)穆饵c壓力和油環(huán)油的飽和壓力均等于原始地層壓力，為地露、地飽壓差均為零的高飽和凝析氣頂油藏；氣頂凝析油含量422 g/m3(屬于高含凝析油)、凝析氣頂天然氣組分中CO2含量41.7%(屬高含CO2)，流體各組分的含量如表1所示，油環(huán)原油黏度1.42 mPa·s、油柱高度47 m、油環(huán)跨度600 m。凝析氣頂區(qū)天然能量充足，氣頂指數(shù)2.0，邊水區(qū)天然能量較弱，邊水體積為油藏體積的2～3倍。凝析氣頂天然氣地質(zhì)儲量數(shù)十億方、凝析油地質(zhì)儲量數(shù)百萬方，約占整個油氣藏原油地質(zhì)儲量的40%。

2注氣相態(tài)模擬實驗

由表1可知，凝析氣頂中CO2和CH4為主要組分，其含量均約42%，兩者含量之和約為83%，C2～C6的含量約10%，其他非烴以及C7+以上的組分含量約7%。

表1　凝析氣頂流體組分組成

根據(jù)該凝析氣頂樣品物性參數(shù)的實驗室分析結(jié)果，利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件中的PVTi模塊對實驗結(jié)果進行擬合，首先擬合大氣條件下凝析油的密度和氣油比，以及原始地層條件下的露點壓力；然后擬合地層溫度下變壓力的等組分膨脹實驗和定容衰竭實驗；最后基于擬合后的PR3狀態(tài)方程，模擬計算注入CO2或CH4組分對高含CO2高含凝析油凝析氣體系相態(tài)和物性的影響，計算結(jié)果如圖1、圖2所示。

圖1　注入介質(zhì)對體系飽和壓力的影響

圖2　注入介質(zhì)對體系膨脹系數(shù)的影響

由圖1可知，在凝析氣原始組分構(gòu)成狀況下，隨著CO2或CH4的不斷注入，凝析氣體系的露點壓力隨之降低，并且在相同注入量下，CH4降低凝析氣露點壓力的效果好于CO2，原因在于CH4的臨界壓力遠(yuǎn)低于CO2。由圖2可知，隨著CO2或CH4的不斷注入，凝析氣體系的彈性膨脹能力隨之增大，體系的彈性膨脹能成指數(shù)增長，有利于提高體系的排驅(qū)能力，并且在相同注入量下，CH4增強凝析氣體系膨脹能的效果略好于CO2。

3開發(fā)方式優(yōu)選數(shù)值模擬研究

凝析氣頂油藏，在開發(fā)過程中必須同時考慮凝析氣頂?shù)姆茨龊陀铜h(huán)油的開發(fā)，使得開發(fā)方式異常復(fù)雜[12]。通常，凝析氣藏的開發(fā)方式主要有衰竭開發(fā)、保持壓力開發(fā)和部分保持壓力開發(fā)3種形式[13]。根據(jù)研究區(qū)地質(zhì)油藏特征建立油藏數(shù)值模擬模型，考慮到氣頂流體組分的復(fù)雜性和凝析氣頂和油環(huán)油的復(fù)雜相變，利用E300組分模塊進行不同開發(fā)方案的計算。

3.1衰竭開發(fā)

衰竭開發(fā)是僅利用天然能量開發(fā)油氣藏的一種方式。為了考慮氣頂區(qū)和邊水區(qū)天然能量對油氣藏開發(fā)效果的影響，在油藏數(shù)值模擬模型中分別設(shè)置不同油氣藏類型(表2)。由于氣頂為高飽和凝析氣頂，若直接在氣頂區(qū)實施降壓開采，勢必造成凝析油過早反凝析而在地層中無法采出，同時堵塞近井地帶，導(dǎo)致氣井停產(chǎn)，或者由于氣頂區(qū)壓力低于油環(huán)區(qū)壓力導(dǎo)致油環(huán)油侵入氣頂區(qū)損失在地層中，因此考慮僅在油環(huán)區(qū)部署開發(fā)井，氣頂區(qū)不部署開發(fā)井，計算結(jié)果見表2。

表2　不同區(qū)域天然能量對開發(fā)指標(biāo)的影響

由表2可知，邊水區(qū)和氣頂區(qū)的天然能量可分別提高油環(huán)油采收率約3%和6%，邊水區(qū)和氣頂區(qū)的綜合天然能量提高油環(huán)油采收率約8%，相對天然能量較弱的邊水區(qū)，氣頂區(qū)能明顯提高油環(huán)油的采收率，主要是由于氣頂區(qū)強大的天然彈性膨脹能對油環(huán)油的排驅(qū)作用。氣頂氣依靠自身彈性膨脹采出，而溶解在天然氣中的凝析油由于壓力降低從天然氣中反凝析出來，損失在地層中而無法被采出，導(dǎo)致凝析油采出程度低，該凝析氣在實驗室定容衰竭測試過程中，當(dāng)壓力下降到原始地層壓力的1/3時，反凝析液量高達16.0%，說明保持壓力開發(fā)對于提高凝析油的采收率具有極其重要的作用。

3.2注水開發(fā)

注水開發(fā)是通過補充地層能量保持壓力或部分保持壓力開發(fā)的一種開發(fā)方式。由于此類氣頂油藏油環(huán)跨度較小(約600 m)、油柱高度較低(約47 m)，在油環(huán)區(qū)域內(nèi)無法部署面積井網(wǎng)實施面積注水。因此，將采油井布置在油環(huán)的純油區(qū)，即外含氣邊界以外與內(nèi)含油邊界以內(nèi)的區(qū)域，注水井布置在油水界面附近注水開發(fā)，設(shè)計不同注采比條件下的開發(fā)方案，計算結(jié)果如表3所示。

由表3可知，隨著注采比的增大，油環(huán)油采出越多，氣頂氣和凝析油采出越少。當(dāng)注采比超過0.5時，注入水會將油環(huán)區(qū)原油驅(qū)替到凝析氣頂區(qū)，造成油環(huán)油的損失，氣油界面上升、氣頂區(qū)被壓縮，導(dǎo)致氣頂區(qū)幾乎無法依靠自身彈性膨脹氣竄到油環(huán)采油井被采出，從而降低了氣頂氣以及凝析油的采出程度。當(dāng)注采比保持在0.1～0.2時，注入水既能有效保證地層能量驅(qū)替油環(huán)油，又能保證氣頂區(qū)能量的自然緩慢釋放而獲得較高的油環(huán)油、天然氣以及凝析油采收率。因此，保持合理的注采比控制氣油界面的穩(wěn)定、綜合利用好氣頂?shù)奶烊粡椥耘蛎浤芤约白⑷胨哪芰渴翘岣吣鰵忭斢筒夭墒章实年P(guān)鍵。

表3　不同壓力保持水平下油田開發(fā)指標(biāo)對比

3.3注氣開發(fā)

無論衰竭開發(fā)還是注水開發(fā)，凝析油的采收率均較低，因此考慮從氣頂注氣直接對凝析氣頂補充能量，同時利用注入介質(zhì)與凝析氣頂流體組分之間的傳質(zhì)來改變凝析氣的相態(tài)以降低凝析油的反凝析、提高凝析油采收率。為對比CO2和CH4氣體對凝析氣頂油藏開發(fā)指標(biāo)的影響，設(shè)計循環(huán)回注CO2和CH4氣體開發(fā)方式下的2種開發(fā)方案，計算結(jié)果見表4。

表4　不同循環(huán)回注介質(zhì)對開發(fā)指標(biāo)的影響

由表4可知，循環(huán)回注CO2或循環(huán)回注CH4開發(fā)效果大體相當(dāng)。其主要原因是由于凝析氣頂中CO2和CH4的含量基本相當(dāng)(表1)，因此在循環(huán)回注CO2或CH4的過程中對地層能量的補充程度基本一樣，致使累采地層原油量基本相當(dāng)，在生產(chǎn)過程中隨CO2或CH4氣體的不斷采出、分離，然后注入氣頂，凝析氣體系的組成不斷趨于露點壓力降低的方向發(fā)展，露點壓力降低將有效延緩凝析油的反凝析。循環(huán)回注CO2開發(fā)，油環(huán)油采出程度高于循環(huán)回注CH4開發(fā)，主要是由于CO2能夠降低油氣界面張力、極易溶入油環(huán)油與油環(huán)油混相，降低油環(huán)油粘度，提高油環(huán)油的采收率；循環(huán)回注CH4開發(fā)，凝析油采出程度高于循環(huán)回注CO2開發(fā)，主要是由于CH4能大幅降低體系的反凝析壓力，同時CH4具有很強反蒸發(fā)作用和對凝析油的萃取抽提作用，在不斷循環(huán)回注過程中，使地層中的氣體干度不斷增加，從而通過對凝析油的超臨界抽提和多級接觸混相驅(qū)替，使部分反凝析油蒸發(fā)或通過降低凝析油氣界面張力將凝析油驅(qū)向油環(huán)而被采出。然而，考慮到溫室氣體CO2對環(huán)境的影響，在兩者開發(fā)效果大體相當(dāng)?shù)那闆r下，優(yōu)先選擇循環(huán)回注CO2開發(fā)。

3.4開發(fā)方式比選

通過上述對該凝析氣頂油藏衰竭開發(fā)、注水開發(fā)以及注氣開發(fā)的模擬計算結(jié)果，對不同開發(fā)方式的指標(biāo)進行對比，如圖3所示。

圖3　不同開發(fā)方式開發(fā)效果對比

由圖3可知，在循環(huán)回注CO2開發(fā)方式下，可大幅提高凝析油采收率，與衰竭開發(fā)相比，可提高4.3%油環(huán)油采收率、26.4%凝析油采收率，致使原油采收率提高近13%。注水開發(fā)與衰竭開發(fā)相比，提高原油采收率僅4%，開發(fā)效果差于循環(huán)回注CO2開發(fā)，主要是由于注水開發(fā)不能實現(xiàn)對氣頂直接補充能量，導(dǎo)致凝析油采收率低。由此可見，對于研究區(qū)髙含CO2高含凝析油的氣頂油藏而言，循環(huán)回注CO2開發(fā)是最為理想的開發(fā)方式，不僅能發(fā)揮CO2大幅提高原油采收率的作用，同時也能實現(xiàn)CO2氣體的就地埋存。

4結(jié)論

1)CO2和CH4均能降低凝析氣體系的露點壓力、增大凝析氣體系的彈性膨脹能，CH4對于降低凝析氣露點壓力的效果明顯好于CO2，CH4對于增強凝析氣體系膨脹能的效果略好于CO2。

2)對于注水開發(fā)，保持合理的注采比控制氣油界面的穩(wěn)定，綜合利用氣頂?shù)奶烊粡椥耘蛎浤芎妥⑷胨哪芰渴翘岣吣鰵忭斢筒夭墒章实年P(guān)鍵。

3)循環(huán)回注CO2或循環(huán)回注CH4開發(fā)效果大體相當(dāng)，但考慮到溫室氣體CO2對環(huán)境的影響，應(yīng)優(yōu)先選擇循環(huán)回注CO2開發(fā)。

4)循環(huán)回注CO2開發(fā)效果最好，注水開發(fā)次之，衰竭開發(fā)效果最差。

參考文獻：

[1]蔣明,赫恩杰,肖偉.氣頂邊水油藏開發(fā)策略研究與實踐[J].石油鉆采工藝,2011,33(5):68-71.

JIANG Ming,HE Enjie,XIAO Wei.Study and practice of developing strategy on reservoirs with gas cap and edge water[J].Oil Drilling & Production Technology,2011,33(5):68-71.

[2]趙倫,趙曉亮,宋珩,等.凝析氣頂油藏氣頂氣竄研究:以讓納若爾北油藏為例[J].油氣地質(zhì)與采收率,2010,17(4):77-79.

ZHAO Lun,ZHAO Xiaoliang,SONG Heng,et al.Gas breakthrough research of condensate gas-cap reservoir：Case of Zanarol reservoir[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2010,17(4):77-79.

[3]鄭興苑,尚根華,楊正明,等.喇嘛甸氣頂油藏隔障開采效果實驗研究[J].石油鉆采工藝,2006,28(3):71-73.

ZHENG Xingyuan,SHANG Genhua,YANG Zhengming,et al.Laboratory experiment of barrier injection flooding for Lamadian gas cap reservoir[J].Oil Drilling & Production Technology,2006,28(3):71-73.

[4]何巍,黃全華,管琳.氣頂?shù)姿筒赜途罴焉淇拙未_定新方法[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2006,33(4):111-114.

HE Wei,HUANG Quanhua,GUAN Lin.A new method of determining the optimum performation intervals of wells in reservoirs with bottom water and gas cap[J].Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2006,33(4):111-114.

[5]袁昭,邵明記,于家義,等.氣頂油田開發(fā)中隔障開采法淺議[J].特種油氣藏,2007,14(4):62-64.

YUAN Zhao,SHAO Mingji,YU Jiayi,et al.An approach to obstruction recovery method for developing gas cap field[J].Special Oil and Gas Reservoirs,2007,14(4):62-64.

[6]張麗萍,李如一.松遼盆地古龍凹陷典型油氣藏相態(tài)類型綜合判別[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報,2008,32(4):27-29.

ZHANG Liping,LI Ruyi.Comprehensive discrimination of the phase state type of the typical oil and gas reservoirs in Qijiagulong sag in Songliao basin[J].Journal of Daqing Petroleum Institute,2008,32(4):27-29.

[7]陳安樂.凝析氣在垂直裂縫地層中的三線性滲流模型[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報,2008,27(3):20-22.

CHEN Anle.A condensate gas model of three linear filtering in vertical fractured reservoir and it’s applications[J].Journal of Daqing Petroleum Institute,2008,27(3):20-22.

[8]李士倫,潘毅,孫雷.對提高復(fù)雜氣田開發(fā)效益和水平的思考與建議[J].天然氣工業(yè),2011,31(12):76-77.

LI Shilun,PAN Yi,SUN Lei.Thoughts and suggestions for the improvement of the efficiency and development level of complex gas fields[J].Natural Gas Industry,2011,31(12):76-77.

[9]汪周華,郭平,孫風(fēng)景,等.橋口氣藏凝析油采收率研究[J].石油學(xué)報,2005,26(6):74-75.

WANG Zhouhua,GUO Ping,SUN Fengjing,et al.Recovery efficiency of condensate oil in Qiaokou gas reservoir[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(6):74-75.

[10]佘軍.凝析氣藏數(shù)值模擬相態(tài)分析研究及應(yīng)用[J].天然氣勘探與開發(fā),2004,27(1):39-41.

SHE Jun.The study and application of numerical simulation and phase analyses to condensate gas reservoir[J].Natural Gas Exploration and Development,2004,27(1):39-41.

[11]魯明輝,謝俊,王金凱.濮城油田西區(qū)沙二上1氣頂油藏剩余油研究及方案調(diào)整[J].山東科技大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2008,27(4):21-26.

LU Minghui,XIE Jun,WANG Jinkai.Study on the remaining oil in gas-cap oil pool in S2U1group of the western area of Pucheng oilfield and plan adjusting[J].Journal of Shandong University of Science and Technology(Natural Science),2008,27(4):21-26.

[12]鄭小敏,鐘立軍,嚴(yán)文德,等.凝析氣藏開發(fā)方式淺析[J].特種油氣藏,2008,15(6):60-61.

ZHENG Xiaomin,ZHONG Lijun,YAN Wende,et al.Approach to condensate gas reservoir development schemes[J].Special Oil and Gas Reservoirs,2008,15(6):60-61.

[13]孫志道,胡永樂,李云娟,等.凝析氣藏早期開發(fā)氣藏工程研究[M].北京:石油工業(yè)出版社,2003:220-252.

(責(zé)任編輯：高麗華)

Development Method of Offshore Gas Cap Reservoir with High CO2and High Condensate Oil

YU Huajie

(Development Research Department, CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

Abstract:For the purpose of plotting reasonable development method of gas cap reservoir with high CO2 and high condensate oil, and enhancing condensate oil and oil rim recovery factor, it is necessary to study the influences of the phase changing behavior of condensate gas cap with high CO2 and high condensate oil in the process of development and of the different development methods on development index. Based on the indoor PVT testing results of condensate gas sample with high CO2 and high condensate oil, the process and influence of injecting swell with CO2 and CH4 on condensate gas phase were simulated by using Eclipse reservoir numerical simulation software, and different development methods were studied. It was found that both CO2 and CH4 could enhance the elastic swell capability and decrease the maximum retrograde condensate pressure as well as the peak quantity of retrograde condensate liquid, and that compared with depletion development, cycle injecting CO2development could raise 4.3% of the recovery factor of oil rim and 26.4% of the recovery factor of condensate oil. All the results prove that cycle injecting CO2, as the most reasonable development method, has the best development performance; next to it is the method of injecting water; and depletion development has the worst development performance.

Key words:high CO2; high condensate oil; gas cap reservoir; numerical simulation; development method

收稿日期：2015-08-04

基金項目：國家科技重大專項(2011ZX05030-005)

作者簡介：余華杰(1983—)，男，湖北安陸人，工程師，主要從事油氣藏工程及數(shù)值模擬等方面的研究. E-mail:yuhj3@cnooc.com.cn

中圖分類號：TE345

文獻標(biāo)志碼：A

文章編號：1672-3767(2016)02-0016-06