邱一新

(中國(guó)石化東北油氣分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院,長(zhǎng)春130062)

0 引言

由于反凝析現(xiàn)象的存在,凝析氣藏中的凝析油難以采出。一方面,由于在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中,隨著地層壓力的下降及凝析液的析出,氣藏中烴類組分發(fā)生變化,阻止了凝析液的再次蒸發(fā);另一方面,凝析油飽和度較低時(shí)不能流動(dòng),會(huì)形成“油膜”,滯留在孔隙中,而凝析油在地層中的沉積將增加氣流阻力,改變氣藏滲流特征,降低氣井產(chǎn)能[1-4]。

龍鳳山凝析氣藏與國(guó)內(nèi)其他凝析氣藏相比,儲(chǔ)層致密,含油量高,地露壓差小,反凝析控制更加困難。B213井區(qū)當(dāng)前處于產(chǎn)能擴(kuò)建階段,可參考資料少,開(kāi)發(fā)難度大,已投產(chǎn)氣井存在動(dòng)態(tài)規(guī)律復(fù)雜、遞減快、氣油比上升快的問(wèn)題,因此,系統(tǒng)地研究生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征,分析產(chǎn)能影響因素,對(duì)井區(qū)下一步開(kāi)發(fā)部署和生產(chǎn)調(diào)整具有重要意義。

1 B213井區(qū)概況

龍鳳山氣藏B213井區(qū)位于松遼盆地中部、長(zhǎng)嶺斷陷南部龍鳳山構(gòu)造帶,目的層系火石嶺組具有二元結(jié)構(gòu)特征,上部為碎屑巖,下部為火山巖,火山巖縱向上劃分為5個(gè)期次,其中期次5、期次4和期次3是主力含氣期次,不同期次物性差異大?？紫抖葹?.3%～8.9%,平均為5.36%,滲透率為0.016～57.000 mD,平均為6.17 mD,儲(chǔ)層致密,非均質(zhì)性強(qiáng);氣油比為618～2 913 m3/m3,凝析油含量為256～1 034 g/m3,屬于高等-特高含凝析油凝析氣藏。

B213井區(qū)當(dāng)前處于產(chǎn)建階段,生產(chǎn)曲線如圖1所示。已投產(chǎn)氣井14口(水平井12口、直井2口),日產(chǎn)氣13.77×104m3,日產(chǎn)油36.82t,日產(chǎn)水105.95 m3,平均氣油比2 920 m3/m3。

圖1 B213井區(qū)生產(chǎn)曲線Fig.1 Production curve of B213 well area

2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征及影響因素

B213井區(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)規(guī)律復(fù)雜,縱向上不同期次巖性、物性差異大,油、氣、水產(chǎn)量差異較大;平面上,同一期次不同構(gòu)造部位產(chǎn)量差異較大。由于受致密凝析氣藏的氣藏特性影響,井區(qū)整體遞減較快,氣油比上升較快,反凝析控制困難,因此研究不同期次氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征和規(guī)律,分析造成產(chǎn)能差異和反凝析現(xiàn)象的影響因素很有必要。

2.1 產(chǎn)能差異及影響因素

2.1.1 不同期次氣井產(chǎn)能差異分析

B213井區(qū)的一個(gè)明顯生產(chǎn)特征是各個(gè)期次氣井產(chǎn)能差異大。各期次已投產(chǎn)氣井分布如表1所示。

表1 各期次氣井分布Table 1 Gas well distribution in each period

為了對(duì)比分析各個(gè)期次氣井產(chǎn)能差異,分別繪制8口井初產(chǎn)氣、平均日產(chǎn)氣、平均日產(chǎn)油、日產(chǎn)水量的對(duì)比圖和初始?xì)庥捅扰c當(dāng)前氣油比的對(duì)比表。

在產(chǎn)氣量方面,不同期次的氣井表現(xiàn)出明顯差異。從圖2和圖3所示平均日產(chǎn)氣和初產(chǎn)氣來(lái)看,期次4氣井B213-7 HF和B213-8 HF初產(chǎn)氣高于期次5和期次3氣井,期次5氣井平均日產(chǎn)氣普遍高于期次4和期次3。

圖2 B213井區(qū)初產(chǎn)氣Fig.2 Initial gas production of B213 well area

圖3 B213井區(qū)平均日產(chǎn)氣Fig.3 Average gas production of B213 well area

在產(chǎn)油量方面,如圖4所示,期次5的平均日產(chǎn)油量明顯高于期次4和期次3,期次4幾乎不產(chǎn)油。氣油比方面,如表2所示,期次5的氣井初始?xì)庥捅绕毡槠?但當(dāng)前氣油比上升較快,B213-2 HF,B213-3 HF井當(dāng)前氣油比均已超過(guò)5 000 m3/m3,表明當(dāng)前受反凝析影響,產(chǎn)油量下降較快。

圖4 B213井區(qū)平均日產(chǎn)油Fig.4 Average oil production of B213 well area

表2 各期次氣井氣油比Table 2 Gas oil ratio of gas wells in each period

在產(chǎn)水量方面,如圖5所示,期次3氣井的產(chǎn)水量明顯高于另外2個(gè)期次。生產(chǎn)200 天時(shí),期次5的氣井產(chǎn)水量普遍在50 m3/d以下,而期次3的氣井產(chǎn)水量最高能達(dá)到100 m3/d以上。

圖5 各期次產(chǎn)水量Fig.5 Water production in each period

2.1.2 影響因素分析

根據(jù)對(duì)各個(gè)期次產(chǎn)氣量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量的分析,可以發(fā)現(xiàn)期次5產(chǎn)氣量較高,期次4產(chǎn)油量較低,期次3產(chǎn)水量較高。由于氣藏復(fù)雜性高,造成這種產(chǎn)能差異的因素也很復(fù)雜,文中從火山機(jī)構(gòu)含氣性、有利相帶占比、儲(chǔ)層電性物性、氣井所處構(gòu)造部位這4個(gè)方面,對(duì)比分析各氣井產(chǎn)能差異的影響因素。

1)火山機(jī)構(gòu)

B213井區(qū)共包括3個(gè)火山機(jī)構(gòu),期次5、期次3的已投產(chǎn)井屬于B213火山機(jī)構(gòu),期次4 的已投產(chǎn)井屬于B203火山機(jī)構(gòu)。如表3所示,B203火山機(jī)構(gòu)全烴值和儲(chǔ)層厚度更高,火山機(jī)構(gòu)控制含氣豐度,因此B203火山機(jī)構(gòu)的氣井B213-7 HF和B213-8 HF初產(chǎn)氣明顯高于其他井。

表3 不同火山機(jī)構(gòu)含氣性對(duì)比Table 3 Comparison of gas bearing properties of different volcanic bodies

2)有利相帶

巖相巖性差異是影響產(chǎn)能的又一根本因素。氣藏中噴溢相上部亞相、爆發(fā)相熱碎屑流亞相、空落亞相為有利相帶,有效厚度占比、全烴、孔隙度和滲透率高。如圖6所示,從相帶看,期次5儲(chǔ)層中有利相帶占比更高,表現(xiàn)為期次5 的氣井產(chǎn)氣量更高。

圖6 有利巖相占比Fig.6 Pr oportion of favorable facies

3)電性物性

如圖7所示,根據(jù)測(cè)井解釋結(jié)果來(lái)看,期次5的物性明顯好于期次4和期次3,儲(chǔ)集空間大、充滿度高是期次5氣井產(chǎn)能高的主要因素;期次3滲透率高、中子高,含水量較大;期次4中子較低,滲透率較小,幾乎不含水,所以各個(gè)期次氣井產(chǎn)水量存在明顯差異。

圖7 電性物性解釋結(jié)果Fig.7 Interpretation results of well logging

4)構(gòu)造部位

由圖4可以看出,期次5的氣井產(chǎn)油量明顯高于期次4和期次3,從構(gòu)造部位角度看,期次5的井主要分布在構(gòu)造高部位,凝析油含量高,氣油比低;期次4和期次3的井主要分布在構(gòu)造較低部位,凝析油含量低,氣油比高。

同一期次中,構(gòu)造部位是產(chǎn)油量的主控因素。期次4 的氣井中,B213-7 HF 井位于較低部位,產(chǎn)油量低于B213-8 HF 井;期次3 的氣井中,B213-10 HF井位于較低部位,產(chǎn)油量低于B213-11 HF井。

2.2 反凝析現(xiàn)象及其影響因素研究

2.2.1 致密凝析氣藏反凝析特征

B213井區(qū)的第2個(gè)生產(chǎn)特征是產(chǎn)氣量和凝析油產(chǎn)量遞減快,氣油比上升快。以期次5兩口高產(chǎn)井B213-2 HF和B213-3 HF為例,分別對(duì)比不同時(shí)間兩口氣井生產(chǎn)參數(shù)變化,如表4所示,兩口井產(chǎn)氣量、產(chǎn)油量遞減和氣油比上升的現(xiàn)象明顯。從對(duì)比結(jié)果看,生產(chǎn)1年后,B213-2 HF,B213-3 HF產(chǎn)氣量遞減率均超過(guò)45%,凝析油遞減率均超過(guò)76%,氣油比上升快,當(dāng)前氣油比均已超過(guò)5 000 m3/m3。

表4 生產(chǎn)1年后指標(biāo)對(duì)比Table 4 Comparison of indicators after one year of production

根據(jù)B213-12 HF井相圖(如圖8所示),原始地層壓力為33.751 MPa,露點(diǎn)壓力為30.546 MPa,地露壓差僅為3.205 MPa,在開(kāi)采過(guò)程中,隨著地層壓力的下降,很快會(huì)達(dá)到露點(diǎn)壓力并開(kāi)始反凝析。如表5所示,通過(guò)與國(guó)內(nèi)其他凝析氣藏的物性進(jìn)行對(duì)比,發(fā)現(xiàn)龍鳳山凝析氣藏儲(chǔ)層更致密、含油量高、地露壓差很小,可見(jiàn)致密凝析氣藏物性的特點(diǎn)決定了反凝析控制更加困難。

表5 凝析氣藏物性對(duì)比Table 5 Physical property comparison of condensate gas reservoirs

圖8 B213-12 HF井相圖Fig.8 Phase diagram of B213-12 HF well

2.2.2 工作制度影響

氣井初期配產(chǎn)過(guò)高會(huì)導(dǎo)致壓力快速下降,產(chǎn)量快速遞減,在凝析氣藏中會(huì)加速反凝析的影響。圖9和圖10分別繪制出B213-2 HF 井和B213-3 HF 井投產(chǎn)后前300天的生產(chǎn)曲線,發(fā)現(xiàn)兩口井初期平均配產(chǎn)4.5×104m3/d,是方案設(shè)計(jì)配產(chǎn)的1.5倍。由于初期配產(chǎn)較高,氣井實(shí)際遞減率高于方案設(shè)計(jì)的2.4倍,分別是43.8%和42.2%。

圖9 B213-2 HF井產(chǎn)氣量曲線Fig.9 Gas production curve of B213-2 HF well

圖10 B213-3 HF井產(chǎn)氣量曲線Fig.10 Gas production curve of B213-3 HF well

為了直觀分析期高配產(chǎn)工作制度的影響,分別繪制B213-2 HF井和B213-3 HF井兩口井初期壓降速率和平均汽油比變化曲線,如圖11和圖12所示,兩口井油壓下降較快,最高超過(guò)0.04 MPa/d,氣油比均呈明顯上升趨勢(shì)。

圖11 B213-2 HF井壓降速率及氣油比曲線Fig.11 Pressure drop rate and gas oil ratio curve of B213-2 HF well

圖12 B213-3 HF井壓降速率及氣油比曲線Fig.12 Pressure drop rate and gas oil ratio curve of B213-3 HF well

從地層靜壓壓降速率看,借鑒表6 所示鄰區(qū)B201井區(qū)的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn),當(dāng)年均壓降達(dá)到10 MPa時(shí),動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量損失達(dá)到40%,采收率大幅下降。根據(jù)表7所示B213-3 HF 井靜壓測(cè)試結(jié)果,壓降速率超過(guò)了每年10 MPa,說(shuō)明初期配產(chǎn)過(guò)高是導(dǎo)致壓降過(guò)快,進(jìn)而導(dǎo)致反凝析速度加快的原因之一。

表6 B201井區(qū)反凝析試驗(yàn)結(jié)果Table 6 Test results of retrograde condensation of B201 well area

表7 B213-3 HF井靜壓測(cè)試結(jié)果Table 7 Static pressure test results of B213-3HF well

3 結(jié)論

1)龍鳳山凝析氣藏儲(chǔ)層致密,含油量高,地露壓差小,與國(guó)內(nèi)其他凝析氣藏相比,生產(chǎn)規(guī)律更加復(fù)雜,反凝析控制更加困難。

2)B213井區(qū)各個(gè)期次氣井產(chǎn)能差異大,其中期次5平均產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量最高,期次3產(chǎn)水量最高,期次4幾乎不產(chǎn)油;影響產(chǎn)能差異的主要因素有火山機(jī)構(gòu)、相帶、電性物性和構(gòu)造部位。

3)致密凝析氣藏的自身物性是導(dǎo)致生產(chǎn)中遞減快、壓降快、反凝析現(xiàn)象明顯的根本原因,工作制度初期配產(chǎn)過(guò)高會(huì)加劇反凝析的影響。