海上高含CO2高含凝析油氣頂油藏開發方式研究

余華杰

(中海油研究總院 開發研究院，北京 100028)

海上高含CO2高含凝析油氣頂油藏開發方式研究

余華杰

(中海油研究總院 開發研究院，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方式、提高凝析油和油環油采收率，了解高含CO2高含凝析油的凝析氣頂在開發過程中的復雜相變行為和不同開發方式對開發指標的影響。基于高含CO2高含凝析油氣體樣品的室內PVT實驗結果，利用Eclipse數值模擬軟件模擬注CO2和CH4膨脹對凝析氣相態的影響和不同開發方式。研究發現，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；循環回注CO2開發比衰竭開發提高油環油采收率4.3%、提高凝析油采收率約26.4%。結果表明，循環回注CO2開發是最為合理的開發方式、開發效果最好，注水開發次之，衰竭開發效果最差。

關鍵詞：高含CO2；高含凝析油；氣頂油藏；數值模擬；開發方式

氣頂油藏屬于較難開發的油氣藏，氣頂區、油區和邊底水區屬于同一流體系統，在原始狀態下處于壓力平衡狀態。一旦油氣藏投入開發后，油、氣、水三相任何一方的壓力變化都會導致油氣水區流體的竄流，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現了國內外極為罕見的有別于常規氣頂油藏的高含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雜相變，使其開發方式不同于常規油藏和氣藏[6-7]。對于純凝析氣藏的開發，國內外多采用衰竭開發和注氣保持壓力開發[8-9]；對于凝析氣頂油藏，其開發方式復雜多樣，屬于最難開發的油氣藏[10-11]。如何高效開發此類凝析氣頂油藏、提高凝析油和油環油采收率是當前面臨的難題。

1地質油藏特征

研究區位于渤海中部海域，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，凝析氣頂的露點壓力和油環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，油環原油黏度1.42 mPa·s、油柱高度47 m、油環跨度600 m。凝析氣頂區天然能量充足，氣頂指數2.0，邊水區天然能量較弱，邊水體積為油藏體積的2～3倍。凝析氣頂天然氣地質儲量數十億方、凝析油地質儲量數百萬方，約占整個油氣藏原油地質儲量的40%。

2注氣相態模擬實驗

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

根據該凝析氣頂樣品物性參數的實驗室分析結果，利用ECLIPSE數值模擬軟件中的PVTi模塊對實驗結果進行擬合，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和物性的影響，計算結果如圖1、圖2所示。

圖1　注入介質對體系飽和壓力的影響

圖2　注入介質對體系膨脹系數的影響

由圖1可知，在凝析氣原始組分構成狀況下，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增長，有利于提高體系的排驅能力，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開發方式優選數值模擬研究

凝析氣頂油藏，在開發過程中必須同時考慮凝析氣頂的反凝析和油環油的開發，使得開發方式異常復雜[12]。通常，凝析氣藏的開發方式主要有衰竭開發、保持壓力開發和部分保持壓力開發3種形式[13]。根據研究區地質油藏特征建立油藏數值模擬模型，考慮到氣頂流體組分的復雜性和凝析氣頂和油環油的復雜相變，利用E300組分模塊進行不同開發方案的計算。

3.1衰竭開發

衰竭開發是僅利用天然能量開發油氣藏的一種方式。為了考慮氣頂區和邊水區天然能量對油氣藏開發效果的影響，在油藏數值模擬模型中分別設置不同油氣藏類型(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，導致氣井停產，或者由于氣頂區壓力低于油環區壓力導致油環油侵入氣頂區損失在地層中，因此考慮僅在油環區部署開發井，氣頂區不部署開發井，計算結果見表2。

表2　不同區域天然能量對開發指標的影響

由表2可知，邊水區和氣頂區的天然能量可分別提高油環油采收率約3%和6%，邊水區和氣頂區的綜合天然能量提高油環油采收率約8%，相對天然能量較弱的邊水區，氣頂區能明顯提高油環油的采收率，主要是由于氣頂區強大的天然彈性膨脹能對油環油的排驅作用。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

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

由表3可知，隨著注采比的增大，油環油采出越多，氣頂氣和凝析油采出越少。當注采比超過0.5時，注入水會將油環區原油驅替到凝析氣頂區，造成油環油的損失，氣油界面上升、氣頂區被壓縮，導致氣頂區幾乎無法依靠自身彈性膨脹氣竄到油環采油井被采出，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替油環油，又能保證氣頂區能量的自然緩慢釋放而獲得較高的油環油、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定、綜合利用好氣頂的天然彈性膨脹能以及注入水的能量是提高凝析氣頂油藏采收率的關鍵。

表3　不同壓力保持水平下油田開發指標對比

3.3注氣開發

無論衰竭開發還是注水開發，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，同時利用注入介質與凝析氣頂流體組分之間的傳質來改變凝析氣的相態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指標的影響，設計循環回注CO2和CH4氣體開發方式下的2種開發方案，計算結果見表4。

表4　不同循環回注介質對開發指標的影響

由表4可知，循環回注CO2或循環回注CH4開發效果大體相當。其主要原因是由于凝析氣頂中CO2和CH4的含量基本相當(表1)，因此在循環回注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，在生產過程中隨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展，露點壓力降低將有效延緩凝析油的反凝析。循環回注CO2開發，油環油采出程度高于循環回注CH4開發，主要是由于CO2能夠降低油氣界面張力、極易溶入油環油與油環油混相，降低油環油粘度，提高油環油的采收率；循環回注CH4開發，凝析油采出程度高于循環回注CO2開發，主要是由于CH4能大幅降低體系的反凝析壓力，同時CH4具有很強反蒸發作用和對凝析油的萃取抽提作用，在不斷循環回注過程中，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替，使部分反凝析油蒸發或通過降低凝析油氣界面張力將凝析油驅向油環而被采出。然而，考慮到溫室氣體CO2對環境的影響，在兩者開發效果大體相當的情況下，優先選擇循環回注CO2開發。

3.4開發方式比選

通過上述對該凝析氣頂油藏衰竭開發、注水開發以及注氣開發的模擬計算結果，對不同開發方式的指標進行對比，如圖3所示。

圖3　不同開發方式開發效果對比

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

4結論

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，保持合理的注采比控制氣油界面的穩定，綜合利用氣頂的天然彈性膨脹能和注入水的能量是提高凝析氣頂油藏采收率的關鍵。

3)循環回注CO2或循環回注CH4開發效果大體相當，但考慮到溫室氣體CO2對環境的影響，應優先選擇循環回注CO2開發。

4)循環回注CO2開發效果最好，注水開發次之，衰竭開發效果最差。

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(責任編輯：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值模擬等方面的研究. E-mail:yuhj3@cnooc.com.cn

中圖分類號：TE345

文獻標志碼：A

文章編號：1672-3767(2016)02-0016-06