超臨界凝析氣藏開發后期注CO2提高采收率
——以北部灣盆地福山凹陷蓮4斷塊為例

馮 文 彥

中國石油南方石油勘探開發有限責任公司

超臨界凝析氣藏開發后期注CO2提高采收率
——以北部灣盆地福山凹陷蓮4斷塊為例

馮 文 彥

中國石油南方石油勘探開發有限責任公司

馮文彥.超臨界凝析氣藏開發后期注CO2提高采收率——以北部灣盆地福山凹陷蓮4斷塊為例. 天然氣工業，2016， 36（7）：57-62.

蓮4斷塊為北部灣盆地福山凹陷西北部受3條斷層夾持的富含凝析油高飽和凝析氣藏。為了探求該凝析氣藏衰竭開發后期提高凝析油采收率技術，基于超臨界流體相態行為和衰竭開采生產動態特征，綜合運用超臨界流體理論和多種動態儲量、產量遞減、生產井攜液能力、剩余開發潛力分析等多種油藏工程動態分析方法，分析了蓮4斷塊凝析油氣衰竭開采儲量動用程度以及剩余開發潛力。結果表明：①蓮4斷塊開發初期地層凝析油氣流體具有超臨界流體的特征，地層壓力低于露點壓力就會產生明顯的反凝析損失；②受反凝析效應和地層彈性能量釋放快的影響，蓮4斷塊衰竭開采儲量動用程度偏低，80%的凝析油仍然滯留在地層中，剩余開發潛力大。基于蓮4斷塊超臨界凝析油氣流體具有高密度特征，通過組分模型數值模擬優化設計，提出了采用頂部注CO2邊注邊采恢復壓力的注氣開采方式，通過形成次生氣頂同時達到重力穩定混相驅的二次開發技術來提高凝析油氣藏的采收率。

超臨界態凝析氣藏 衰竭開采 開發動態 凝析油采收率 注二氧化碳 重力穩定混相驅 福山凹陷 北部灣盆地

位于海南省的北部灣盆地福山凹陷經過20年的勘探開發，先后發現了花場、白蓮、金鳳等7個含油氣構造，探明了古漸系漸新統潿洲組、始新統流沙港組一段、流二段、流三段等4套含油層系。目前花場—白蓮構造為主要油氣生區，其中流一段油氣藏類型簡單，均為常規油藏，但流二、三段油氣藏類型復雜，既有高含凝析油型近臨界態凝析氣藏，也有近臨界態的揮發油藏，其中蓮4斷塊屬于高飽和凝析氣藏，凝析油含量高，地層條件下呈現為近臨界凝析氣藏，是筆者研究的主要目標區塊［1］。

1　蓮4斷塊近臨界凝析氣相態特征

圖1給出了蓮4斷塊構造井位及產狀圖。蓮4斷塊氣藏類型為層狀構造凝析氣藏，為中孔高滲透儲層；油氣層分布穩定，連通性好；埋藏深度2 550 m，原始地層壓力26.6 MPa，地層溫度116.3 ℃；儲層及油層分布穩定，平均氣層厚度12.2 m，含氣柱高度80 m，孔隙度16.6%，滲透率118 mD；凝析油含量達到508 m3/t，屬于“小而肥”的凝析氣藏。蓮4斷塊布井4口，氣藏目前累產天然氣1.03×108m3，凝析油2.4×104t，地質儲量凝析油采出程度為18.6%，天然氣采出程度為33.4%，剩余天然氣儲量2.1×108m3，凝析油10.5×104t。目前地層壓力10.6 MPa，壓力保持水平較低，只有1口井正常生產，其余3口井已停產，剩余儲量較大。但蓮4斷塊周邊的蓮21等斷塊為高含CO2氣藏，開發后期具有注氣提高地層反凝析油采收率的條件。

圖1　蓮4斷塊構造井位及產狀圖

鑒于此，為了進一步認識蓮4斷塊凝析氣藏剩余潛力，筆者針對蓮4斷塊高飽和近臨界凝析氣藏特征，綜合運用地層流體相態特征、生產指示曲線特征、動態儲量計算、生產井攜液能力、剩余開發潛力分析等多種油藏工程動態分析方法［2-7］，開展蓮4斷塊衰竭開采生產動態特征及剩余開發潛力分析，并進一步運用組分模型數值模擬技術開展了蓮4斷塊凝析氣藏開發后期注CO2提高凝析油采收率可行性研究，目的是對后續注氣提高采收率二次開發主體技術的篩選提供技術支撐。

2　蓮4斷塊近臨界凝析氣相態特征

蓮4斷塊地層流體具有近臨界態凝析氣藏流體性質和相態特征，這是影響其開發生產動態的主要因素之一。蓮4斷塊地層凝析油氣流體組成為：C1含量為59.10%，C2～C6含量為20.47%，C7+含量為5.65%，屬于高含中間烴組分的高飽和凝析氣藏地層流體組成［8］。

圖2給出了蓮4井地層流體p—T相態圖。基于超臨界流體理論［9］，如果把臨界溫度點到臨界凝析壓力點所對應的溫度點之間臨界區露點線以上的近臨界點區域定義為超臨界區（而地層溫度高于臨界凝析壓力溫度點露點壓力以上的區域可理解為超超臨界流體區域，即為強氣態凝析氣區），則蓮4斷塊地層凝析油氣流體具有相對高密度和近臨界乳光效應的超臨界流體特征，見圖3中從A到E的光學效應。由于其地層溫度與臨界凝析壓力所對應的溫度接近，蓮4斷塊地層凝析油氣流體具有超臨界流體的特征。

圖2 蓮4井原始地層流體p—T相態圖

圖4給出蓮4井地層凝析氣等組成膨脹過程反凝析油析出量與地層壓降的關系，可知隨著地層壓力降低，在剛剛低于露點壓力的壓降階段，反凝析油量就急劇增加，在地層溫度條件下等組成膨脹過程最大反凝析壓力高達22.5 MPa，最大反凝析液量接近30%。具有較典型的高飽和近臨界凝析氣藏反凝析特征。

圖3　蓮4井地層流體近臨界乳光效應圖

圖4　地層流體等組成膨脹過程反凝析液析出特征圖

3 蓮4斷塊生產動態特征及剩余潛力分析

3.1開采過程產狀變化情況

蓮4斷塊有4口井生產，分別為蓮4井、蓮4-1x井、蓮4-2x井和L4-4x井，其中L4-4x井開井時間短，處于早期關井狀態。自2007年8月投產以來，日產氣量和日產油量一直呈下降趨勢，圖5和圖6分別為蓮4斷塊平均日產油、氣、水變化曲線和氣油比、水氣比、含水率變化曲線。結合地質資料，蓮4斷塊水體能量供給不足，地層衰竭較快。同時，生產期間，蓮4斷塊生產氣油比逐漸上升后中間又出現駝峰現象（部分可動反凝析油參與流動又引起氣油比降低），后期又顯著上升（地層遠處開始發生反凝析），表明蓮4斷塊富含凝析油超臨界凝析氣流體在衰竭開采過程中反凝析現象非常嚴重［10-11］。

3.2儲量動用程度

分別運用Blasingame方法、Agarwal-Gardner方法（AG方法）、NPI方法、Transient方法和流動物質平衡法（F.B.M.方法）計算蓮4斷塊3口生產井蓮4井、蓮4-1x井和蓮4-2x井的動儲量，表1給出3口井動儲量計算結果。結果顯示，所用5種方法計算的動儲量相差不大，動態地質儲量可作為生產井的參考動態地質儲量。不同方法計算的占地質儲量動用程度在25%～27%之間，占可采地質儲量動用程度在37%～40%之間。因此，蓮4斷塊的動用程度處于較低水平。

圖5　蓮4斷塊平均日產油、氣、水變化曲線圖

圖6　蓮4斷塊氣油比、水氣比、含水率變化曲線圖

3.3產量遞減分析

在氣田開發中應用最多的產量遞減規律分析方法是Arps提出的3種遞減模型，即指數遞減、雙曲遞減和調和遞減，尤其是雙曲遞減模型應用最為普遍［12］。分別運用指數遞減、雙曲遞減、調和遞減3種產量遞減模型分析了蓮4斷塊蓮4井、蓮4-1x井和蓮4-2x井的產量遞減特征，其中蓮4井符合指數遞減規律，遞減指數為n=0，遞減率為0.121，預測單井可采儲量為85.093×106m3；蓮4-1x井符合雙曲遞減規律，遞減率為0.139，預測單井可采儲量為21.518×106m3；蓮4-2x井符合雙曲遞減規律，遞減率為0.451，預測單井可采儲量為20.982×106m3。

表1　蓮4斷塊不同計算方法計算的動儲量和動用程度表

蓮4斷塊蓮4井、蓮4-1x井和蓮4-2x井的產量遞減特征與其所在構造位置相關。從圖1可知：蓮4井處于構造高部位，對儲層控制面積最大，產狀最好，反映其控制可采儲量最大；蓮4-1x井和蓮4-2x井處于構造的邊翼部，對儲層控制面積相對較差，產狀較差，控制可采儲量程度較低，目前已停產。

3.4氣井攜液能力分析

利用李閩等人提出的攜液產量計算公式對蓮4斷塊氣井攜液能力進行了計算［7］。當日產氣量低于攜液產量，氣井就處于積液狀態。計算結果顯示，蓮4井目前尚能有效攜液，蓮4-1x井和蓮4-2x井已不能攜液而處于停躺狀態，與現場生產狀態相吻合（圖7）。

圖7　7　蓮4 4井臨界產氣量與日產油、氣、水變化曲線圖

3.5注氣開發潛力分析

開發初期，蓮4斷塊動態曲線顯示其氣油比小于1 685 m3/m3，地層流體在p—T相態圖上趨于高飽和超臨界態凝析氣狀態（圖2）；但隨著開發過程的進行，很快蓮4斷塊采出井流物氣油比就上升超過3 000 m3/m3，到目前已超過5 000 m3/m3。這表明隨著開發過程的進行，地層發生了明顯的反凝析現象，大量的凝析油滯留在儲層孔隙中，凝析油地質儲量采出程度僅為18.6%。但隨著開發過程地層壓力進一步下降，部分反凝析液又會再蒸發，此時地層中即存在溶解氣從地層油中逸出又存在游離氣中反凝析液的析出，但由于再蒸發程度有限，尚有80%的凝析油仍然滯留在地層中，形成可流動的超臨界態凝析氣和揮發性凝析油共存狀態［8-9］。

由上述分析可知，蓮4斷塊衰竭開采過程地層油和溶解氣的剩余儲量還相當可觀，尚具有較大的剩余開發潛力。因此，開發后期采用注氣恢復地層壓力使生產井逐漸恢復到自噴狀態后再進行循環注氣保持一定壓力開發的提高采收率二次開發技術，是可行的技術對策。已知福山凹陷距蓮4斷塊不遠的花21斷塊具有近17.3×108m3的富CO2天然氣［13］，可將該區塊產出的富CO2天然氣作為蓮4斷塊循環注氣提高采收率的氣源［14］。

4　蓮4斷塊注CO2驅提高剩余凝析油氣采收率方案設計

通過注氣增溶膨脹和混相驅相態特征研究，蓮4斷塊地層反凝析油注CO2混相壓力為20.7 MPa，注入40%摩爾含量CO2時地層反凝析油的體積可膨脹1.6倍。因此可采用CO2混相驅提高剩余凝析油氣采收率。

4.1注采參數優選

運用組分模型開展了注采參數優選數值模擬分析，通過對比計算，選擇注采井數比為1注3采，構造高部位L4-1x井注氣，L4、L4-2x、L4-4x井采油采氣；采用CO2持續注氣方式為：注氣機理為頂部注氣形成次生氣頂，同時達到重力穩定混相驅；CO2注入量為0.8 HCPV（現場可結合實際盡量保證注氣量）；注氣速度為9×104m3/d；注采比為1.1∶1；壓力保持水平優化結果為恢復到混相壓力以上，達到24.5 MPa，通過邊注邊采方式恢復壓力；單井采氣量配產為40 000 m3/d。

4.2推薦方案開發指標預測

按照上述優選后的注氣方案，進一步運用組分模型進行推薦方案開發指標計算，得到以下預測結果：初期日產油可達30 m3，日產氣可達35 000m3；預測末期累產油6.72×104m3，累產天然氣1.92×108m3，凝析油采出程度可達到40.39%，天然氣采出程度達到63.96%。

進一步對蓮4斷塊凝析氣藏數值模擬不同開發方式開展了對比研究，分別設計了CO2驅、N2驅、CO2—N2段塞驅、注水開發、繼續衰竭開采5套對比方案。圖8和表2給出了不同方案開發指標對比，其中CO2驅推薦方案凝析油采收率遠遠高于其他推薦方案。若以繼續衰竭開采作為基礎方案，則CO2驅推薦方案凝析油采收率高出基礎方案22.80%；N2驅推薦方案提高8.77%；CO2—N2段塞驅提高9.88%；水驅僅提高1.13%。預測10年末天然氣采出程度以N2驅方案最高，但注氣結束后再衰竭開采，則CO2驅方案可繼續提高天然氣采收率并接近N2驅天然氣采出程度。

圖8　不同方案凝析油采收率對比曲線圖

4.3CO2驅油機理分析

隨著CO2注入時間延長，在達到混相驅之后平面上CO2在地層中波及區域逐漸擴大，縱向上沿井區域逐漸推進和增加，特別是在注入井（L4-1x-iNj）尤為明顯，形成了較明顯的次生氣頂重力穩定混相驅特征（圖9）。同時還起到控水作用。

表2　不同推薦方案開發指標對比表

圖9　蓮4斷塊凝析氣藏CO2驅推薦方案地層中CO2波及范圍圖（注氣5年后）

5　結論

1）蓮4斷塊開發初期地層凝析油氣流體具有超臨界流體的特征，地層壓力低于露點壓力就會產生明顯反凝析損失，最大反凝析壓力高達22.5 MPa，最大反凝析液量接近30%。開采過程隨著地層壓力降低，反凝析現象嚴重。

2）蓮4斷塊地層能量供給不足，衰減快，導致反凝析損失嚴重。受反凝析效應和地層彈性能量釋放快的影響，蓮4斷塊衰竭開采儲量動用程度偏低，80%的凝析油仍然滯留在地層中，形成可流動的超臨界態凝析氣和揮發性凝析油共存狀態，剩余開發潛力大。

3）對蓮4超臨界凝析氣藏，采用頂部注氣邊注邊采恢復壓力注氣方式，可形成次生氣頂同時達到混相的驅替機理，驅替效率高。因此，利用周邊富含CO2氣藏區塊的CO2資源，蓮4斷塊開發后期采用注CO2氣恢復地層壓力使生產井逐漸恢復到自噴狀態后，再進行循環注氣保持一定壓力實現重力穩定混相開發的提高采收率二次開發技術，是可行的技術對策，而且是一種新的技術嘗試。

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Recovery enhancement at the later stage of supercritical condensate gas reservoir development via CO2injection: A case study on Lian 4 fault block in the Fushan sag, Beibuwan Basin

Feng Wenyan
（China Southern Petroleum Exploration & Development Corporation， Haikou， Hainan 570216， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 7， pp.57-62， 7/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

Lian 4 fault block is located in the northwest of Fushan sag， Beibuwan Basin. It is a high-saturated condensate gas reservoir with rich condensate oil held by three faults. In order to seek an enhanced condensate oil recovery technology that is suitable for this condensate gas reservoir at its later development stage， it is necessary to analyze its reserve producing degree and remaining development potential after depletion production， depending on the supercritical fluid phase behavior and depletion production performance characteristics. The supercritical fluid theories and multiple reservoir engineering dynamic analysis methods were adopted comprehensively， such as dynamic reserves， production decline， liquid-carrying capacity of production well， and remaining development potential analysis. It is shown that， at its early development stage， the condensate in Lian 4 fault block presented the features of supercritical fluid， and the reservoir pressure was lower than the dew point pressure， so retrograde condensate loss was significant. Owing to the retrograde condensate effect and the fast release of elastic energy， the reserve producing degree of depletion production is low in Lian 4 fault block， and 80% of condensate oil still remains in the reservoir. So， the remaining development potential is great. The supercritical condensate in Lian 4 fault block is of high density. Based on the optimization design by numerical simulation of compositional model， it is proposed to inject CO2at the top and build up pressure by alternating production and injection， so that the secondary gas cap is formed while the gravity-stable miscible displacement is realized. In this way， the recovery factor of condensate reservoirs can be improved by means of the secondary development technology.

Supercritical condensate gas reservoir； Depletion production； Development performance； Enhanced condensate oil recovery；CO2injection； Gravity stable miscible displacement； Fushan sag； Beibuwan Basin

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.07.008

2016-04-22 編 輯 韓曉渝）

馮文彥，1961年生，高級工程師；長期從事油氣田開發科研及管理工作。地址： （570216）海南省海口市金鐮路16號。電話：（0898）66805890。ORCID： 0000-0002-6974-9111。E-mail： fengwenyan@cnpc.com.cn