龍鳳山凝析氣藏開發技術政策研究

張廣權，孫 兵，楊小松，賈躍瑋

(中國石化勘探開發研究院，北京 100083)

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龍鳳山凝析氣藏開發技術政策研究

張廣權，孫 兵，楊小松，賈躍瑋

(中國石化勘探開發研究院，北京 100083)

針對龍鳳山地區高含油致密低滲凝析氣藏在儲層描述和開發技術政策制訂方面存在的問題和難點，在測井、錄井等資料分析的基礎上，采用宏觀與微觀證據相結合的方法，確定了龍鳳山氣田營四砂組的沉積體系，明確了影響氣藏的主控因素，落實了有效儲層發育區域，結合流體PVT實驗分析，確定了營四砂組氣藏類型。在儲層地質研究的基礎上，理論結合實踐經驗，針對龍鳳山氣田營四砂組凝析氣藏高含油的特征，首先修正了凝析氣藏相關氣藏工程的分析方法，其次考慮氣井反凝析、最小攜液、最大極限壓差等因素，計算合理產量和生產壓差。綜合分析認為合理井距為600～700 m，合理產氣量為2×104m3/d，初期生產壓差不大于5 MPa。研究結果為氣田開發方案的編制、優化調整和氣田的高效開發奠定了基礎。

凝析氣藏；扇三角洲沉積體系；開發技術政策；龍鳳山氣田

0 引 言

凝析氣藏作為重要的特殊油氣藏類型，經濟價值很高，但開發過程很復雜。在開采過程中，凝析氣藏油氣體系的滲流伴隨著復雜的相態變化[1-4]。制訂合理的開發技術政策，抑制反凝析傷害，保持氣井穩定生產，是凝析氣田高效開發的關鍵[5-10]。龍鳳山凝析氣藏屬于近飽和高含油的致密低滲碎屑巖儲層凝析氣藏，國內外關于該類型氣藏開發的相關經驗較少。隨著龍鳳山地區勘探開發的深入研究，在地質認識和高效開發方面存在諸多問題和難點亟待解決：儲層厚度薄、非均質性強，氣藏高產富集規律研究難度大；該類型凝析氣藏的合理井距、合理產量和合理生產壓差等較難確定。針對上述問題，開展龍鳳山氣田營四砂組凝析氣藏開發技術政策論證研究，為氣田開發方案的編制、優化調整和氣田的高效開發奠定了基礎。

1 地質概況

龍鳳山氣田構造上位于松遼盆地中部長嶺斷陷南部北正斷階帶，呈北西斷、南東超的箕狀斷陷(圖1)。含氣層位主要為營城組，自下至上細分為7個砂組。從測試情況看，營城組三、四和六砂組測試獲工業油氣流；其中營四砂組測試為凝析氣，北201井的營四砂組采用自然能量限量放噴，平均日產氣為2.3×104m3/d，日產油為5.5 t/d。為了精細刻畫儲層展布，制訂合理的技術政策，將營四砂組細分為上、下2段開展研究。

2 儲層沉積特征及氣藏主控因素分析

在區域沉積背景指導下，通過分析巖心相、測井相和地震相，認為龍鳳山氣田營四砂組發育扇三角洲前緣沉積體系，微相包括水下分流河道、河口壩、席狀砂和分流間灣等。營四砂組下段發育厚層的多期疊置分流河道，水動力較強，河道沖刷嚴重；上段發育多期砂泥互層的分流河道沉積，擺動、側向遷移頻繁。結合動態測試成果，認為有利沉積微相為分流河道。在沉積特征研究的基礎上，通過測井精細解釋，認為該區構造淺部位儲層物性較差，以干層為主，構造深部位儲層發育較差、以差氣層為主；上段氣層薄、分布范圍廣，下段氣層厚、分布范圍較小。綜合分析認為營四砂組有效儲層分布分別受構造和沉積控制，氣藏類型為受斷層遮擋、坡折帶影響、河道控制的構造-巖性凝析氣藏。利用容積法分層段計算凝析氣藏儲量，疊合含氣面積為7.5 km2，總儲量為30×108m3，凝析油儲量為115×104t，干氣儲量為27×108m3。

3 凝析氣藏相態特征

在北201井營四砂組取樣，取樣當日的生產氣油比計量較準確，由于產量、壓力相對穩定，取樣樣品有一定代表性。通過室內高壓PVT實驗，獲得氣藏熱力學參數場，確定了氣藏的P-T相圖(圖2)。由圖2可知，取樣氣油比來源于更準確的分離器計量，露點壓力為31.7 MPa，和地層壓力相當，其相圖更接近實際。按照SY/T6101標準，北201井營四段試采氣油比為2 333 m3/m3，罐油密度為0.77 g/cm3，判定為凝析氣藏；氣藏凝析油含量為306.5 g/m3，結合凝析氣藏細分標準，進一步判定氣藏為高含油凝析氣藏[11-13]。

圖1 龍鳳山凝析氣藏營四砂組頂面構造

圖2 北201井營四砂組樣品P-T相圖

4 合理開發技術政策論證

4.1 合理井距論證

4.1.1 經濟極限井距

單井極限控制儲量是指在一定的開發技術和財稅體制下，新鉆開發井經濟開采期內能獲得基準收益率為12%時所要求的最低儲量值，當新鉆井控制儲量大于這一值時，則認為經濟上是可行的。

(1)

(2)

式中：C為單井鉆井費用和地面費用，元/口；t為基準投資回收期，a；I為資金成本率；P為單井年固定操作費，元/(口·a)；Ag為天然氣銷售價，元/m3；Ao為凝析油銷售價，元/t；Eg為基準回收期內天然氣采出程度；Eo為基準回收期內凝析油采出程度；Cqv為天然氣單位變動操作費，元/m3；Cov為凝析油單位變動操作費，元/t；Tgx為天然氣附加費，元/m3；Tox為凝析油附加費，元/m3；GOR為氣油比，m3/t；G為天然氣地質儲量，108m3；Gsg為單井極限控制儲量，108m3；d為井距，m。

式(1)、(2)中：C=1 332×104元/口，t=6a，I=5.5%，P=65×104元/(口·a)，Ag=1.83 元/m3，Ao=2 460 元/t，Eg=15%，Eo=8%，Cqv=0.08 元/m3，Cov=600 元/t，Tgx=0.095 元/m3，Tox=0.201 元/m3，GOR=2.9×103m3/t。計算得到視單井控制經濟下限儲為6 529×104m3，對應的經濟極限井距為417 m。

4.1.2 經濟合理井距

確定一個氣藏的合理井網密度，一般需要考慮3個方面的影響因素：氣田地質特征、氣層物性特征、經濟合理性與市場需求。龍鳳山氣田為無邊底水定容驅動砂礫巖氣藏，而且滲透率極低。因此，在確定合理井距時主要考慮了儲層分布和經濟效益。

(3)

(4)

式中：Fa為井網密度，口/km2；Eg、Eo為天然氣、凝析油采收率；Ng為凝析氣地質儲量，108m3；No為石油地質儲量，104t；Tg、To為天然氣、凝析油稅收率；M為單井總投資，104元；Og為天然氣操作費用，元/m3；Oo為凝析油操作費用，元/t；R為貸款利率；T為評價年限，a；LRg為天然氣合理利潤，元/m3，LRg=0.1Ag；LRo為凝析油合理利潤，元/t，LRo=0.1Ao；ag、ao為天然氣、凝析油商品率；Co為單井固定操作費，104元；Da為井距，m。

在天然氣銷售價為1.83 元/m3，凝析油售價為2 460 元/t的條件下，計算得到合理井距為631 m。另外，參考中國白廟、橋口等凝析氣田的開發經驗[14-18]，為了滿足單井控制儲量的要求，結合經濟評價，綜合分析認為水平井合理井距應為600～700 m。

4.2 合理產量和合理生產壓差論證

4.2.1 合理產量

(1) 經濟極限產量。經濟極限產量的評價方法是通過評價氣藏開發的經濟效益從而確定氣田開發的合理產量界限。視單井控制經濟下限儲量為6 529×104m3條件下，按采氣速度為3.5%計算視單井經濟極限日產氣量為7 140 m3/d；按凝析油相對密度為0.78計算凝析油的當量氣體體積為135 m3/m3，則單井經濟極限凝析氣和凝析油日產量分別為6 300 m3/d、6 t/d。

(2) 采氣曲線法。利用一點法計算出無阻流量，再結合各測試段的產量和井底流壓可求出各井測試段的二項式產能方程。根據二項式產能方程，可繪制測試層段的二項式產能曲線，一般情況下，氣井的合理配產應該保證氣體不出現湍流，即在二項式產能曲線上沿早期達西滲流直線段向外延伸，直線與二項式產能曲線切點所對應的產量即為氣井的合理產量，合理產量所對應的壓差即為合理生產壓差。繪制北201井采氣指示曲線，分析不出現湍流的最大合理產量(紅色切線的切點處)，即合理氣產量約為2.3×104m3/d(圖3)。

圖3 北201井采氣指示曲線

(3) 最小攜液產量。天然氣開發一般以衰竭方式進行，依靠天然能量實現氣井的自噴生產，但是在開發過程中，隨著地層壓力的降低及凝析油反凝析，氣井中常常會產出大量的油，若沒有足夠的能量將油連續帶出井筒，最終在井底會形成積液將氣井壓死。因此，有必要研究氣井的攜液臨界產量，來確定氣井合理產量，保證井底不形成積液(表1)。參考李閩[19-20]的計算最小攜液量的算法，溫度取293.5 K，油管內徑取76 mm，凝析氣的相對密度取0.74。綜合井口壓力和油管內徑，計算直井的臨界攜液產量應不小于2.0×104m3/d。

表1 最小攜液產量(據李閩)

(4) 試采分析法。由于龍鳳山氣藏營四砂組為近飽和凝析氣藏，過高的配產將導致氣井過早出現反凝析現象。當北201井以3.0×104m3/d配產試采時，在較短的試采期間內就出現了氣油比上升的趨勢，表明氣井出現反凝析。但當配產調低后，氣油比也逐漸穩定。

綜合以上幾種方法，考慮單井應該具有一定的穩產時間、避免生產壓差過大形成壓降漏斗、單井累計產氣量和初始日產氣量不小于各自的經濟極限產量、合理產量應大于臨界攜液產量等因素，確定合理產量為2.0×104m3/d。

4.2.2 合理生產壓差

確定凝析氣藏合理生產壓差應遵循如下原則：考慮反凝析對應的生產壓差；生產井具有足夠的攜液能力；氣井產量應小于最大極限產量。滿足以上原則的生產壓差，就是合理的生產壓差，即：

Δplim<Δpr<Δpvc

(5)

式中：Δplim為最小攜液生產壓差，MPa；Δpr為合理生產壓差，MPa；Δpvc為井底附近地層不出現顯著反凝析現象的生產壓差，MPa。

對于近露點凝析氣藏，反凝析液飽和度不大于3%孔隙體積倍數所對應的生產壓差即為合理生產壓差，北201井營四砂組為近露點凝析氣藏，井底附近地層不出現顯著反凝析現象的生產壓差上限約為6 MPa[21-22]。

依據最小攜液流量計算結果，得到不同井口壓力、不同油管尺寸下氣井具有足夠攜液能力的生產壓差(表2)。由表2可知，隨著套管管徑的增大，生產壓差隨之增大。根據不同套管管徑下的合理生產壓差分析，管徑為11.7 cm時，合理生產壓差為4.34 MPa。結合龍鳳山凝析氣藏的地質特點和目前鉆井的試采數據分析，建議初期生產壓差應小一些，不大于5.00 MPa。

表2 合理生產壓差

其他技術方面，通過數值模擬方法，參考國內外相關氣藏的開采速度，確定營四砂組采油速度為3.5%。結合龍鳳山氣田開發時會存在反凝析現象，適當提高廢棄地層壓力，營四段氣藏廢棄地層壓力初步取值8 MPa。經過充分調研國內外文獻和行業標準等大量資料，通過物質平衡、類比和經驗取值等方法，綜合確定凝析氣的采收率為40%，凝析油的采收率為20%[23-25]。

4.3 開發部署方案實施效果

根據氣藏評價結果，以最大限度提高儲量控制程度，提高單井產能和經濟效率為目標，按照針對該類型凝析氣藏制訂的開發技術政策，開展了方案部署。目前部署的15口開發井已全部實施并投產，天然氣年產能力為1.06×108m3/a，凝析油年產能力為1.88×104t/a。并實現了鉆井成功率100%、產能建設率100%的設計目標。目前氣井投產后，各氣井的產量和壓力均較為穩定，達到了預期目標。平均日產氣為2.20×104m3/d，日產凝析油為6.20 t/d，平均試采產量為1.40×104m3/d。截至2016年5月底，已累計產氣0.41×108m3，累計產凝析油0.93×104t，經濟效益顯著。

5 結 論

(1) 龍鳳山地區發育扇三角洲沉積體系，有利相帶為分流河道。確定了儲層展布特征及氣藏的主控因素，并確定了龍鳳山氣藏屬于受斷層遮擋、坡折帶影響、河道控制的構造-巖性凝析氣藏。

(2) 通過相態特征分析，結合試采數據等，綜合判定該氣藏為高含油凝析氣藏。

(3) 制訂了凝析氣藏的合理開發技術政策，考慮氣井反凝析、最小攜液、最大極限壓差等方面內在需求，優化氣井的合理產量及生產壓差。合理開發井距為600 m，合理產氣量為2×104m3/d，合理生產壓差初期不大于5 MPa。

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編輯 劉 巍

20160704；改回日期：20160922

中國石油化工股份有限公司油田部開發先導項目“龍鳳山地區氣藏開發評價研究”(G5800-16-ZS-YTB028)

張廣權(1979-)，男，高級工程師，2003年畢業于華北理工大學地質專業，2006年畢業于中國地質大學(北京)油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現從事天然氣開發工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.016

TE349

A

1006-6535(2016)06-0072-05