采油氣工程中凝析氣藏的開發技術分析

張坤奇（中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司松原采油廠，吉林 長春130000）

凝析氣藏是介于油藏與氣藏間的復雜氣藏，其主要開發工藝為衰竭或循環注氣兩種。在凝析氣藏開發前，石油企業需根據凝析氣藏的特點，明確開發工藝與相關參數，方可保障采油氣工程的采收率，提高經濟效益。就此，本文選擇油氣藏數值模擬技術為研究對象，分析凝析氣藏開發技術的應用要點。

1 采油氣工程概況

文章以中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司松原采油廠（下文簡稱“松原采油廠”）某凝析氣藏為例，分析其開發技術，為其他石油化工企業提供成功經驗參考。該凝析氣藏屬帶油環凝析氣藏，不僅受巖性影響，還與構造聯系密切，沿著構造低的區域儲層發育。在松原采油廠的現場勘查中，該凝析氣藏具有較強的非均質性，在縱向與水平方向的連通性偏低，邊底水較穩定。統計數據顯示，該凝析氣藏的含氣面積約5.3km2，油環含油面積約1.8km2，天然氣儲量約30.13×108m3，原油儲量約170×104t，凝析油儲量約110×104t。技術人員對該凝析氣藏取樣后，對其進行PVT分析，分析結果表明，該凝析氣藏的原油具有較大揮發性，在高壓區域表現出較大收縮性。

基于該凝析氣藏的上述特點，技術人員選擇油氣藏數值模擬技術，分析油井的各項參數、油氣開發流程與開發工藝。油氣藏數值模擬技術是指根據油氣藏開發的理論與機理，明確凝析氣藏開發的各項參數，模擬開發過程，預測開發過程的動態變化，為凝析氣藏開發方案與技術的制定奠定基礎。在松原采油廠的凝析氣藏中，技術人員選擇多組份多相流體滲流模型，實施油氣藏數值模擬技術，可全面體現凝析氣藏的非均質特性，并全面考慮凝析氣藏開發的影響因素，為凝析氣藏開發提供有價值的參考資料[1]。

2 凝析氣藏開發技術分析

2.1 凝析氣藏開發井的參數設計

凝析氣藏開發的油井參數包括井網井距與井型兩種。如果技術人員選擇水平井井型，還需考慮水平井水平段對采出程度的影響，合理設置其水平段的長度，保障凝析氣藏開發的效益。

2.1.1 井網井距

凝析氣藏的井網井距包括油環區域與凝析氣藏兩部分。對于油環區域，技術人員應用Eclipse軟件明確不同井距對應的井數，通過油氣藏數值模擬技術預測不同井距的采出程度。模擬結果表明，在井距小于425m時，井距減少，井數增多，采出程度基本保持不變。就此，考慮到開采成本，技術人員結合工程經驗與現場數據，應用綜合經濟分析法，明確最優井距，為500m。

凝析氣藏的計算方式與油環區域類似，技術人員選擇600m、800m 和1000m 作為井距參數，分別計算其對應井數，預測其采出程度。模擬結果表明，在井距為600m時，10年采出程度為43%，15年采出程度為56%，30年采出程度為78%；在井距為800m 時，10 年采出程度為33%，15 年采出程度為47%，30 年采出程度為70%；在井距為1000m時，10年采出程度為22%，15年采出程度為33%，30 年采出程度為58%。雖然井距小，采出程度高，但其所需的井數較多，投入的成本更高。因此，在計算凝析氣藏井距時，還需計算不同井距的經濟效益。

技術人員根據采出程度，計算不同井距的內部收益率、凈現值與投資回收期，計算結果表明，在井距為600m 時，內部收益率為6.91%，凈現值約-3380 萬元，靜態投資回收期為7.24年，動態投資回收期小于10 年；在井距為800m 時，內部收益率為10.7%，凈現值約-636萬元，靜態投資回收期為5.88年，動態投資回收期小于10 年；在井距為1000m 時，內部收益率為14.8%，凈現值約951萬元，靜態投資回收期為5.13年，動態投資回收期為8.33 年。可見，在井距為1000m 時，凈現值為正值，600m 與800m 的凈現值均為負數，且1000m 井距時的內部收益率最高，回收期最短，經濟效益最高，最終將井距設定為1000m。

2.1.2 井型

凝析氣藏常用的井型包括水平井與直井兩類，前者的成本更高，但開采效率也高。目前我國僅在呀哈凝析氣藏中成功應用水平井，松原石油廠結合其凝析氣藏的油環主力油層特點，應用油氣藏數值模擬技術構建機理模型，分析凝析氣頂與邊底水等參數對水平井的影響，制定兩項井型方案，分別是一口水平井、一口直井，模擬二者的開采流程，明確對應的采出程度。模擬結果表明，水平井的采出程度高于直井，最終選擇水平井井型。

2.1.3 水平段長度

在明確水平井后，需明確水平井水平段的長度，選出最優參數，提升凝析氣藏的采出程度。結合凝析氣藏開采經驗，技術人員將水平段的長度設計為300m、450m、600m 與1000m，分別開展模擬計算。由于松原石油廠的凝析氣藏油環區域厚度偏低，水平井的水平段越長，射開部位和凝析氣藏的距離越近，氣竄現象出現的概率越大，采收率越低。就此，技術人員將凝析氣藏的水平井水平段長度設置為600m。

2.2 凝析氣藏開發流程

和普通采油氣工程有所差異，凝析氣藏的開發需綜合考慮天然氣、凝析油與原油。借鑒西方國家的開發經驗，凝析氣藏的開發流程包括三種，分別是先油后氣、先氣后油與油氣同采。不同開發流程的基礎條件、要求不同，獲得的采收率也不同。在松原采油廠的凝析氣藏開發中，技術人員通過油氣藏數值模擬技術預測不同開發流程的開采效果，明確凝析氣藏的最優開發流程。模擬結果表明，先油后氣的15 年油采出程度為10.5%、氣采出程度為14.9%，30年油采出程度為11.4%、氣采出程度為29.1%；先氣后油的15 年油采出程度為4.9%、氣采出程度為23.3%，30 年油采出程度為6.9%、氣采出程度為28.7%；油氣同采的15年油采出程度為10.9%、氣采出程度為28.9%，開采年限不足30 年。綜合對比油氣采出程度，先油后氣的采收率最高。

在先氣后油開發流程中，凝析氣藏的氣藏壓力會隨著凝析氣的開發而降低，導致油環區域的油進入到氣藏區域，提升油的開采難度，而且部分油會存留在地下區域，難以開采。同時，鑒于該凝析氣藏的油環部位的油具有較強的收縮性，易在開采過程中降低油壓，減少采油能量，整體采收率偏低。在油氣同采開發流程中，開發前期壓力較大，凝析氣頂具有較大的驅動作用，可提升油環區域的油采出量，但隨著開采時間的延長，氣藏壓力降低，油的開采難度增加，采收率不高[2]。

2.3 凝析氣藏開發工藝

凝析氣藏常用的開發工藝為衰竭開發工藝與循環注氣開發工藝，本文主要分析松原石油廠凝析氣藏的衰竭開發與不同比例的循環注氣開發工藝，明確凝析氣藏的最優開發工藝。循環注氣開發工藝是指不斷向凝析氣藏中注入氣體，利用其驅替作用，完成凝析氣的開采。同時，注入的氣體可保障地層壓力，使采氣井保障高效生產。整合大量循環注氣開發工藝實踐可知，循環注氣開發的影響因素包括凝析油的含量、儲層區域的地質條件、天然氣的儲量等[3]。

在松原石油廠凝析氣藏開發中，技術人員利用油氣藏數值模擬技術，模擬四種開發工藝，分別是衰竭式開發、循環注氣量為凝析氣儲量30%的循環注氣開發、循環注氣量為0%的循環注氣開發、循環注氣量為50%的循環注氣開發。模擬結果表明，衰竭式開發的壓力為23.7MPa，采出程度為29.4%；30%循環注氣開發壓力為23.5MPa，采出程度為28.3%；40%循環注氣開發壓力為23.8MPa，采出程度為29.5%；50%循環注氣開發壓力為24.1MPa，采出程度為33.2%。雖然50%循環注氣開發的壓力最大、采出程度最高，但鑒于該凝析氣藏在縱向與水平方向的連通性偏低，注入劑的注入效率偏低，導致注入井周邊的壓力呈現出局部高、生產區域低的特點，極易引發凝析油損失現象。總的來說，循環注氣開發方式的生產效率偏低，從整體經濟效益看來，衰竭式開發的效益更高。

3 結語

綜上所述，凝析氣藏的開發工藝與油氣開采效果有較大關聯度，需事前做好模擬計算工作。借鑒松原石油廠的成功經驗，石油化工企業可引進油氣藏數值模擬技術，明確井網井距、井型等參數，規范凝析氣藏開發流程，合理選擇開發工藝，提高凝析氣藏的采收率，獲取更多的利潤。