采油气工程中凝析气藏的开发技术分析

采油气工程中凝析气藏的开发技术分析

董承武

中石化东北油气分公司 吉林 130062

摘要：凝析气藏的相态变化具有一定的特殊性，比一般的气藏资源更为重要由于其复杂性，凝析油的特性决定了其特殊的开发特性，需要采用特殊的开发方法。特别是要根据天然气、凝析油和原油的特点以及气藏资源的整体开发特点，选择开发方式，提高油气整体采收率。

关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施

前言

凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。

1凝析气藏开发井的参数设计

1.1井网井距

凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。可见，在井距为1000m时，净现值为正值，600m与800m的净现值均为负数，且1000m井距时的内部收益率最高，回收期最短，经济效益最高，最终将井距设定为1000m。

1.2井型

凝析气藏常用的井型包括水平井与直井两类，前者的成本更高，但开采效率也高。目前我国仅在呀哈凝析气藏中成功应用水平井，国内某区块结合其凝析气藏的油环主力油层特点，应用油气藏数值模拟技术构建机理模型，分析凝析气顶与边底水等参数对水平井的影响，制定两项井型方案，分别是一口水平井、一口直井，模拟二者的开采流程，明确对应的采出程度。模拟结果表明，水平井的采出程度高于直井，最终选择水平井井型。

1.3水平段长度

在明确水平井后，需明确水平井水平段的长度，选出最优参数，提升凝析气藏的采出程度。结合凝析气藏开采经验，技术人员将水平段的长度设计为300m、450m、600m与1000m，分别开展模拟计算。由于国内某区块的凝析气藏油环区域厚度偏低，水平井的水平段越长，射开部位和凝析气藏的距离越近，气窜现象出现的概率越大，采收率越低。就此，技术人员将凝析气藏的水平井水平段长度设置为600m。

2凝析气藏开发流程

和普通采油气工程有所差异，凝析气藏的开发需综合考虑天然气、凝析油与原油。借鉴西方国家的开发经验，凝析气藏的开发流程包括三种，分别是先油后气、先气后油与油气同采。不同开发流程的基础条件、要求不同，获得的采收率也不同。在松原采油厂的凝析气藏开发中，技术人员通过油气藏数值模拟技术预测不同开发流程的开采效果，明确凝析气藏的最优开发流程。模拟结果表明，先油后气的15年油采出程度为10.5%、气采出程度为14.9%，30年油采出程度为11.4%、气采出程度为29.1%；先气后油的15年油采出程度为4.9%、气采出程度为23.3%，30年油采出程度为6.9%、气采出程度为28.7%；油气同采的15年油采出程度为10.9%、气采出程度为28.9%，开采年限不足30年。综合对比油气采出程度，先油后气的采收率最高。在先气后油开发流程中，凝析气藏的气藏压力会随着凝析气的开发而降低，导致油环区域的油进入到气藏区域，提升油的开采难度，而且部分油会存留在地下区域，难以开采。同时，鉴于该凝析气藏的油环部位的油具有较强的收缩性，易在开采过程中降低油压，减少采油能量，整体采收率偏低。在油气同采开发流程中，开发前期压力较大，凝析气顶具有较大的驱动作用，可提升油环区域的油采出量，但随着开采时间的延长，气藏压力降低，油的开采难度增加，采收率不高。

3凝析气藏开发工艺

凝析气藏常用的开发工艺为衰竭开发工艺与循环注气开发工艺，本文主要分析国内某区块凝析气藏的衰竭开发与不同比例的循环注气开发工艺，明确凝析气藏的最优开发工艺。循环注气开发工艺是指不断向凝析气藏中注入气体，利用其驱替作用，完成凝析气的开采。同时，注入的气体可保障地层压力，使采气井保障高效生产。整合大量循环注气开发工艺实践可知，循环注气开发的影响因素包括凝析油的含量、储层区域的地质条件、天然气的储量等。在国内某区块凝析气藏开发中，技术人员利用油气藏数值模拟技术，模拟四种开发工艺，分别是衰竭式开发、循环注气量为凝析气储量30%的循环注气开发、循环注气量为0%的循环注气开发、循环注气量为50%的循环注气开发。模拟结果表明，衰竭式开发的压力为23.7MPa，采出程度为29.4%；30%循环注气开发压力为23.5MPa，采出程度为28.3%；40%循环注气开发压力为23.8MPa，采出程度为29.5%；50%循环注气开发压力为24.1MPa，采出程度为33.2%。虽然50%循环注气开发的压力最大、采出程度最高，但鉴于该凝析气藏在纵向与水平方向的连通性偏低，注入剂的注入效率偏低，导致注入井周边的压力呈现出局部高、生产区域低的特点，极易引发凝析油损失现象。总的来说，循环注气开发方式的生产效率偏低，从整体经济效益看来，衰竭式开发的效益更高。

结束语

综上所述，凝析气藏作为特殊气藏类型，近年来勘探开发力度加大，因为其复杂的相态变化情况，在试油和开采中存在较大困难，要结合典型凝析气藏开发特征，采取有针对性的措施提升油气采收率，更好地发挥凝析气藏的经济效益。

参考文献：

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