龙凤山气田凝析气藏提高采收率方法

帖奇珍

摘要：龙凤山气田北201井区营Ⅳ砂组属高含凝析油凝析气藏。原始气油比2362m3/m3，凝析油含量为305g/m3。北201井区营Ⅳ砂组地露压差小（0.91MPa），试气试采阶段气井井底流压小于露点压力，地层中已发生反凝析伤害，且反凝析出现早，控制难度大。经过几年的生产，气藏总体呈现三降一升的特征，产气量、产油量、油压下降，气油比上升。气田受反凝析的影响开发效果不理想，通过研究，定量分析反凝析伤害对气藏开发的影响，采取针对性措施控制治理反凝析伤害，定量分析反凝析伤害机理，制定合理开发技术方法，改善龙凤山特低渗凝析气藏开发效果，提高龙凤山特低渗凝析气藏采收率。

关键词：龙凤山气田；凝析气藏；提高采收率

0 前言

龙凤山气田位于吉林省长岭县前七号镇，地处松辽平原，地势平坦，海拔140-230m，交通便利，距保康镇43km、长春市120km。2014年龙凤山气田北201井获高产油气流，提交营城组天然气控制储量107.27亿方，凝析油控制储量363.9万吨。截至2018年12月底，龙凤山气田年产气0.9474亿方，采气速度3.64%，累产气3.08亿方，采出程度9.48%，累产凝析油5.2万吨，凝析油采出程度5.3%。但随着逐年开发，气藏总体呈现三降一升的特征；产气量、产油量、油压下降，气油比上升。产气量平均递减率43.2%，产油量平均递减率54.8%。气田受反凝析的影响开发效果不理想。

1 气井生产特征分析

龙凤山凝析气藏已经投产近4年，气井的产量、压力与投产初期相比，有一定变化，气井之间生产动态特征差异较大，具有两段式生产特征，产量、油压初期递减快，后期下降速度变缓，具有较长的低压稳产阶段。产气量总体呈指数递减，初期递减率64.6%，后期递减率22.5%，平均递减率32.3%；产油量总体呈指数递减，递减率为48.6%；气油比总体呈指数上升，增加率为20%。气井两段式生产特征明显，表现为初期压力下降快，后期压力下降变缓，具有较长的低压稳产阶段。

2 气藏产能影响因素分析

气藏产能受多重因素影响，致密凝析气藏产能影响因素更加复杂。通过定量研究产能影响因素，明确储层物性、反凝析、应力敏感、工作制度、井控储量等五方面因素对产能具有一定的影响作用。

2.1 储层物性对产能影响

针对主力含气砂体采用KH法将初期产能进行产量劈分到单砂体，结合沉积相、砂厚、有效厚度成果图件进行分析，气井均处于三角洲前缘水下分流河道有利相带，砂体厚度变化不大，有效厚度存在差异，但对单井产能无明显控制作用。

2.2 反凝析及应力敏感对产能的影响

（1）目前气井受反凝析影响程度不同，但反凝析液量占地层孔隙体积均超过3%，表明现阶段储层受反凝析影响已经显现。

（2）储层岩石应力敏感性较强，对气藏开发有一定影响

采用北211、北206以及北201-1井岩心进行渗透率恢复测试试验。模拟气藏先衰竭开发后对地层补充能量，即净应力先增加后降低，测试渗透率随净应力变化。渗透率恢复测试试验表明应力敏感导致渗透率损失具有不可逆性。

3 提高采收率方法研究

3.1 开展单井注气数值吞吐模拟实验，解决凝析油堵塞

为了获得北201井在开井生产过程中凝析油和天然气的开采情况以及反凝析液在近井地带造成的伤害情况，以该井地质建模和北201井生产动态数据为基础，计算衰竭式开采过程中凝析油和天然气的采收率。本文分别从注入总量、注气速度、焖井时间和吞吐周期等设计不同方案，分析累增凝析油量以及累增天然气量随注气参数的变化规律，得到最优的吞吐注气参数。

（1）注气总量优化

单井注气吞吐时，凝析油采出程度的增加量以及天然气净增加采出程度随注气总量的增加呈现先增大后略有减小的趋势。由于大量的注入气将凝析气和部分凝析油推向远井带，开井生产后，初期主要为注入干气和近井范围的部分凝析油产出，而继续生产，又将出现反凝析。随着累积注入量的增加，其换油率降低。综上所述，合理注气总量为60万方。

（2）注气速度优化

单井注气吞吐时，随着注气速度的增加，天然气和凝析油的采出程度都是先增加后减，这时因为注气总量一定的条件下，注气速度越大实施时间越短，注入气的扩散范围比慢速注气方式小，被蒸发的凝析油量少，转采气时，注入气会短时间被采出。增加的凝析油和净增天然气采出程度都存在一个拐点，合理注气速度2万方/天。

（3）焖井时间优化

注气量60万方，注气速度2万方/天，采气速度2万方/天，模拟不同焖井时间所得的增产气和增产油量。采用数值模拟技术分别计算焖井时间为5天、10天、15天、20天、25天时累增凝析油量以及累增天然气量。随着焖井时间的增加凝析油和净增天然气的釆出程度的均是先增加后降，都存在一个拐点，合理焖井时间为10天。

（4）采气速度优化

注气量60万方，注气速度2万方/天，注气时间30天，焖井时间为10天，模拟不同产气速度下累增产气和增产油量。采用数值模拟技术分别计算采气速度为1.5万方/天、2万方/天、2.5万方/天、3万方/天、3.5万方/天时累增凝析油量以及累增天然气量。当不能实现稳产时则转为按照18MPa定井底流压生产，当产量降低到吞吐前的产量15000m³/d时停止生产。随着采气强度的增加，累增凝析油量以及累增天然气量存在拐点，合理采气速度2万方/天。

（5）注气周期优化

注气量60万方，注气速度2万方/天，注气时间30天，焖井时间为10天，采气速度2万方/天，采用数值模拟技术分别计算1个、2个、3个、4个吞吐周期的累增凝析油量以及累增天然气量。注气吞吐主要是解除近井地层中的反凝析油的堵塞，恢复近井地层的气相渗透率，改善气井产能。由于地层流体的露点压力高于地层压力，当远处凝析气流体流向井底时，反凝析又开始发生，注气吞吐解除凝析油的堵塞具有一定的周期性。

（6）注气吞吐解堵效果评价

注气吞吐后近井地带含油饱和度明显降低，有效解除凝析油的堵塞。由于油藏压力的影响，注气扩散范围影响有限，经过注气、焖井后，生产很短时间（30天），近井地带的压力分布基本恢复注气前的状态。注气前井筒凝析油饱和度近20%左右，经过注气后井筒凝析油饱和度降为0，井周围凝析油饱和度也得到下降，对饱和度的影响范围不超过20米。

3.2 优化气藏采气速度，提高采收率

国内外凝析气田开采速度大多在2～4%左右，考虑龙凤山气田属近饱和凝析气藏，采气速度过高，不利于控制反凝析伤害。龙凤山凝析气藏合理配产方案（日产气25万方）较高配方案（日产气30万方）累产气多0.75亿方，采出程度多2.4个百分点（表3-2-1）。

表3-2-1 北201井区营Ⅳ砂组气井配产表

方案	开发指标	合理配产	高配
开发指标	日产气，104m3/d	25	30
	采气速度，%	2.6	3.1
	累产气，108m3	7.22	6.47
	采出程度，%	22.6	20.2

3.3 关井恢复压力，解决近井地带凝析油堵塞

开发初期，地层能量高，通过关井恢复压力，解除近井地带凝析油堵塞。北201井试采242天后，关井测压力恢复13天， 开井后产气量不变，油压上升2.2MPa。初步分析，压力恢复期间，近井地带凝析油蒸发成气相，改善地层渗流条件。

4 结论与认识

1、气井具有两段式生产特征，产量、油压初期递减快，后期下降速度变缓。

2、气井产水量小，气藏无边底水沟通，以封闭弹性驱动为主。低压低产直井容易积液，高产直井和水平井多数情况不易积液。

3、龙凤山凝析气藏地露压差小，衰竭式开发极易发生反凝析，重质组分含量、凝析油含量、反凝析液量以及露点压力降低。

4、通过控制生产压差，建立合理工作制度、排液采气、层间接替确保气井连续稳产生产，保持气藏稳产。

作者简介：帖奇珍，男，1985年9月出生，工程师； 2010年6月毕业于东北石油大学石油工程专业，现从事油气田生产运行管理工作。