凝析气藏开采方式对比研究.docx

凝析气藏开采方式对比研究程娣杨国亭(中原油田信息中心)(中原油田信息中心)翻译:张之文李卫庆张义生AhmedH.El-Banbietal.校对:摘要:通过对富含凝析油气藏进行组分模拟及不同开采方式的研究,得出了采用注水和注气开采凝析气藏的研究结果。流体(水和气)的注入是为保持储层压力高于露点压力,防止储层中凝析油的析出,提高凝析油的采收率。此项对比研究表明,无论是注水或注气开采凝析气藏都优于衰竭式开采。尽管油气开采凝析油的采收率要高于注水开采,但由于这种开采方式所需投资大,作业成本高等原因,比较而言,注水开采就显得更为适用、经济。测井资料的岩石物理分析的结果。纵向上,模型可分8层,每层都采用平均孔隙度和渗透率值,大小约为0116mD和50mD。不过,这些层在纵向上存在着不均质性。利用一个包含9种因素的状态方程来表示流体的动态变化。纵向上的升举动态特征在结合油管报表后可加到模型中。应用Gray相关关系式来计算油管的流体动态特征。工业相关关系式用于估计相对渗透率和毛细管压力。同时,可选择限产来达到气田所期望的操作条件。主题词凝析气藏注水注气经济评价一、引言长期以来,循环注气开采方式已广泛用于提高凝析气藏中凝析油的采收率。这一工艺是用注入的干气驱替地层中的湿气。注气能使储层压力维持在湿气的露点之上,防止储层中凝析油析出,同时,干气也能带出部分凝析油。这种方法已经证明能有效提高凝析油的采收率。在停止注气后,储层只能在枯竭压力下(衰竭式开采)采出尽可能多的天然气。我们都知道,封闭的天然气储层的采收率常比天然水驱气层的采收率高。这可能是在维持地层压力时,没有大量地用注水代替注气的原因。不过,近几年已经有几位专家研究了凝析气藏的注水,他们大多是从理论上探讨了这一方法。四、开发方案的选择研究了几个开采方案,包括气田的衰竭开采,用补充气和不用补充气注气以及注水。在所有的方案中,所需的采气井数都必须最少。1,衰竭开采衰竭开采是基本的开发方案。实施该方案时,为了同注气开采和注水开采两种方案进行对比,5口井的最大采气速度分别为60MMscf/D(百万标准立方英尺/天)和30MMscf/D。在这两种情况下,在产气量持续下降以前,气田只能短时间地维持最大采气速度。我们注意到,这些井不能长时间地保持所期望的开采速度。因为气层压力下降很快,井筒周围所形成的凝析液不利于气井采气。2,注气开采有几种模拟方式可用来估算在注气时所获得的额外的凝析油的采收率。在所有的注气方案中,假设气田有4口采气井,构造最高点的井改作注气井。在注气一段时间后,在衰竭开采时,5口井全部为采气井。(1)没有补充气的注气开发在没有补充气时,有三种方法可用于对比不同注气阶段的凝析油的产量。这三种方法假设注气时间为2年、5年和10年。然后用衰竭方式开采直到不再具工业开采价值。表1给出了这三种情况下及基本开采方式(衰竭开采)下的天然气和凝析油采收率。图1和图2分别给出了各种情况天然气和凝析油开采速二、气田背景所研究气田的主要储层构造是一个由平行的断层所切割的背斜,超覆有一个厚的泥岩层。所钻的5口井都钻遇了主要的气层,可用来描述并开采这一气田。这些砂岩富含凝析油,最初凝析油产量为l72STB/MMscf(储罐桶/百万标准立方英尺)。三、气田模拟模型建立了一个气田的立体组分模拟组型,以研究不同的开发方案。砂体顶部的构造图及净砂岩图用来建立气田模拟坐标。构造图是用5口井的岩石物理资料对三维地层资料进行校正后做出的。净砂岩图是基于国外油田工程Vol118No1320021334ForeignOilfieldEngineering表1无补充气注气开发时天然气和凝析油的采收率正如所期望的那样,当注气时间增加时,凝析油的产量也增加。(2)有补充气的注气开采模拟假设有一个补充气源。除了注入所采出的天然气外,另外还注入6MMscf/D的天然气作为补充以采出凝析油。表2对比了衰竭式开采及注气时间为2年、5年及10年时天然气和凝析油的最终采收率。6MMscf/D的补充气足以替代因凝析而减少的气体体积。表2有补充气注气开发时天然气和凝析油的采收率3随后衰竭式开采3随后衰竭式开采对比表1和表2可以看出,在同样的注气时间内,有补充气注入时,凝析油的产量要略高于无补充气时的产量。3,注水开采有几种模拟方法探讨了在气层中注水使气层压力接近或高于露点压力的情况。在这些方案中,假设有5口采气井,在构造的低部位另外有一口注水井。在每一种情况下,在注入一段时间后,停止注水。5口采气井进行采气直到不具备工业开采价值(废弃点)。这种模拟方式规定,采气速度不得超过30MMscf/D,以使储层压降减到最少。为了检验水前缘后部的残余天然气饱和度的影响,采用了两组自动吸入相对渗透率数据,其残余天然气饱和度分别为0115和0120。对每一组相对渗透