程 亮，張曉東，汪 娟，王娟，鐘金銀，李柱正，黃婷婷

(1.川慶鉆探工程公司 地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610081; 2.西南油氣田公司 勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610500)

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塔中高、特高含凝析油凝析氣藏周期注氣數(shù)值模擬研究

程 亮1，張曉東1，汪 娟1，王娟2，鐘金銀1，李柱正1，黃婷婷1

(1.川慶鉆探工程公司 地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610081; 2.西南油氣田公司 勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610500)

摘要：為提高凝析氣藏凝析油采收率,以塔中I號氣田Ⅱ區(qū)高、特高含凝析油凝析氣藏為例,建立了最大反凝析速度判別方法,結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)特征,開展不同儲層類型的高、特高含凝析油型凝析氣藏單井周期注氣數(shù)值模擬分析。研究表明:①根據(jù)反凝析液量與壓力變化關(guān)系得到的單位壓降凝析液析出速度擬合特征曲線會出現(xiàn)多個極值點,第1個極大值點是單位壓降凝析油析出速度最快壓力點,第1個極小值點是保壓開采最低壓力點；②衰竭開采反凝析程度越大，則凝析氣中組分含量比值(C2—C6)/C1越大，則周期注氣提高凝析油采收率越高；③水侵體積系數(shù)越大,裂縫發(fā)育程度越小,基質(zhì)(洞穴、孔洞儲層)與裂縫耦合程度越高，則周期注氣提高凝析油采收率越高；④相對衰竭開采,注入C1、C2均能一定程度提高凝析油產(chǎn)量,C2抽提、驅(qū)替凝析油效果更好。

關(guān)鍵詞：凝析氣藏；周期注氣；注氣數(shù)值模擬；凝析油采收率；塔中

程亮,張曉東,汪娟,等.塔中高、特高含凝析油凝析氣藏周期注氣數(shù)值模擬研究[J].西安石油大學學報(自然科學版),2016,31(2):57-64.

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引言

塔中Ⅰ號凝析氣田Ⅱ區(qū)位于塔里木盆地中央隆起帶塔中隆起北部,其主要開發(fā)目的層為上奧陶統(tǒng)良里塔格組和中-下奧陶統(tǒng)鷹山組,其中層間風化殼儲層的鷹山組凝析氣藏為主力含油氣儲層,洞穴、孔洞和裂縫發(fā)育,主要以洞穴型和裂縫-孔洞型兩類儲層存在[1],油氣藏類型屬于低孔低滲、具有邊底水、受斷裂控制的中-高含凝析油的凝析氣藏,局部區(qū)域存在揮發(fā)性油藏。

凝析氣藏凝析油含量、邊底水能量、地露點差量及地質(zhì)條件等參數(shù)不同,所采取的開發(fā)對策存在較大差異。焉耆塔北寶浪凝析氣藏[2]、遼河油田雙六井區(qū)凝析氣藏[3]等中、低含凝析油氣藏均采取衰竭式開采方式；對于高、特高含凝析油凝析氣藏,注氣開發(fā)是提高凝析油采收率的重要手段,我國大港大張沱[4-5]、新疆柯克亞[6]、塔里木牙哈[7]、大澇壩[8]凝析氣藏均采用循環(huán)注氣提高凝析油采收率。盡管注氣開發(fā)在提高凝析油采收率方面取得了一定效果,但塔中Ⅰ號凝析氣田Ⅱ區(qū)地質(zhì)特征、注入方式、注入時機等因素嚴重制約該區(qū)高、特高含凝析油凝析氣藏開發(fā)效果,且未形成針對不同相態(tài)特征的凝析氣藏相對應的開發(fā)動態(tài)分析方法。為此,通過探討在不同相態(tài)特征的洞穴型、裂縫-孔洞型凝析氣藏儲層中注氣滲流機理,進一步明確相態(tài)變化規(guī)律,結(jié)合氣藏數(shù)值模擬和生產(chǎn)動態(tài)特征研究塔中高、特高含凝析油凝析氣藏重點開發(fā)井在自然衰竭中后期實施周期注氣提高凝析油采收率的成效,以期為凝析氣田后續(xù)增產(chǎn)提供理論依據(jù)。

1最大反凝析速度判別方法

凝析油氣體系在多孔介質(zhì)、滲流過程、注氣/注水過程中的相態(tài)變化涉及相間質(zhì)量交換,形成以井底為中心向外擴散的3個流動帶[9-11](氣液兩相共存流動帶、氣液兩相共存氣相流動帶、氣相流動帶)。當油藏壓力持續(xù)降低,第一流動帶不斷增大,第二、三流動帶逐漸變小,造成氣體滲流能力下降，井底附近重組分損失。

凝析油析出動態(tài)特征表現(xiàn)為反凝析液量占孔隙體積百分數(shù)隨壓力而變化。通過對反凝析液量與壓力變化關(guān)系求導數(shù),得到單位壓降下反凝析液量體積百分數(shù)隨壓力變化規(guī)律,即反凝析液析出的快慢程度(圖1，表1)。從圖1可以看出隨地層壓力降低,當?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c壓力后,單位壓降凝析液體積百分數(shù)曲線出現(xiàn)第一個極小值點,該點凝析油析出速度最小，是保壓開采的最低壓力值；之后出現(xiàn)第

圖1　塔中部分生產(chǎn)井單位壓降凝析液析出速度擬合曲線Fig.1　Fitting curves of condensate liquid precipitating amount per unit pressure drop of partial producing wells in central Tarim

井號A2A3CA5A2CA6A441A48凝析油最小析出速度壓力點/MPa/52.4554.5255.20/56.60/凝析油最大析出速度壓力點/MPa41.1737.8640.6634.4643.0330.5534.10地露壓差/MPa17.4718.1715.6001.58010.87

一個極大值點,該點是凝析油析出速度最大的壓力點。這2個極值壓力點是凝析氣藏開發(fā)的2個關(guān)鍵控制點,在凝析氣藏開發(fā)過程中應盡量避免地層壓力低于凝析油析出速度最大的壓力點。

2周期注氣數(shù)值模擬

2.1周期注氣模擬井基本參數(shù)

根據(jù)塔中裂縫性碳酸鹽巖凝析氣藏儲層發(fā)育特點,選擇鉆遇 “串珠”狀地震反射的洞穴型、裂縫-孔洞型儲層的4口高、特高含凝析油凝析氣藏重點開發(fā)井,其均已進入自然衰竭開采中后期,反凝析和水侵現(xiàn)象嚴重,其主要油氣藏指標見表2。

4口生產(chǎn)井井流物組成見表3.本次模擬組分經(jīng)合并最終劃分為C1+N2,C2+CO2,C3,iC4+nC4,iC5+nC5,nC6和C7+共7種擬組分,注入氣為C1和C2。

表2　塔中Ⅰ號凝析氣田Ⅱ區(qū)單井油氣藏性質(zhì)綜合評價

表3　模擬流體各組分摩爾分數(shù)

2.2地質(zhì)模型與模擬方案

對洞穴型、裂縫孔洞型儲層而言,流體主要通過地層裂縫流動,只有當洞穴、孔洞與裂縫連通時,儲層才表現(xiàn)出滲透性,儲層滲透率很大程度取決于裂縫發(fā)育程度,因此,基于雙重介質(zhì)理論,采用PETREL軟件,利用地震層面和測井分層解釋成果產(chǎn)生斷層化的構(gòu)造格架模型，在鷹山組鷹一段、鷹二段頂?shù)讟?gòu)造格架內(nèi),以各油組厚度為約束,建立地層模型，然后依據(jù)串珠相、非串珠相分別建立洞穴體和孔洞體儲集相模型和相控儲層物性模型,洞穴相地層參數(shù)賦值主要根據(jù)動態(tài)儲量與測井解釋孔洞相儲量得到洞穴相儲量,結(jié)合測井洞穴相含氣飽和度反算得到洞穴相孔隙度值,并通過試井解釋縫洞體滲透率近似等同洞穴相滲透率,而孔洞相地層參數(shù)賦值主要依據(jù)測井解釋得到(圖2(a)、圖2(b))。與此同時，結(jié)合成像測井對小尺度裂縫解釋和裂縫強度對比剖面,根據(jù)地質(zhì)學統(tǒng)計規(guī)律,選擇Chaos體作為裂縫密度分布模型約束條件,以Chaos面屬性約束單井裂縫強度建立裂縫強度三維模型,使用序貫高斯模擬算法進行計算,并以試井滲透率解釋數(shù)據(jù)對裂縫滲透率模型進行修正(圖2(c)、圖2(d))。通過建立基質(zhì)和裂縫模型,有效地將塔中洞穴型、裂縫孔洞型儲層等效轉(zhuǎn)換成符合塔中實際地質(zhì)情況的雙重介質(zhì)模型進行研究,模型網(wǎng)格尺寸為50 m×50 m。

數(shù)值模擬研究采用Eclipse數(shù)值模擬器中的E300組分模型,模擬中考慮全物理擴散張量、毛細管壓力及重力作用的影響。在氣藏分析和動態(tài)歷史擬合的基礎(chǔ)上,建立周期注氣數(shù)值模擬方案。

基本模擬方案：①注入方式采用注-燜-采方式,注入周期為3、6和9個月(F-0：衰竭式生產(chǎn)、F-1：注氣1個月/燜井1個月/生產(chǎn)1個月；F-2：注氣2個月/燜井2個月/生產(chǎn)2個月；F-3：注氣3個月/燜井3個月/生產(chǎn)3個月),預測期7 a；②注入層位為下奧陶統(tǒng)鷹山組鷹一段和鷹二段；③根據(jù)各井井控儲量規(guī)模、能量以及虧空狀況確定注氣量；④注氣類型為C1和C2。

2.3周期注氣機理分析

塔中Ⅰ號凝析氣田Ⅱ區(qū)下奧陶統(tǒng)鷹山組高角度裂縫和溶洞發(fā)育,主要發(fā)育了洞穴型、裂縫孔洞型儲層。4口模擬實施周期注氣井產(chǎn)能與根據(jù)成像測井和巖心觀察得到的儲層縫洞參數(shù)關(guān)系見圖3。

圖2　A2、A6井地質(zhì)模型孔隙度、滲透率值分布Fig.2　Porosity and permeability distribution of geologic models of well A2 and well A6

由圖3(a)可以看出,4口實施周期注氣模擬井面洞率對產(chǎn)能貢獻無明顯相關(guān)性,而洞穴厚度與產(chǎn)能正相關(guān)性較好,說明下奧陶統(tǒng)鷹山組溶蝕洞穴是儲層重要儲集空間；圖3(b)顯示裂縫作為儲層滲流通道,其寬度、密度、面縫率與產(chǎn)能均具有較好的正相關(guān)性。發(fā)育的縫洞造成塔中Ⅰ號凝析氣田Ⅱ區(qū)下奧陶統(tǒng)鷹山組儲層成為低毛細管力多孔介質(zhì)體系,

圖3　儲層孔洞、裂縫屬性與產(chǎn)能變化關(guān)系Fig.3　Productivity comparison of the wells with different pore/hole and fracture property

氣驅(qū)過程主要以驅(qū)動壓力和重力作用為動力,注入氣與凝析油發(fā)生抽提作用,同時一定程度恢復地層能量,蒸發(fā)凝析油。

2.3.1不同周期注氣方案模擬結(jié)果4口井周期注氣增油效果各有差異,在不同注氣量下各井生產(chǎn)指標變化情況見圖4。差異主要體現(xiàn)在4個方面：

(1)4口井注氣后增油效果反差強烈。相對于衰竭開采,A2、A3C井在注入C1、C2后凝析油產(chǎn)量均有不同程度提高。A6井只有在注入C2后,隨C2注入量增加,凝析油產(chǎn)量呈現(xiàn)先降低后增加的趨勢,整體提高凝析油產(chǎn)量幅度有限；A5井在注入C1、C2后凝析油產(chǎn)量驟降,氣鎖現(xiàn)象明顯。對于凝析氣產(chǎn)量,由于受到開井時效影響,除A3C井外,其他3口井注氣燜井結(jié)束后凝析氣產(chǎn)量未超過衰竭生產(chǎn)方式。

(2)注入C1、C2增油效果差異明顯。A2、A3C井凝析油產(chǎn)量均出現(xiàn)不同程度提高,但注入C2提高凝析油產(chǎn)量幅度大于C1,其中A2井周期注入C2提高凝析油產(chǎn)量是注入C1的1 995倍。

(3)地層能量得到一定程度補充。A2、A3C和A6井均由于邊底水突破造成氣井低效停噴。與停噴時地層壓力比較,通過循環(huán)注氣燜井后,A2、A3C和A6井在預測期7 a后地層壓力均得到不同程度的回升。A5井沒有受到邊底水水侵影響,與衰竭開采相比,周期注氣后地層壓力上升明顯。

圖4　不同注氣類型、注氣量下凝析氣井生產(chǎn)指標(F-1方案)Fig.4　Production index varying of 4 gas wells with injection gas volume under Scheme F-1

(4)注入C1地層壓力保持水平高于C2。對于注注氣見效井,注入C1燜井生產(chǎn)后地層壓力保持在原始地層壓力的80%以上,但注入C2燜井生產(chǎn)后地層壓力最多保持在原始地層壓力70%左右。

2.3.2周期注氣提高凝析油采收率機理分析A2井鉆遇強“串珠”反射、特高含凝析油的裂縫孔洞型儲層。從生產(chǎn)動態(tài)特征看,A2井前期油壓、油氣遞減率均較小，含水率低，生產(chǎn)120 d后含水率迅速上升,底水突破,油氣低產(chǎn)低效后關(guān)井,后期間歇開井暴性水淹。根據(jù)水侵體積系數(shù)隨采出量變化曲線推知該井前期形成底水-裂縫-孔洞-裂縫-井底水侵模式，后期形成底水-裂縫-井底的復合強水侵模式。根據(jù)圖5基質(zhì)、裂縫含水飽和度變化程度可以看出,基質(zhì)在生產(chǎn)210 d后含水飽和度從初期的0.28增加到0.35,390 d后達到0.47；相對基質(zhì),裂縫在生產(chǎn)210 d后含水飽和度增至0.38,390 d后達到0.84,數(shù)值模型中基質(zhì)、裂縫含水飽和度隨時間變化的差異印證了油藏工程推算的水侵模式。因此,結(jié)合動態(tài)變化特征,初步分析周期注氣提高凝析油采收率機理如下：

(1)A2井目的儲層是特高含凝析油凝析氣藏,由于強底水迅速錐進形成水竄通道,天然水體未能有效補充地層能量,導致該井在注氣前地層壓力已衰竭至最大反凝析速度壓力點以下,凝析油大量析出并聚集在井周附近；同時,由于強底水先均勻水侵,后經(jīng)裂縫迅速突破錐進,直接導致裂縫空間被大量地層水占據(jù),迫使注入氣大量進入基質(zhì)儲層抽提、驅(qū)替蒸發(fā)液相凝析油,擴大橫向波及體積。

(2)強底水沿裂縫迅速錐進,分隔儲層中大量已成連續(xù)相的凝析油,從而使得注入氣與液相凝析油接觸面增大,抽提、驅(qū)替蒸發(fā)效果明顯,加之A2井地露點壓差大(17.47 MPa),反凝析進入氣相的凝析油在開井生產(chǎn)壓降過程中不會立即發(fā)生相變,井周主要以氣水兩相流為主,大量凝析油隨氣相帶出。

(3)相對C1,C2注入量提高凝析油產(chǎn)量較大,壓力保持水平較低。二者巨大差異在于C1與C2均通過與凝析油多次接觸,不斷從凝析油中抽提出C2—C6中間組分進行富化,一方面將重組分反凝析帶入氣相采出,另一方面使它的組成與接觸的凝析油組成接近,提高抽提效果。由于A2井的(C2—C6)/C1值達到0.19,C2—C6中間組分含量較高,導致注入C2后對C2—C6中間組分抽提效果好于C1。

圖5　A2井基質(zhì)、裂縫含水飽和度隨生產(chǎn)時間變化圖Fig.5　Water saturation of matrix and fracture of well A2 at different production time

A3C井洞穴滲流特征明顯,初期具有定容衰竭開發(fā)特征，中期溝通下部水層補充地層能量,出現(xiàn)油壓上升、氣油比降低、產(chǎn)油量增加等現(xiàn)象；之后底水突破,氣油比迅速上升,形成底水-裂縫-孔洞-洞穴-井底的水侵模式抬升洞穴底部凝析油直至水淹井底,造成該井后期低產(chǎn)低效關(guān)井。根據(jù)注氣后地層壓力保持水平和生產(chǎn)動態(tài)特征可以看出A3C井是孤立洞穴儲層,周邊發(fā)育有底水溝通的裂縫系統(tǒng)。

A3C與A2井注氣提高凝析油采收率機理略有差異,由于A3C井與A2井原始凝析油含量相差2倍,(C2—C6)/C1值僅為0.7,使得注入C1、C2后驅(qū)替蒸發(fā)作用大于抽提作用,液相凝析油被采出效果較差；同時,由于A3C井在自然衰竭開采期地層壓力未衰竭至最大反凝析速度壓力點,凝析油析出程度較??；此外,根據(jù)目的層成像測井數(shù)據(jù)(表4),A3C井裂縫未填充高角度裂縫較A2井發(fā)育,且水侵程度弱于A2井,這加大了A3C井在裂縫發(fā)生氣竄的程度,減小注入氣進入基質(zhì)進行抽替、驅(qū)替凝析油量的能力。三者綜合導致A3C井注氣增油幅度較小。另一方面,由于A3C井洞穴儲層相對孤立,注入氣在裂縫與基質(zhì)整體系統(tǒng)中處于封閉狀態(tài),相對A2井,發(fā)生裂縫竄流損失量較小,從而造成產(chǎn)出凝析氣量隨注入氣量增加而增加。

A6井鷹山組儲層誘導縫發(fā)育,儲量較大,油壓下降緩慢,日均產(chǎn)油氣量較高,后期溝通低部位邊水,經(jīng)裂縫快速竄進而暴性水淹關(guān)井,水侵模式主要以邊水-裂縫-井筒為主,底水-裂縫-孔洞-裂縫-溶洞-井筒為輔。與A2、A3C井注C1、C2均能提高凝析油產(chǎn)量但略有不同,A6井在衰竭開發(fā)結(jié)束后注C1卻不能有效提高凝析油含量。

表4　注氣替油井目的層段成像測井裂縫數(shù)據(jù)統(tǒng)計

結(jié)合表4成像測井裂縫統(tǒng)計數(shù)據(jù)、動態(tài)生產(chǎn)特征及水侵模式,A6井周期注氣提高凝析油采收率機理與A2井有較大差異：

(1)A6井誘導縫發(fā)育,邊水后期被溝通快速水竄使得A6井周大量裂縫空間被邊水占據(jù),注入氣進入裂縫系統(tǒng)發(fā)生氣竄,削弱了氣體進入基質(zhì)儲層的能力。

(2)注入的C1不斷抽提、驅(qū)替、蒸發(fā)液相凝析油,但由于氣相滲流能力遠大于油相,大量進入氣相的凝析油被注入氣攜帶遠離近井地帶；待燜井結(jié)束后隨氣相向井筒滲流過程中,因為A6井地露點壓差小(1.58 MPa),最大反凝析速度壓力點較高(43.03 MPa),氣相中的重組分在采出過程中由于壓降又迅速反凝析,造成油氣水三相滲流；同時,由于存在“注-燜-采”周期直接影響生產(chǎn)井生產(chǎn)時效。三者綜合導致A6井注入C1未能有效提高凝析油產(chǎn)量。與注C1相比,由于C2抽提凝析油能力強于C1,一定程度能提高凝析油產(chǎn)量。

A5井注氣不僅不能有效提高凝析油產(chǎn)量,反而造成油氣減產(chǎn)。A5井鉆遇地層能量供應充足的裂縫孔洞型、洞穴型儲層,以裂縫孔洞型儲層為主；生產(chǎn)動態(tài)特征表現(xiàn)為前期定容衰竭,中期溝通周邊儲層供液,期間間歇小量產(chǎn)出凝析水。由于近井帶發(fā)育開度較大、延展較遠的未充填高角度裂縫(表4),平均縫寬達到2.1～2.6 mm,從而造成注入氣由井筒大量竄入非儲存空間的裂縫發(fā)生氣竄作用；其次,根據(jù)注氣后較高的壓力保持水平可以判定裂縫與基質(zhì)耦合連通程度較低,注入氣無法有效由裂縫向基質(zhì)儲層滲流,同時一部分氣體會沿裂縫竄入被溝通的周邊儲層形成氣鎖效應而造成油氣減產(chǎn)。

2.4影響周期注氣開發(fā)效果的因素

(1)工作制度。不同工作制度下注C1產(chǎn)生的油氣產(chǎn)量變化見圖6，隨”注-燜”周期延長,近井地帶液相凝析油由于壓力恢復和注入氣推動力被注入氣帶離近井地帶范圍越遠；同時注入氣波及氣藏面積更廣,稀釋遠井地帶的凝析油氣體系,從而造成開井生產(chǎn)后隨凝析氣帶出的凝析油量減少。由于A2井井周裂縫不及A6井發(fā)育,注入的氣體大量通過裂縫進入基質(zhì),為此所帶來的負面效應大于A6井。

圖6　不同周期注C1方案指標變化Fig.6　Production indexs of A2 and A6 gas wells under different cyclic gas injection schemes

(2)裂縫與基質(zhì)耦合連通關(guān)系。根據(jù)圖7顯示的A2、A6與A5井井周Sigma值分布情況(紅框范圍)可以看出,A2和A6井井周Sigma值較高,說明基質(zhì)與裂縫的耦合連通程度較好，而A5井井周Sigma接近0,說明基質(zhì)與裂縫的耦合溝通程度差。良好的耦合連通性一方面增強注入氣通過裂縫進入基質(zhì)儲層的能力；另一方面,沿裂縫通道竄進的邊底水會阻礙注入氣在裂縫空間流動,橫向增強注入氣進入基質(zhì)進行抽提、驅(qū)替的能力,邊底水水竄越嚴重,周期注氣提高凝析油采收率越高。

圖7　A2、A6、A5井目的層井周SIGMA值分布Fig.7　Sigma value distribution of objective layer around wells A2,A6 and A5

3結(jié)論

(1)建立了最大反凝析速度辨別方法。單位壓降凝析液析出速度擬合特征曲線會出現(xiàn)多個極值點,第1個極大值點是單位壓降凝析油最大壓力點析出速度,第1個極小值點是保壓開采最低壓力點。

(2)認為洞穴型、裂縫-孔洞型凝析氣藏周期注氣替油提高油氣采收率機理：恢復地層能量,減緩氣藏能量下降幅度；通過抽提、縱向驅(qū)替液相凝析油；驅(qū)替前期被邊底水分割的剩余凝析油、氣,擴大橫向波及體積。

(3)(C2—C6)與C1比值決定注入氣抽提與驅(qū)替作用效率,C2—C6組分含量越大,注入C2抽提與混相驅(qū)替效果越好。

(4)裂縫發(fā)育程度，裂縫與洞穴、孔洞儲層的耦合連通性,邊底水水竄程度是決定周期注氣效果的關(guān)鍵因素。

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責任編輯：賀元旦

Study on Periodic Gas Injection Mechanism of Condensate Gas Reservoirs With High to High-super Content of Condensate Oil in Central Tarim by Numerical Simulation

CHENG Liang1,ZHANG Xiaodong1,WANG Juan1,WANG Juan2,ZHONG Jinyin1,LI Zhuzheng1,HUANG Tingting1

(1.Research Institute of Geological Exploration and Development,Chuanqing Drilling Engineering Limited Company,Chengdu 610081,Sichuan,China;2.Exploration and Development Research Institute,Southwest Oil & Gas Field Company,Chengdu 610500,Sichuan,China)

Abstract:Taking the condensate gas reservoir with high to high-super content of condensate oil in II block of No.1 gasfield of central Tarim as an example,a method for judging the maximum reverse condensate velocity is established to enhance the recovery factor of condensate oil in condensate gas reservoir.The periodic gas injection mechanisms of different types of condensate gas reservoirs with high to high-super content of condensate oil are analyzed by numerical simulation based on the dynamic production characteristics of single wells.It is shown that: ① There are several extreme points on the fitting characteristic curve of the precipitation rate of the condensate liquid per the unit pressure drop based on the relationship between condensate oil and pressure.The first extreme maximum point is of the greatest precipitation rate of condensate oil per unit pressure drop,the first extreme minimum point is the lowest pressure point for exploiting the condensate under holding formation pressure when formation pressure is lower than dew point pressure.② The greater the retrograde condensate degree during depletion development and the component ratio (C2~C6)/C1 of condensate gas,the more the enhanced recovery factor of condensate oil in cyclic gas injection.③ The greater the water invasion volume coefficient,the worse the fracture development and the higher the coupling degree of matrix (cave and vug reservoir)and fracture,the more the enhanced recovery factor of condensate oil in cyclic gas injection.④ Compared with depletion development,to inject C1 and C2 can all enhance the recovery factor of condensate oil,and to inject C2 can achieve better extraction and oil displacement effect.

Key words:condensate gas reservoir;periodic gas injection;numerica simulation of gas injection;recovery factor of condensate oil;Central Tarim

文章編號：1673-064X(2016)02-0057-08

文獻標識碼：A

DOI：10.3969/j.issn.1673-064X.2016.02.009

中圖分類號：TE372

作者簡介：程亮(1977-)，男，工程師，博士研究生，主要從事油藏工程、提高采收率技術(shù)研究。E-mail:cldejia2000@sina.com.cn

基金項目：國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(編號：2011ZX05059-001)部分研究成果

收稿日期：2015-08-20