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(fù)雜氣藏，其主要開發(fā)工藝為衰竭或循環(huán)注氣兩種。在凝析氣藏開發(fā)前，石油企業(yè)需根據(jù)凝析氣藏的特點，明確開發(fā)工藝與相關(guān)參數(shù)，方可保障采油氣工程的采收率，提高經(jīng)濟效益。就此，本文選擇油氣藏數(shù)值模擬技術(shù)為研究對象，分析凝析氣藏開發(fā)技術(shù)的應(yīng)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(fā)技術(shù)，為其他石油化工企業(yè)提供成功經(jīng)驗參考。該凝析氣藏屬帶油環(huán)凝析氣藏，不僅受巖性影響，還與構(gòu)造聯(lián)系密切，沿著構(gòu)造低的區(qū)域儲層發(fā)育。在松原采油廠的現(xiàn)場勘查中，該凝析氣藏具有較強的非均質(zhì)性，在縱向與水平方向的連通性偏低，邊底水較穩(wěn)定。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，該凝析氣藏的含氣面積約5.3km2，油環(huán)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(shù)人員對該凝析氣藏取樣后，對其進行PVT分析，分析結(jié)果表明，該凝析氣藏的原油具有較大揮發(fā)性，在高壓區(qū)域表現(xiàn)出較大收縮性。

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

2 凝析氣藏開發(fā)技術(shù)分析

2.1 凝析氣藏開發(fā)井的參數(shù)設(shè)計

凝析氣藏開發(fā)的油井參數(shù)包括井網(wǎng)井距與井型兩種。如果技術(shù)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(shè)置其水平段的長度，保障凝析氣藏開發(fā)的效益。

2.1.1 井網(wǎng)井距

凝析氣藏的井網(wǎng)井距包括油環(huán)區(qū)域與凝析氣藏兩部分。對于油環(huán)區(qū)域，技術(shù)人員應(yīng)用Eclipse軟件明確不同井距對應(yīng)的井數(shù)，通過油氣藏數(shù)值模擬技術(shù)預(yù)測不同井距的采出程度。模擬結(jié)果表明，在井距小于425m時，井距減少，井數(shù)增多，采出程度基本保持不變。就此，考慮到開采成本，技術(shù)人員結(jié)合工程經(jīng)驗與現(xiàn)場數(shù)據(jù)，應(yīng)用綜合經(jīng)濟分析法，明確最優(yōu)井距，為500m。

凝析氣藏的計算方式與油環(huán)區(qū)域類似，技術(shù)人員選擇600m、800m 和1000m 作為井距參數(shù)，分別計算其對應(yīng)井數(shù)，預(yù)測其采出程度。模擬結(jié)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(shù)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(jīng)濟效益。

技術(shù)人員根據(jù)采出程度，計算不同井距的內(nèi)部收益率、凈現(xiàn)值與投資回收期，計算結(jié)果表明，在井距為600m 時，內(nèi)部收益率為6.91%，凈現(xiàn)值約-3380 萬元，靜態(tài)投資回收期為7.24年，動態(tài)投資回收期小于10 年；在井距為800m 時，內(nèi)部收益率為10.7%，凈現(xiàn)值約-636萬元，靜態(tài)投資回收期為5.88年，動態(tài)投資回收期小于10 年；在井距為1000m 時，內(nèi)部收益率為14.8%，凈現(xiàn)值約951萬元，靜態(tài)投資回收期為5.13年，動態(tài)投資回收期為8.33 年?？梢?，在井距為1000m 時，凈現(xiàn)值為正值，600m 與800m 的凈現(xiàn)值均為負數(shù)，且1000m 井距時的內(nèi)部收益率最高，回收期最短，經(jīng)濟效益最高，最終將井距設(shè)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(yīng)用水平井，松原石油廠結(jié)合其凝析氣藏的油環(huán)主力油層特點，應(yīng)用油氣藏數(shù)值模擬技術(shù)構(gòu)建機理模型，分析凝析氣頂與邊底水等參數(shù)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(yīng)的采出程度。模擬結(jié)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(yōu)參數(shù)，提升凝析氣藏的采出程度。結(jié)合凝析氣藏開采經(jīng)驗，技術(shù)人員將水平段的長度設(shè)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(huán)區(qū)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(xiàn)象出現(xiàn)的概率越大，采收率越低。就此，技術(shù)人員將凝析氣藏的水平井水平段長度設(shè)置為600m。

2.2 凝析氣藏開發(fā)流程

和普通采油氣工程有所差異，凝析氣藏的開發(fā)需綜合考慮天然氣、凝析油與原油。借鑒西方國家的開發(fā)經(jīng)驗，凝析氣藏的開發(fā)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(fā)流程的基礎(chǔ)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(fā)中，技術(shù)人員通過油氣藏數(shù)值模擬技術(shù)預(yù)測不同開發(fā)流程的開采效果，明確凝析氣藏的最優(yōu)開發(fā)流程。模擬結(jié)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(fā)流程中，凝析氣藏的氣藏壓力會隨著凝析氣的開發(fā)而降低，導(dǎo)致油環(huán)區(qū)域的油進入到氣藏區(qū)域，提升油的開采難度，而且部分油會存留在地下區(qū)域，難以開采。同時，鑒于該凝析氣藏的油環(huán)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(fā)流程中，開發(fā)前期壓力較大，凝析氣頂具有較大的驅(qū)動作用，可提升油環(huán)區(qū)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(fā)工藝

凝析氣藏常用的開發(fā)工藝為衰竭開發(fā)工藝與循環(huán)注氣開發(fā)工藝，本文主要分析松原石油廠凝析氣藏的衰竭開發(fā)與不同比例的循環(huán)注氣開發(fā)工藝，明確凝析氣藏的最優(yōu)開發(fā)工藝。循環(huán)注氣開發(fā)工藝是指不斷向凝析氣藏中注入氣體，利用其驅(qū)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(chǎn)。整合大量循環(huán)注氣開發(fā)工藝實踐可知，循環(huán)注氣開發(fā)的影響因素包括凝析油的含量、儲層區(qū)域的地質(zhì)條件、天然氣的儲量等[3]。

在松原石油廠凝析氣藏開發(fā)中，技術(shù)人員利用油氣藏數(shù)值模擬技術(shù)，模擬四種開發(fā)工藝，分別是衰竭式開發(fā)、循環(huán)注氣量為凝析氣儲量30%的循環(huán)注氣開發(fā)、循環(huán)注氣量為0%的循環(huán)注氣開發(fā)、循環(huán)注氣量為50%的循環(huán)注氣開發(fā)。模擬結(jié)果表明，衰竭式開發(fā)的壓力為23.7MPa，采出程度為29.4%；30%循環(huán)注氣開發(fā)壓力為23.5MPa，采出程度為28.3%；40%循環(huán)注氣開發(fā)壓力為23.8MPa，采出程度為29.5%；50%循環(huán)注氣開發(fā)壓力為24.1MPa，采出程度為33.2%。雖然50%循環(huán)注氣開發(fā)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(dǎo)致注入井周邊的壓力呈現(xiàn)出局部高、生產(chǎn)區(qū)域低的特點，極易引發(fā)凝析油損失現(xiàn)象。總的來說，循環(huán)注氣開發(fā)方式的生產(chǎn)效率偏低，從整體經(jīng)濟效益看來，衰竭式開發(fā)的效益更高。

3 結(jié)語

綜上所述，凝析氣藏的開發(fā)工藝與油氣開采效果有較大關(guān)聯(lián)度，需事前做好模擬計算工作。借鑒松原石油廠的成功經(jīng)驗，石油化工企業(yè)可引進油氣藏數(shù)值模擬技術(shù)，明確井網(wǎng)井距、井型等參數(shù)，規(guī)范凝析氣藏開發(fā)流程，合理選擇開發(fā)工藝，提高凝析氣藏的采收率，獲取更多的利潤。