近临界态凝析气藏的合理开发

1、近临界态凝析气藏的合理开发商明1引言准噶尔盆地腹部莫北2井区侏罗系三工河组油气藏已于1999年12月提交探明储量，为使开发 工作能在经济、科学、规范的条件下进行，提高最终采收率，特设定本调研课题，旨在对国内外成 功的油气田进行调研，以吸取先进的研究方法、工作方式和生产经验。本次调研过程中，我们查新、检索了国内外几十个凝析油气田的相关资料、文献，经过筛选、 整理，认为与莫北2井区地质特征相似的国外油田两个，它们是：阿塞拜疆卡拉达格凝析气田和美 国科顿谷凝析油气田，并对上述油气田的地质特征及开发方式做了详细分析和解剖，从而归纳总结 了两油田的地质特征和开采方法供开发人员借鉴。由于考虑到莫北2井区油

2、气藏类型目前认识有待于进一步研究，我们还特意介绍了具有特殊指 导意义的油气田三个一土库曼共和国阿恰克凝析气田（边、底水型），美国布雷迪凝析油气田（流 体为富含凝析油的天然气），美国福多契挥发性油气田，上述三个油气田不同的开发方法对研究人 员当前和今后的开发工作具有一定的指导意义，对开发不同类型的油气田具有积极作用。鉴于美国是最早开发凝析油气田的国家，具有独到的研究方法和先进的工艺技术，本报告从开 采方式出发特别选择了四个不同的、有代表性的油气田（吉利斯-英格利什-贝约凝析气田、黑湖凝 析气田、海德里凝析油气田和东安休兹牧场凝析气田），从中总结出了先进的开发方法以供开发人 员进步参考。2莫北2井

3、区侏罗系三工河组凝析油气藏地质特征2.1概况莫北油气田位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠腹地，构造区划上，莫北油气田位于准噶 尔盆地中央坳陷的莫北凸起上。1998年2月该油田被发现，发现井为莫北2井。该油气田侏罗系三 工河组油藏包括莫北2井区块J再1凝析气藏、J再2带油环的临界态饱和凝析油气藏。J 1 2J 1 22.2构造特征从时间和解释的侏罗系三工河组油气层顶面构造看，该区大的构造图背景为向南西倾没的单 斜，被一系列断层切割，形成一系列的断块和断背斜构造。该区存在两组断裂，一组为近南北向， 呈雁状分布，另一组为北-南西向。莫北2井区是被莫北2井东断裂切割形成的断背斜构造，圈闭面积17.6K

4、m2,闭合度80m，溢出 总海拔-3500m，高点埋深3864m。莫北2井区为岩性圈闭。2.3油气田储层特征沉积特征莫北2井区侏罗系三工河组主要目的层Ts按其岩性、电性特征细分为Ts1和Js?2两个砂层，121212属三角洲相沉积。2.3.2储层特征侏罗系三工河组主要目的层Js?分为Jw和J2两个砂层，各层储集性质如下：J1212 J12J1S21砂层组：厚度变化大，约在12m 42m间，孔隙度值分布在5.50%-19.40%之间，平均13.97%, 渗透率平均为3.543X 10-3 m2。Jis22砂层组：厚度50-78m，孔隙度值分布在5.60-17.90%间，平均12.85%，渗透率平

5、均为5.262 X 10-3p m2。该储层岩性为不等粒岩屑砂岩和细、中粒岩屑砂岩，有少量砂砾岩。2.3.3 流体特征据PVT分析资料，莫北2井区块JS2层原油主要性质见表2-1；据 Tsi. Js2相态资料，凝析气组121212分见表2-2。表2-1 原油主要性质表区块油气 藏地层原油地面原油密度 g/cm3粘度 mpa.s溶解气油 比 m3/t密度 g/cm3粘度 （50C）mpa.含腊凝固 点C莫北2井 区块J1S22 油柱0.6182830.809S2.676.73.6表2-2凝析气组分表气藏甲烷（%）中间烃（%）C+（%） 7C+ （%） 11非烃（%）相对密度J1S1290.653

6、.892.421.212.370.617J1S22气顶89.575.512.180.932.750.6133国外类似油气藏地质特征及开发历程3.1卡拉达格凝析油气藏地质概况卡拉达格凝析油气藏位于阿塞拜疆阿普歇伦半岛西南端，地处库拉盆地东部阿普歇伦半岛含油 区内，库拉盆地主要产油气层为上新统中部砂泥岩层系,该层系在盆地东部厚度可达3500米，向西部 分地层发生尖灭，属三角洲相沉积。该油气田含油构造为一特殊的大型短轴背斜褶皱（图3-1），背斜带近东西南延伸,构造多被断层 切割或被泥火山穿刺。从圈闭类型上看，卡拉达格油气田属构造-岩性圈闭.卡拉达格油气田为一个深层多油气藏的凝析油气田，层位有W层、V

7、层、W层、叫Wa层，属 三角洲相沉积。卡拉达格凝析气田的产气层主要分布在上新统内，包括上部巴拉汗组的W层、V层、W层，中 部“缺失”组的W和Wa层以及下部上基尔马金砂层（伽层）。其中W和Wa层为主要产气层。另外， 下基尔马金组和中新统（硅藻土组）也是工业性的含气层。图3-1洛克巴坦-卡拉达格区VII层顶面构造图各层储集性质如下：W层：岩性变化大，构造顶部东侧局部地区含气。V层：埋深1400-2000米，岩性稳定，厚度60-75米，属分选良好的砂层与细砂质粘土层 的交互沉积，可细分出厚度为15-25米的三个砂岩段。岩石孔隙度变化在13.5-23.8之间，平均 20%。渗透率变化范围为52.3 X

8、 10-3 m2-520.15X 10-3微米2。W层：岩性变化大，构造顶部靠东发育有面积不大的凝析气藏。W+Wa层：埋深2600-4100米，本段厚度约100米，有效厚度约55米。总厚和有效厚度 向褶皱倾没的东南方向增加，向西和向北，本段地层尖灭，相变为粘土层。储层有效孔隙度 变化在6-24%之间，平均13.9%；渗透率为8.88X10-3-391.84X 10-3微米2,平均83.9X 10-3微米2。伽层：埋藏深度，在构造顶为3100米，构造倾没的东南部可达4600米，平均层厚70-80 米，为砂层、砂岩层和粘土层的互层沉积。储层平均孔隙度为18%，渗透率16.78X10-3-105.6

9、1 X 10-3微米2,有效厚度17米。其中V层凝析气分布在构造顶部，形成一个带小油环的大气顶；w+wa层是一个具有工 业价值的大油环岩性遮挡和构造遮挡复合型凝析气藏。卡拉达格凝析油气田的油气性质如表3-1和所示。表3-1取自分离器的气体组成，体积%井产层CH 4C2 H6CH3 8CH4 10CH5 12CH6 14比重号5VII95.32.381.180.450.200.460.593978VII933 12.051.81.200.840.990.6350105VII+VI942 12.121.350.950.680.910.6210130vJii959 82.011.120.540.20

10、0.250.59218表3-2凝析油性质3.1.2.1凝析气藏的开发该凝析气藏始终进行衰竭开发.发现油环时，地层压力已下降4MPa,形成溶解气驱。该油气藏最终采收率分别为：天然气100%，凝析油48%，油环原油仅10%。主要油气藏W层为三角洲相砂岩体，气藏属构造-岩性圈闭，原始地层压力39MPa,地层温度平 均85oC，初凝压力39MPa，最高凝析压力7MPa，其它数据如下：油气井：采气井21 口（1962年），采油（油环）井16 口（1965年），平均井深3500米。井网密度：1.3km2/井。原始单井日产量：天然气平均60X103m3,凝析油大于100t。原始凝析油含量146 （顶部）-2

11、12g/ m3 （倾没部分），平均180 g/ m3。原始凝析气油比：5580m3/t。采出程度：96.38%。剩余可采储量：7.78X108m3。油气性质：天然气 甲烷94.19X10-2,重烃6.01X10-2,密度0.621X10-3 g/ m3;凝析油 密度0.778 g/ m3,沸点小于1000C馏分44.1X10-2,其他馏分55.9X10-2；原油 密度0.865 g/ m3，沥青及胶质 18X10-2,石蜡 9.4X10-2。该凝析气藏于1955年初发现后，采用衰竭式的开发方法投入开发，油井射开别列雷夫组，对W 和巧3层进行合采。卡拉达格W层凝析油气藏的反凝析变化有三个阶段：第

12、一阶段，相当于衰竭式 开发初期；第二阶段为反凝析阶段；第三阶段相当于气藏衰竭式开发的最终阶段。从开发情况看，枯竭式开发的经济效益是最高的，一口井的成本一般投产三个月即可补偿回来， 主要是在枯竭式开发的初期阶段获得的经济效益。但从长远看，一般枯竭式的开发是低效的，是不 合理的，凝析油最终采收率最高也只能达到48%，原油采收率仅为1%。3.1.2.2油环的开发1958年在凝析气区投入开发三年后，204井发现油环，该井开始用9mm油嘴产油70t/d。油压 7.7MPa，套压14.5MPa。几天后用10mm油嘴产油120t/d，日产气20X 104m3，油压7.8MPa，套压20.3MPa。 产出油密

13、度0.88g/cm3；胶质含量16X10-2，含蜡量9.5X10-2。油环与凝析气区的面积比为1： 4.4,油环也是以枯竭式开发的。由于井深达4000-4200米，建井困难，因此油井投产迟缓，致使油环区的开发强度很低。截止 1964年1月1日，W层凝析油气藏的累计产油量仅为油储量的5%。油环区的地层压力大致与气区 相同的地层压降速度下降，与此相反，含水区的压力下降却慢得多（有供水区存在），造成含水区 压力与含气区压力差不断增加，到1964年达到26.0MPa，使水侵入油环区和原油侵入气区的速度不 断增长。有人提出让原油侵入以后在进行开采的方案，即在油环上不钻井，通过分布在凝析气区的采气 井来采

14、油，在这种情况下允许凝析气区钻成的井以最快速度采气，随着凝析气区的衰竭，原油将不 断侵入，凝析气井可转为油井，优点是节约资金，最大缺点是必然会有相当一部分原油同水一起分 散到大容积的凝析气区内而无法采出。关于油环的油向凝析气区迁移的问题，资料认为损失量是很少的。认为油侵时原油的损失通常 是发生在原油润湿含干气砂层的情况下，在凝析气层内有大量束缚油和吸附烃时，由于润湿含气砂 层而损失的原油不可能很多。尽管油环区的地层压力还很高（平均20MPa），而采油还是有一定难度的，这主要是因为油井 气油比高，产油率低，油气藏深，工程技术能力不足等原因造成的，因而停止了对该油气藏的开发 工作。3.1.3经验教

15、训（1）对凝析气藏进行衰竭式开发情况下，当单井产能及其它开发指标均较稳定时，在气田开 采后期就没有必要补钻一批生产井来维持一定的采气速度。（2）在对凝析气藏进行衰竭式开发时，为了减少凝析油的不必要损失，从而获得更多的凝析 油，必须防止地层中天然气从高凝析油饱和地区向低凝析油饱和地区移动。为此，必须使所有的井 均按相同的一米有效厚度的采气量进行生产，以达到使整个气藏压力均匀下降的目的。（3）在编制凝析气田开发设计时，应该对地层中饱和的流体的物理、化学特征进行仔细研究。 为此，必须在气田的勘探阶段取全地层中的流体样品，在实验室利用专门的方法进行研究，包括天 然气产生反凝析作用的温度，确定与温度压力

16、有关的天然气、凝析油和石油的成分和性质（既黏度、 密度和体积系数），确定气-凝析油-水和气-油-水系统的相渗透率以及带气效率等。（4）从卡拉达格凝析气田的情况看，当地层压力降低0.5-1.0兆帕时，甚至在有油环的条件下， 用物质平衡法计算储量就可以提供出完全可信的结果。开发卡拉达格的经验表明，在含气区的地层 压力降低0.5-1.0兆帕的条件下，不会出现原油或天然气从含油部分运移到含气部分的情况。因此， 天然气所占的地层容积实际上是保持一定的。通常，原油或油中所含的天然气从油环向含气区的运 移，是在含气区已经大为枯竭的时候才开始的。另外，地层压力降低0.5-1.0兆帕所引起的凝析油反 凝析损失也

17、是微不足道的，在实际工作中完全可以忽略不计。因此，在凝析气藏的试采期内，地层 压力降低0.5-1.0兆帕（有时甚至降低1.5-2.0兆帕），采用物质平衡法估算天然气储量是完全可行的。（5）衰竭式开发凝析气藏时，应将生产井主要布置在凝析油含量高的构造下倾部位，以保证 充分的采出所蕴藏的凝析油。而且，位于凝析油含量高的构造下倾部位的井，为了采得较多的凝析 油，也可局部增大压差，以较高的产量进行开采，应该说也是合理的。从全面提高天然气、凝析油和原油采收率的角度出发，对带油环的凝析气藏的含凝析气 部分进行衰竭式开发是一种不合理的开发方法，除特殊情况外，最好不用，因为这种开发方法会造 成大量原油和凝析油

18、的损失。3.2美国科顿谷凝析油气田3.2.1地质特征科顿谷凝析油气田位于路易斯安那州北部的韦伯斯特县。面积74.04平方公里，气田原始地质 储量206X108m3。1922年发现了浅部的托基奥、罗德萨和特拉维斯峰三个产层，并进行了开发，但 储量不大。1937年深层2471-2623米的上侏罗统科顿谷组中发现凝析气藏，主要分布在科顿谷组 Dorcheat段下部的几个砂层中。1938年5月，在科顿谷构造东南翼完成的帕迪1号井发现了油环， 油环部位很窄。科顿谷组为一下伏于墨西哥湾沿岸平原的楔型沉积。在阿肯色州南部，沿近东西向朝北尖灭； 在路易斯安那州北部，向南朝区域倾斜方向变厚。下倾方向的层序主要是

19、海相的，上倾方向的剖面 则为近滨陆源沉积相和滨海沉积相。科顿谷凝析气田的主要产层是布特考砂层。块状的砂层沉积为 滨外障壁岛，砂岩物源来自东面。科顿谷气田为一平缓的背斜构造，构造高点埋深约为2379米，翼 部最低处为2593米，构造闭合度约183米.科顿谷组有6个砂层为产层，层序自上而下为“C”、“D”、布特考、帕迪、戴维斯和格雷(见 表3-5科顿谷储集层物性数据表)，深2440米以下，除帕迪之外，其余5个砂层产天然气和凝析气， 格雷砂层是循环注气后发现的，只有一口井生产。科顿谷组总储量206X108m3，主力层布特考砂层 为143X108m3，占总储量的69.3%。表3-5科顿谷凝析气田储集层

20、物性数据表砂层所分析岩 心的长度加权平均 孔隙度渗透率平均渗透率下的束缚水饱和加权平均最大最小10-3 以 m2度%C9.011.76.510.0028.6D444.616.6136.91120.0025.4布特考938.316.2136.0865.0025.4戴维斯20.511.344.5393.0026.0科顿谷气田的原始地层压力为27.6MPa，原始地层温度为114oC。湿气的临界压力为4.5MPa， 临界温度为2260C。在原始条件下，气藏产出物有单一气相烃类所组成。分离器气体和液体混合样 品早期组分测定，露点为27.6MPa和114oC。3.2.2开发历程开发历程大致分三个阶段：循环

21、注气前开发阶段(1937-1940)，以0.35Km2井网，采用枯竭式方式投入开发，生产井是在 凝析油含量极高的条件下开采的。过渡性开发阶段(1940-1941)，布特考砂层的面积向北扩展了 17.62 Km2，估计储量增加10%。 建成日注气能力424.8 X108m3的循环注气站。循环注气开发阶段(1941-1946), 5年间，循环注气形成布特考砂层和“D”砂层重合的一套层系， 包括戴维斯砂层、“C”砂层、格雷砂层。5年后，布特考砂层的50%和“D”砂层的60%被注入的 干气所占据，湿气接近枯竭，在对格雷砂层循环注气可行性深入研究，以接替产能递减。科顿谷凝析气田循环注气前，已采凝析油和原

22、油26.6X108m3和151X104m3。主要凝析气藏的压 力下降4.84MPa，地层内反凝析结果损失液态烃207X104m3。尽管注气较晚，实施的循环注气方案， 仍不失为压力保持和合理投资的一个良好范例。循环注气前，布特考砂层地层每下降1.0MPa，可采出18.9X104m3液态烃和原油。注气期间地 层压力每下降1.0MPa，可采出116X104m3液态烃。“D”砂层的单位压降液态烃产量由循环注气前 的8.7X104m3，提高到循环注气后的21.9X104m3。试井资料检验预测结果认为，就科顿谷气田的储集性质而论，干气可以驱替气藏体积的95%， 考虑到其它一些不利因素(如水淹等)的影响，1

23、946年5月将预测值定为90%，而在其它凝析气田， 多数将该值定为70%。循环注气以后，必须对于干气波及方式和实际驱替效率进行检验。目的是对注采井网加以控制， 调整产量，以驱出更多的湿气。波及面积是用求积仪在干气分布图上量出的，波及面积的加权厚度 是根据等厚图计算结果求出的。对科顿谷凝析气田开发分析结果认为，该凝析气藏构造规则，储层均质性非常好，地质条件优 越，适于注气。注气前，主力层布特考地层严重反凝析。注气后，压降明显趋于平缓，单位压降液 态烃产量大幅度上升，未发现注入气指进和干气稀释湿气现象；边水推进平缓均匀，布特考砂层的 湿气滞留量大约为1%，预计最终采收率为87%。4借鉴与启发4.1

24、上述油气藏与莫北2井区凝析油气藏的共同点卡拉达格、科顿谷凝析油气藏分别开发于4070年代，均展示出不同时代研究水平和采取的 手段，尽管采收率不同，但都较为恰当地选择了自身独特的开发方式，与莫北2井区凝析油气藏比 较，有如下相似的共同点，因此对莫北2井区凝析油气藏的开发具有借鉴作用。.三个油气田均为背斜构造.含气层均为砂岩沉积，属低孔隙度、中、低渗透率的储层。.气藏均存在油环，顶部为凝析气顶,油环的存在证明油藏为饱和的凝析气流体，所以地层压力 和露总压力相当,早期就会有反凝析的现象.油气层均在高温、高压条件下。三个油气藏深度均超过2500m，原始地层压力均在27MPa以 上，温度均在100 C左

25、右，高温高压是凝析气藏形成的重要条件，更重要的还是形成高含量气藏的 因素。4.2不同丰度气藏选用不同的开发方式衡量一个凝析气藏开发效果的主要指标是凝析油最终采收率和开发方式，方式的选择要依赖于 凝析油含量大小，一般中低含量气藏(50350cm3/m3)即使采用枯竭开发，采收率也十分可观， 所以较少采取注气保持压力开采。注气开发一般选择高含量(350-750 cm3/m3)和特高含量(大于 750 cm3/m3 )的气藏进行。a.气藏丰度不同选择不同的开发方式卡拉达格气田原始时平均气油比为4341 cm3/m3，凝析油平均含量为230 cms/ms,属于低凝析 油含量气藏，选择枯竭式开发，科顿谷

26、气田气油比为2375 cm3/m3,凝析油含量421 cm3/m3，属于 高含量气藏，因此，在开发实践中都选择了注气开发。b.合理的开发方式才会产生好的效果卡拉达格凝析气藏是1955年投入开采，1975年之后已将近枯竭，其间采出凝析油43%，天然 气97%，原油10%。如果注气开采，可采出凝析油80%，产量提高一倍。但是因为凝析油含量过低， 油储量小，注气中又要钻注气井，所以得到的油难以补偿投入资金的消耗。总之，低凝析油含量的 卡拉达格凝析油气藏注气开发收益，不如高含量凝析油藏的明显。科顿谷气藏是美国40年代开发的气藏，早期使用枯竭式开发，经过四年开采，采出气12.8%， 而凝析油只采出7.5

27、%。改为注气开发五年后，干起波及体积57.8%，在波及区对湿气置换率达到 87.8%。在枯竭开采时每降1.0MPa，可以采出凝析油13.6%。注气到第五年使凝析油采出率达到44.9%。 由此可见，注气在该气藏是一个正确的选择，还由于储量大（凝析油储量为888X104 m3 ）收益会是 更大。4.3对莫北2井区凝析油气藏地质与开发的借鉴和启发注气保持地层能量开发凝析油气田的开发方式，是当今西方石油大国积极发展的方法，并 认为注氮气比注干气更为有利。注气开发方式主要取决于地质条件、凝析油气藏的大小、国民经济对油或气的急需、投资 能力、设备条件、及工艺技术水平等多种因素。其中关键因素是气藏条件，原始

28、凝析气油比低、凝 析油平均含量高（一般大于350 cma/ma）的凝析气藏，适宜注气开发。C.确定开发方式，须做详细 的经济技术指标对比。衰竭式开发在一定条件下，不一定是低效的，如在急需天然气时，因回注天 然气虽提高凝析油收率，但将损失20%以上的天然气采收率，还要增加大量投资。对凝析油含量低、 原始平均气油比高的卡拉达格，采取枯竭式开发，被认为在经济上是合算的。d.卡拉达格、科顿谷油气田地质条件与莫北2井区侏罗系三工河组凝析油气藏相似，它们的 开发经验均可参考。5国外不同类型的凝析油气田实例研究5.1阿恰克凝析气田5.1.1气田地质阿恰克凝析气田位于前苏联土库曼共和国北部。构造位置在卡拉库姆

29、盆地中部。气田地层由二 叠、三叠、侏罗、白垩系以及上下第三系组成，总厚达3700米以上。产层共有十三层；下白垩统产 层是：I、IIa、iib、III、IVa、IVB和V层，岩性以砂岩、粉砂岩为主，夹透镜状粘土层及灰岩薄层； 上侏罗统产层是：VI、VII、VIII、IX、X层，岩性以生物碎屑灰岩和化学成因灰岩为主，夹薄层硬 石膏、砂岩、粉砂岩、和粘土层。下白垩统和上侏罗统产层总厚780米，产层埋深14912184米。 含气面积为（4.115.6）X（1.65.6）公里2。III、VI、X产层有底水，其余产层有边水。V层顶面 构造图为东北西南向的不对称短轴背斜，背斜西北翼陡，断层走向平行褶皱轴，断

30、距达120米； 东南翼较平缓。背斜圈闭面积为161.5公里2,闭合高度为150米。该凝析气藏为构造-地层圈闭，储层原始地层压力为14.122.4兆帕，气层温度69.192.7 C，孔 隙度14.424.7%，渗透率26458X10-5，气藏主要地质参数及气藏数据分见表5-1、表5-2：表5-1气藏主要地质参数储层类型凝析气藏类_型孔隙度（%）渗透率（微米2）气层厚度（米）砂层系数尸 0/、1 / /U 7阿普特I （砂岩、粉砂岩夹 粘土层）边水232665355310 230.17I底水251480130.30泥欧克姆层I底水221480444121 290.26启莫里-齐顿层边水203661

31、40.29卡洛-牛津层II （石灰岩、白云层 夹硬石膏、粉砂岩、 粘土层薄层）底水14-16316414510 120.23表5-2气藏数据阿普特阶泥欧克姆阶上白垩统I II II_ IIIIV IV IV VVI、 VII、 VIII、 IX、 X产层深度（米）aB14201500 15601620aBB16901720176018301960 2030 2060 21202155流体性质凝析气凝析气产层数（层）13产层有效厚度（米）1923.210.512.55.1621.56.728.6155.34.612.110.4产层岩性砂岩砂岩砂岩石灰岩石灰岩砂岩 砂岩孔隙度（%）20.4 23.

32、3 22.1 24.715.7 2.4 15 21.919.5 15.6 14.6 15.9 14.4渗透率（10-3微 米2）176 289 34730874 458 30 35138 29 26 29 27气水界面（米）-1293 -1487 -1499 -1534-1626 -1668 -1688-1814-1881-1942 -1952-2058 -2058原始地层压力（兆帕）14.116.116.317.017.818.518.52020.621.021.3 22.322.4地层温度（C）69.1 73.7 75.0 76.478.7 79.9 80.684.487.1 88.7 8

33、9.5 92.192.7气和凝析油分析数据稳定凝析油 含量（克/米）17.1 13.6 13.116.215.715.7 15.721.22212.212.212.2 12.2天然气密度 无因次0.612 0.6120.598 0.600 (v)0.602 30.6120.616 0.624天然气组分（%）甲烷92.492.493.993.391.590.489.8乙烷3.943.943.713.68 (v )3.73 (v )3.794.074.09丙烷1.161.160.95aB1.11 (v )1.14 (v )1.211.701.72丁烷0.340.340.28ab0.32 0.310

34、.320.350.87戊烷以上0.500.500.300.29 0.280.470.180.45二氧化碳0.260.260.210.1 0.241.210.450.70氮气1.401.400.651.2 1.02.52.853.0气田开发阿恰克属多产层凝析气田。在气田投产最初两年就已采用一井多层开采的方法采气，一井多层 开采的井数占总开采井数的4668%，其中，V层达100%，IIa、IVB、V层在凝析气田投产第一年就已 采用一井多层分采法采气。开发井布在边长为1000米的等边三角形的三个顶点处。这种布井方法，一是便于研究含气层区 域地质特征；二是三口井的动态压力在三角区内形成一个公共压降漏斗

35、。阿恰克凝析气田的第一批井布在顶部，以后则按设计要求在边缘布置了一定数量的开发井。测压井和观察井均利用原来的探井、一些观察井位于接近含气外边界的含气带，在完全水淹前 是采气井；在地层水侵入气藏后，又可作为观察之用，因此，这种井也叫开来观察井。阿恰克凝析气田井网的完成时间一般是213年。实际上钻井工作一直持续到采气量下降阶段。 在此期间内，一般可采出原始储量的669%。井网密度视凝析气藏类型和储集层性质而定。对于边 水型气藏，当采出程度由6%提高到70%时，压降漏斗相应由6.5兆帕加深至13.3兆帕。底水型气藏 压降漏斗则由4.4兆帕加深至16.2兆帕。打开程度不同，采收率也不同。表5-3为阿恰

36、克凝析气田产层打开程度与最终采收率关系的统 计资料。从表5-3可看出，对底水型凝析气藏(产层)，钻开程度增加，最终采收率降低。表5-3气田产层打开程度与最终采收率关系储层类型产层打开处距层底或 气水界面距离打开程度钻开厚 度/地层总厚(%)计算的最终采 收率地层圈闭型III12026 980. 70IIB10 2540 881. 0.80IV11632 942. 0.75V73826 1003. 0.72含水层圈闭型IIVI10 2044 680. 73IX+X53142 900.645.1.3产能预测阿恰克凝析气田的边水型凝析气藏的一口井的最大允许采气量，是根据矿场试井资料来 确定的。表5-

37、4为所取得的资料数据。表5-4气田采收率储层类型产层回归方程式系数相对采收率(1984.8.1) %计算的最终采收率(%)ABCI由*开|II1 05642 63856560562 865 0II1 Q97/|14694.71 074 4BIV1.98 7 11 GPQ/I1. 169 15.5699-O QQ/| A7 _L.07 1. 17Q nVJ- .58 9 11_/1CH0.0061oj.99 _L6Q NR/l66.0s q7 3.0 OII.上.点汞开!1IIICn /iqd nCIIIIU.,UUJ.LUD,.DUDJKJ J . JKJ . KJ在永开uVI118991 9

38、2344735671074 4IX+Xn 代 1 qa_L . 7 2-j U 10 83381. 1 u u u2532.62 0VIU. U _L OUu. uuuu1 4 0F；Q1j.i-t-ORU j . kJ54 0.R代 7VIII0. j76 j0 8801_L 1.05_L0 3013-215.6300 2115 L0100 056.7100 0IX+X1._-0.7865_-0.5705_7086.5.1.5开发经验教训1。阿恰克凝析气田投产初期就发生水淹现象，但未引起足够重视，更未采取积极有效的防止 水侵措施，结果导致生产井，甚至整个产层全部水淹，最终采收率低（0.520

39、.80）。2。按常规开发设计，气田生产过程应分为产量上升、稳产、产量下降三个阶段，而且尽可能 保持较长稳产期，但该凝析气田的开发只有产量上升和产量下降两个阶段。这种开采方式是不合理 的，也是导致产层过早水淹，最终采收率低的主要原因。5.2美国布雷迪凝析油气田5.2.1地质特征布雷迪单元有两个独立的构造，北部构造主要有努格特砂岩产层。南部构造有宾夕法尼亚亚系、 二叠系、白垩系等6个产层。其中，深层的韦伯是凝析气藏。布雷迪单元的南韦伯构造是一个对称 的背斜，西有断层封闭。砂岩分选较好，具交错层理，局部含有具交错层理的钙质砂岩和非钙质砂 岩。系非均质砂岩储层，总厚度183米，平均有效厚度28米，含油

40、面积19.3平方公里，平均孔隙 度和渗透率8.6%和0.0128P m2，天然气原始地质储量6.5X109m3，凝析油储量5.83X106m3。男韦伯 储层特性及岩石物性参数见表5-1。储层流体是一种富含凝析油的天然气，天然气中含有大约1.2X10-2的H2S及23X10-2的CO2。 1973年5月韦伯凝析气藏布雷迪1号井完井，储层流体测试露点压力29.72Mpa，说明原始井底压力 条件下的流体以单相（气相）存在。在压力降至露点以下后，将析出大量液体，反凝析液量最高可 以达到31X10-2。表5-1南韦伯储层特性及岩石物性平均孔隙度%8.6平均渗透率p m20.0128原生水饱和度%21.1

41、初始井底压力Kgf/ cm2424露电压力Kgf/ cm2303井底温度C115.6原始气液比M3/ M3770反凝析油密度G/cm20.771平均有效厚度M28开发历程数值模拟采用三维组分模型。计算机模拟结果，不保持压力开发，采收率可能相当低。天然气 越富，用保持压力法比衰竭法获取液体采收率越高。此外，当压力降至露点压力时，注干气可驱替 出大部分富气，而当储层压力保持在露点压力以上时，反凝析液不会出现，就是在露点压力接近原 始储层压力时，储层仍需注气以期达到最大采收率。南韦伯凝析气藏的露点压力29.72Mpa，比原始 储层压力低11.83Mpa，所以不需采用全面保持压力。如果把不到100%的

42、回收气回注到储层中，在 部分保持压力条件下，储层压力下降将是很缓慢的。通过对六个方案的模拟研究（即一次衰竭开采、 回注残气部分保持压力、补充无硫气体进行全面保持压力、注烟道气进行全面保持压力、注二氧化 碳进行全面保持压力及注水保持压力）。最后得出，进行部分保持压力是最佳开采方案。注入方式基本上采用了五点式，注入井位于构造翼部，有注入井6 口，生产井7 口（见图5-1）。 回注大部分采出气，井底压力可保持在油藏露点压力以上，产液量比衰竭式开采可提高2-7倍，注 气后，7 口生产井产量平均为0.954X106ms/d的一级分离器气和1049.4m3的稳定凝析油。到1979年 12月7 口井累计生产

43、1.59X106m3，大约为原始凝析油储量的27.3%。经验教训油藏模拟在南韦伯凝析气藏的方案制定，方案实施，动态预测中起了重要作用。油藏模拟工作 的主要步骤包括：（1）确定油藏特征；（2）为模拟准备数据；（3）研究网格大小对油藏敏感性的 影响；（4）历史拟合；（5）预测未来动态；（6）编制油藏管理方案；（7）评价方案。就新的开 发区来说，最重要的输入参数是油藏的边界条件，其中包括油藏范围、含水层规模、高渗透率薄层 的存在与否、断层的别类、油藏的封闭情况等。模拟工作需要地质学家、地球物理学家、油藏工程 师密切合作，以确立有效的油藏模拟。图5-1韦伯凝析气藏生产井、注入井分布图5.1福多契挥发性

44、油气田5.3.1地质特征福多契油气田位于美国路易斯安那州，为低渗透层状砂岩挥发性油气田。该油气田是一个向东 南方向逐渐倾伏的背斜构造。构造走向为东西向。构造北部边界为一区域性大断层。油气藏主要由构造闭合所控制。该油气田由多个油气藏组成，地质时代为渐新统到始新统。在1948年至1950年 期间，共发现了 6个渐新统油气藏，其中有三个油藏和三个凝析气藏。1966年又发现了 7个深部始 新统异常高压砂岩挥发性油气藏，即斯帕特A和B层，威尔柯克斯4、5、8、12、15层。除W-4和 W-5为凝析气藏外，其它五个层为油藏。在5个油藏中，主要油藏为W-8油藏和W-12油藏，拥有 油田的主要储量，其他油藏较

45、小。福多契油气田共计发现13个油气藏，原始原油地质储量共计1399 万立方米。其中W-8油藏和W-12油藏的原始原油地质储量为834.7万立方米，占该油田总储量的 60%。因此，在这里只介绍W-8和W-12油藏的地质及开采动态。W-8和W-12油藏地质简况威尔柯克斯油藏的西北面以福多契断层“A”为界线，此断层呈东-西走向，后又转为东南向。 由小断层“B”构成一个地堑，断层“B”在W-8油层组是不封闭的。断距为6-10米。出油面积在 西北部受断层“A”的限制，而在两翼则受水接触面的限制。两个油层组的主要产油构造见图5-1、5-2。5-2。5-1 Wilcox 85-1 Wilcox 8油层顶面构

46、造图5-2 Wilcox 12油层顶面构造图单个砂层厚度3-24米，最大产层厚度为12米。层间的砂岩组为粉砂岩、页岩和煤岩。油气层的 埋藏深度3390-4170米，地层压力系数为1.7-1.8,属于异常高压挥发性油藏。W-8油藏埋深约4023米，有效厚度平均为7.6米。砂岩层是在三角洲环境中沉积的，其岩性自 顶到底为：海相砂岩、三角洲前缘相沉积、前三角洲前缘相沉积、海相粘土、海相砂岩。砂岩为灰 色至棕褐色，颗粒很细，含云母。W-12油藏埋深约4160米，砂岩平均有效厚度为10.3米。该层组的上段为多孔的和非多孔的海 相砂岩层，下面有一薄层海相粘土层；该层组的下段为三角洲前缘相沉积，含淡水化石，

47、大多数石 油产自下段。储层流体性质威尔柯克斯和斯帕特的储层参数见表5-1所示。威尔柯克斯砂岩的流体性质见表 5-2所示。表5-1储层基本数据表含油、气层斯帕特 油层W-4气层W-5气层W-8油层W-12油层W-15油层油气性质黑油凝析气凝析气挥发油挥发油挥发油顶部深度，m339038103894395240894158原始油层压力， Mpa57.765.169.873.174.576饱和压力，Mpa16.96552.638.933.335.6温度，。C41.750.552.254.556.757.8原始地层体积系数 3/ m3）1.29952.14392.34122.554原始油气比或凝 析油

48、气比，m3/ m394.317291034431473552分离气体比重0.6200.6600.6550.6720.6950.700液体比重0.82990.80170.79720.80630.80170.7927原油粘度，Mpa*s0.830.1260.126平均有效厚度，m6.435.17.610.97.3孔隙度，%252116201920含水饱和度，%455242475846渗透率，md180381.08.64.610表5-2威尔柯克斯砂岩的流体性质和组分（摩尔分数）组分W-5W-8W-12W-15CO21.171.301.481.08N20.270.310.330.37C176.9066

49、.0363.5262.70C25.135.296.849.42C34.125.616.146.59i-C40.921.432.001.73n-C41.512.362.672.24i-C50.771.431.441.21n-C50.681.110.980.94C61.001.931.861.57C7 或 C7+7.530.842.6112.15C81.601.86C91.721.46C10+9.046.81总和100.00100.00100.00100.00C7+性质15.5C时的比重0.82600.83380.82890.8208分子量1792071881695.3.2开发状况在设计W-8和W

50、-12油藏开发方案时，考虑到这两个油藏是异常高压挥发性油藏，地饱压差比 较大，为了利用天然能量，决定W-8和W-12油藏的开发分为两个阶段进行，即局部衰竭式开采阶 段和保持压力开采阶段。采用800米井距。a .W-8和W-12油藏一次采油动态从1966年至1970年是W-8和W-12油藏衰竭式开采阶段。由于产量惊人地下降，特对油田生产上的 各种问题进行了专门研究，并对这些问题提出经济有效的解决办法。经过研究提出了如下建议：（1）、Wilcox层对水很敏感。岩心分析表明，水饱和度只增加1%，则造成原油相对渗透率下 降8%，也就是说，当水产量仅增加1-2%，则油井采油指数将明显下降。若井筒有受堵趋

51、势，需做 处理才能恢复油井产能。（2）、油藏模拟研究表明，天然气具有更有效的驱替机理。敏感性分析表明，即使W-8油藏 的垂直波及系数从0.5降到0.29，W-12油藏的垂直波系数从0.5降到0.16，注气仍然是经济的。高 压注干气可以造成混相。根据模拟研究，挥发油油层注气以后，预计采收率可达地质储量的47-54%。（3）、在构造顶部钻3 口两层分注井。（4）、W-8和W-12油藏的井底压力应超过44.8兆帕。注气保持压力开采1971年开始向W-8和W-12油藏注气保持压力，当年钻了三口双层分注井，W-8和W-12层射孔 完井。所有层位都射开，以便使注入气体有可能接触到全部原油，并将其驱替到生产

52、井1972年4 月开始向W-5凝析气藏进行循环注气。5月由于只靠加工厂的干气回注补偿不了储层的亏空，所以 从卡拉霍拉油田每天购入21万立方米天然气一起回注。注气生产后有效地制止了产量的急剧下降， 并保持原油产量稳定。1975年由于甲烷气价格猛涨，导致购买甲烷气不经济，于是停止外购气，只 用本油气田采出的天然气，经加工处理后的干气回注，进行保持压力开采，因而产量再次下降。经 过大量的研究工作，最终选择了氮气作为经济的甲烷代用气。这是因为在威尔柯克斯油藏的特定温 度和压力条件下，氮气和油是可以混相的。从而在威尔柯克斯油藏采用注氮气进行混相驱开采。初 期的注气量是70%的甲烷，30%的氮气（总计72

53、.8万立方米/日），不但保持了油藏压力，而且保证 了混相性。油藏模拟研究油藏模拟研究对该油田的开发起着先导作用。该油田主要油层自1966年投产至1985年，在长 达19年的开发历程中，用油藏模拟先后进行了 8次重大模拟研究，反复探索油藏开发方式，估算原 油采收率,并及时调整开发方案.根据模拟研究结果制定注干气和注氮气混相驱方案，1986年时W-8 和W-12的石油采收率为40%，预测最终石油采收率为54.5%。分析W-8和W-12挥发性油藏的模拟研究结果，可以得到两点启示：要针对具体储层性质，尤其是储层流体特性，应用多组分模型不断研究开发方式，不失时 机的做出正确选择，并及时调整，以获得较高的

54、采收率，较好的经济效益。采用最新的模拟方法，更全面的研究油气藏的开发动态。由于W-8和W-12油藏的原油具有 挥发性，因此，研究此类油藏注天然气、注氮气开发动态是相当复杂的，由于及时采用新的三维三 相多组分模型，以及混相驱组分模型，因而能较好地拟合了长期注气开发历史，正确地预测了未来 动态。6美国典型凝析油气田先进的不同的开采方式6.1四大凝析油气田基本数据表气田名称 项目贝约黑湖东安休兹海德里地理位置路易斯安那州拉 法叶特西67英里路易斯安那州纳契 东北20英里怀俄明和犹他 州交界德克萨斯州米德兰 和奥德萨之间含气面积（平方公里）1863.611.2356.66储量天然气（亿米3）22.29

55、2111.27原油当量172.3 （e）凝析油（万吨）279.8 （万米 3）2146.34 （万米 3）1886原油（万吨）60.90 （万米 3）1812.46 （万米 3）凝析油含量（克/米3）1255厘米3/米34787871093油层厚度（米）7.6气层厚度（米）14.330.5西 248.7东 112.555-61油气界面（米）-2389.6油水界面（米）-2398.8气水界面（米）西 1905东-2164-2804孔隙度（）27.4-33.615.6-16.69-10.15.8渗透率（毫达西）200-18001082-30.11-0.3含水饱和度（）15.9-3025-3012.

56、1岩性砂岩礁灰岩砂岩灰岩原油比重0.8155凝析油比重（克/厘米3）0.73890.73890.75870.7972-0.7796露点压力（千克/厘米2）467.1-495.6282.6东 357.2西 371.9379.67地层压力（千克/厘米2）512.5282.64东373西415379.67地层温度（oC）97.2101.7114.4油气藏类型凝析气藏带油环的凝析气藏凝析气藏低渗透性凝析气藏发现时间1961.12196419791953投产时间19621966.119811956注气时间1965.1.24196619821957注氮时间1982停注时间19801980总井数181034

57、5163气井数142036111油井数72注气井数47939日产气量（万米3/日）410-538906.24509.6日产凝析油（米3/日）2862556.5日产原油（万米3/日）13.037日注气量（万米3/日）51424.8-509天然气793 氮气283.2424.76.2上述凝析气田开采方式的经验凝析油气田有着不同的类型。这里介绍的四个凝析油气田也各不相同。仅就这四个凝析油气田 的各种不同类型的开采经验概括起来有以下几点：（1）充分利用地层压力与露点压力差贝约凝析气田为多层砂岩高压异常凝析气田，1961年12月发现。原始地层压力512.5大气压， 露点压力495.6-467.1大气压，

58、地层温度97oC，凝析油含量1255厘米3/米3，压力系数1.68。为一典 型的高含量凝析气藏。太阳石油公司利用地层压力与露点压力差在保持压力开采之前，从1962年初到1964年1月进 行了衰竭式开采，当地层压力刚好降到露点压力时，即降到496.3大气压时，即开始循环注气保持 压力开采。该油田是充分利用地露（地饱）压差进行一段压降开采，为循环注气创造有利条件的典型实例。（2）循环注气保持压力开采这四个凝析油气田都是以保持压力进行开采的。但可以划分为早期循环注气保持压力开采和利 用地露压差降压开采一段时期之后，在保持压力开采等两种类型。（a）早期循环注气保持压力开采黑湖带油环的凝析气田和海德里泥

59、盆纪凝析气田属于这种类型。黑湖带油环的凝析气田于1964年发现，地层压力和露点压力接近，油环部分原油储量1812.46 万米3、凝析液储量2146.34万米3、天然气储量3048亿米3。根据模型研究如采用衰竭式开采，只 能采出461.065万米3原油和1144.71万米3凝析液以及1.84亿英尺3天然气。而采用循环注气时，则 将采出1144.7万米3原油和1462.6896万米3凝析液。所以这个油田的经营者普莱塞得石油公司决定 采用早期循环注气开采。该凝析气田于1966年正式投入商业性开采。总井数为103 口，其中油井72 口，气井20 口，注 气井7 口，每天产出凝析气382.32万米3，日

60、产原油13.037万米3。平均井距每平方哩4 口井。从产 出的凝析气中回收65%的乙烷。根据气藏完井时取样分析凝析液含量为53桶/百万英尺3。油井产 物进入5个卫星分离站，在59.755-66.785千克/厘米2压力下，分离为油、气、水，经测试计量后， 油气重新混合输送到加工厂入口处的52.73千克/厘米2低压分离器。气井产物则由高压管线送到加 工厂入口处的94.91千克/厘米2的高压分离器。分离出来的气体进入加工厂脱去凝析油和中间烃， 气体和买来的外部气体经压缩机增压到295.26千克/厘米2。然后分别由7 口注入井注入地层。全油田每天注气量为424.8-509.76万米3，注入压力为291