雅克拉凝析气藏开发中油气比降低原因分析
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雅克拉凝析气藏开发中油气比异常变化原因分析
摘要:雅克拉凝析气田是中石化最大的整装凝析气田,2005年投入衰竭开发。
随着生产的持续,气藏气油比出现初期缓慢上升,后下降再上升的趋势,有异于正常凝析气田压力低于露点后气油比单调上升的情况。
通过分析认为,前期主要受反凝析和多孔介质双重影响,出现总体上升,实际先升后降再升的情况;气油比下降阶段则主要受边水推进影响;当边水推进影响达到一定程度后气油比恢复上升趋势。
关键词:凝析气藏气油比水侵多孔介质
一、雅克拉凝析气藏简介
雅克拉凝析气田位于塔里木盆地北部,在新疆维吾尔自治区阿克苏地区境内,构造位置处于沙雅隆起雅克拉断凸中段雅克拉构造带。
1984年SC2井发现该构造,随后相继部署多口探井,1987年S5井在白垩系卡普沙良群钻遇工业油气流从此发现了白垩系凝析气藏,1991年投入试采,2005年正式采用直井+水平井方式进行衰竭式开发。
根据流体相态实验显示,该凝析气藏属中高含凝析油型凝析气藏,且地露压差小。
二、生产过程中气油比异常变化
理论上,衰竭开采的凝析气藏随着压力的降低,初期气油比基本保持不变,压力降低至露点压力以下后由于反凝析左右,气油比不断上升(1)。
但通过近6年的开发,发现雅克拉凝析气藏的气油比先平稳,随后下降最后上升的异常情况。
从图1地层压力、气油比变化曲线上可以看出,基本可以分为3个阶段,即气油比缓慢上升阶段、下降阶段、和气油比上升阶段。
图1 压力、气油变化曲线
三、气油比异常变化原因分析
1、多孔介质作用阶段:2005.8-2007.2
实际凝析油气体系的相平衡过程和渗流过程发生在地下多孔介质中,流体于储层介质间会发生相互作用。
有研究表明,在某一地层温度下,多孔介质的存在对露点的影响使凝析气藏真实露点升高,其影响程度随地露压差的变大而变大(2)。
阶段内地层压力高于露点压力,地层中未发生反凝析,因此气油比变化大趋势基本稳定在4800m3/t左右。
但流压测试结果显示,在2006年9月井底流压开始低于露点压力,即在
井筒附近出现反凝析。
如果考虑多孔介质影响,那么井筒出现反凝析时间则应提前。
考虑多孔介质影响的长岩芯衰竭实验结(4)果表明:在衰竭压力高于露点时,气油比基本不变,而当压力低于露点压力后,气油比出现上升趋势,当继续降低到临界压力后会略有下降,随后再上升。
PVT得到雅克拉凝析气藏地露压差小(2.44MPa),实际压差比应该更小,接近生产压差,因此井底很快出现反凝析,生产上气油比有所上升。
实际变化与实验结果一致。
2、水侵阶段:2007.3-2009.2
随着生产的持续,压降漏斗进一步扩大,地层压力逐渐降至露点压力以下,同时气藏边水推进。
气藏压降图(5)在2006年出现明显上翘,代表有水体能量补充,2007年9月边水推进到边部井井底。
边水的入侵一方面可以推动部分孔隙中的凝析油流动,另一方面使气相的渗透率大幅度减小,阻碍了气相的流动(6)。
图2 雅克拉凝析气藏压降图
雅克拉凝析气藏束缚水饱和度约35%,长岩芯实验证明(2)(3)束缚水的存在有利于凝析油参与流动。
数值模拟结果显示(7):雅克拉临界流动饱和度约为2.2%,即凝析油饱和度大于2.2%后就参与流动。
在水侵和反凝析的双重作用下,本阶段内,气油比表现为明显下降,且可分为两段,第一段边水未突破至井底,下降幅度稍缓,第二段边水推进至井底,气油比下降幅度增大(图1)。
3、上升阶段:2009.3-今
随着地层压力持续降低,反凝析加剧,油气分离严重。
由于地层水先后突破到多口井井底,形成边水快速流动通道,油气水三相渗流视为达到平衡,反凝析影响逐步显现。
同时高部位束缚水被以水蒸气的形式大量采出,致使凝析油滞留在元束缚水占据空隙中,气量不变,油量降低,表现在生产上则气油比明显上升。
四、结论
雅克拉凝析气藏开发初期受多孔介质影响气油比出现先升、后降再上升的“S”型变化,随后水驱影响加大,致使气油比出现不升反降的异常变化,随着生产的持续,最终表现为气油比不断上升的正变化。
说明在凝析气藏衰竭开采过程在,多孔介质和地层水的影响不可忽略。
参考文献
1 李士伦、王鸣华、何川江等,气田与凝析气田开发,石油工业出版社,2004
2 何江川、李士伦等,凝析气藏真实露点的探讨,天然气工业,1995
3 孙风景、郭平、杜建芬、江同文、王小强、廖发明等,束缚水和衰竭速度对凝析油临界流动饱和度的影响,新疆石油地质,2006
4 李士伦、孙良田、郭平、孙雷等,气田及凝析气田开发新理论、新技术,石油工业出版社,2005
5 黄炳光、刘蜀知、唐海、李晓平等,气藏工程与动态分析方法,石油工业出版社,2004
6 孙雷等,深层高含凝析油气藏提高采收率技术政策研究,出版社不详,2006
7 李相方等,雅克拉-大涝坝气藏动态跟踪及合理配产研究,出版社不详,2010。