王彦新，周志军，2，赵建波

（1.东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆 163318；2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318）

海上带油环凝析气藏开发

王彦新1，周志军1，2，赵建波1

（1.东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江大庆 163318；2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318）

采用油藏数值模拟方法，以海上某A油田为例，通过物理实验分析，对凝析气藏注水开发机理和影响因素进行了系统的研究，并对油环开采过程中注水位置进行数值模拟研究，结合实际区块模拟结果，对比分析可以得出：在油水界面注水的采收率更高；不但能有效保持地层压力，而且能有效提高凝析气藏的采收率。

凝析气藏；开发方案；注水开发；数值模拟；采收率

凝析气田是世界气田开发的重点对象，粗略统计结果显示，巨型气田中地质储量超过 1×1012m3的气田半数以上属于凝析气田[1]。这些国家通常采用回注干气保持压力开采或者衰竭式开采，而在我国北海地区，尝试探索注水开发凝析气田[2]。此次所研究区域A油田为一具有复杂断层的断块油气藏。工区面积约 7.8km2。带油环的 凝析气藏位于古近系 P2 段，从地质特征来看，储层横向变化较大，含气范围内发育多条小断层，断层断距小，延伸距离短，断裂较为发育，构造进一步复杂化；储层物性属于中孔、中渗型，纵向上薄互层发育，单层厚度分布不均。通过储量计算发现，该段含凝析气地质储量为 6.64×108m3，油环部分地质储量为 2.72×106m3。

1 凝析气藏注水开发

结合该凝析气藏的特点，凝析气储量相对较大，油环厚度在30m 左右。采用注水开发带油环的凝析气藏主要有两个作用：①向油气接触带注水，注入水沿着油气界面在地层中形成一道水幕，把油气藏的含油部分和凝析气部分分开，形成所谓的屏障注水；②向地层注水，保持能量开发。该方法避免了地层压力快速衰减的同时，由于凝析气区和油区整个压力衰竭所带来的原油和凝析油的巨大损失，能使凝析油的反凝析损失减小到最低，并能确保很高的原油采收率。

1.1 油气藏开发方式研究

开发凝析气油藏时，既要考虑开发天然气和凝析油，还要考虑原油的采收率。此类油气藏的开发有只开采凝析气顶不开采油环、先开采凝析气顶后开采油环、先采油环后采凝析气顶及同时开采凝析气顶和油环等四种开发程序可选择。

本文采用油气藏数值模拟技术对目标区块进行了三种不同油气开发程序的预测计算，即只开采凝析气顶不开采油环、先采气后采油、先采油后采气和油气同采。通过这三种开发程序的油、气采出程度对比可以看出，先采油后采气方式的油、气采出程度都相对较高，综合考虑油、气开发效果，则该方式较其他方式而言更适合本区块的开发。

1.2 油环注水开发效果评价

上述对比先采油后采气的开发程序最适合本区块采用。对于油环的开发也有多种方式，以下对两断块在不同位置进行注水开发的效果进行对比，以确定油环的最优开发方式。

主要设计了三种注水方式与枯竭式开采进行注水效果分析。分别为枯竭式开采、油环内注水开采、油水界面注水开采和油气界面注水开采，其中油环均布3口生产井，注水井为2口，原则上以大井距实现高产。采出程度对比曲线如图1所示。

图1 不同注水方式采出程度对比曲线

由图1可以看出，由于边水能量较弱，在油水边界附近注水效果最好，开采2a 采出程度达7.25%，开采6a 采出程度达13.47%；在油气边界注水效果次之；而油环内注水效果较差。通过数值模拟数据可以发现，在油水边界注水保持压力开采，比衰竭式开采油环能提高采收率4个百分点，大大提高了原油采收率。通过在油水界面注水、在油气界面注水和油环内注水三种方式的开发效果比较，该区块更适合于在油水界面注水。

2 结论

对目标区块的地质特点进行分析并做了相关物理实验研究，通过对海上带油环凝析气藏开发的数值模拟，确定了整体上先开发油环后开发凝析气藏的开发方案；并对油环开采过程中注水位置进行数值模拟研究，发现在油水界面注水的采收率更高；通过对该区块油藏物性的实验和数值模拟研究发现，向凝析气藏中注水能在一定程度上有效保持地层压力，并提高凝析气藏的采收率。通过本次研究发现海上凝析气藏注水开发具有一定的可行性，为我国海上凝析气藏的开发提供了一定的指导意义。

[1] 郭平，李海平，程远忠，等.废弃凝析气藏注污水提高采收率室内实验及现场应用[J].天然气工业，2003，（5）：76-79.

[2] 袁士义.凝析气藏高效开发理论与实践[M].北京：石油工业出社，2003.

Development of Condensate Gas Reservoir with Oil Rim on the Sea

Wang Yan-xin，Zhou Zhi-jun，Zhao Jian-bo

In this paper，the numerical simulation method of reservoir is used to study the mechanism and influencing factors of water injection in condensate gas reservoirs by means of physical experiment，and the numerical simulation of water injection in oil ring mining process is carried out.Compared with the actual block simulation results，the comparative analysis can be concluded that the water recovery in the oil-water interface is higher，not only can effectively maintain the formation pressure，but also can effectively improve the recovery of condensate gas reservoirs.

condensate gas reservoir；development program；water flooding numerical simulation；recovery rate

TQ051.62

A

1003-6490（2017）06-0051-01

2017-05-08

王彦新（1990—），男，宁夏银川人，在读硕士研究生，主要研究方向为油气藏工程、数值模拟方面研究。