凝析气藏开发中后期提高采收率机理及技术可行性研究

发布日期：2016年03月10日作者：编辑：秦光源审核：点击：[]

项目负责人郭平

成果简介

丘东气田目前已处于开发中后期，储层物性差、反凝析污染严重，导致气井产能低；衰竭开采压力持续下降，气油比持续上升、产量降低较快。以丘东气田为研究对象，开展低渗凝析气藏开发中后期补充能量开发提高采收率研究。取得以下结论及认识：

（1）注气膨胀实验研究表明，相同注入压力条件下，CO2的降低反凝析油饱和度程度最大、依次为干气，N2最弱；注气压力越高，注入气对凝析油抽提能量越强。总体而言，开发中后期循环注气对凝析油抽提能力有限，驱替机理起主导作用。

（2）不同注入流体长岩心结果表明，与衰竭实验结果比较，CO2及富气驱提高凝析油采出程度可分别达到37.12%、40.07%；其次为干气驱9.66%，N2仅能提高2.59%；水驱形成大量水封气，提高油、气采收率不明显。受经济因素及现场实际情况，建议采用干气驱。

（3）不同注气方式比较，脉冲注气兼顾了循环注气与吞吐注气优势，气驱效果最优、依次为连续注气、水气交替及吞吐注气。相同注气速度，与分层注气比较，笼统注气比分层注气凝析油采出程度低5.77%。

（4）不同开发方式产出投入比概算结果表明，衰竭式开采仍是最具经济效益开采方式，投入产出比可达到5.58。采用注气开发时，循环注干气投入产出比最高为1.42，气源充足情况下，可作为首选补充能量方式。

（5）典型井组不同开发方式效果预测，按照目前单井生产能力配产24.9×104m3/d、回注比为0.7时，注气效果较合理，凝析油、天然气采出程度分别为30.80%、67.06%，比衰竭式开采提高凝析油采出程度1.89%。此次模拟计算受气源及注气量限制，注气波及范围有限，循环注气未达到预期效果，建议采用吞吐注气方式。

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