顺北油田二区断控缝洞型凝析气藏是中国石化西北油田增储上产的重要阵地之一^[1-2]，与常规砂岩储层相比，其介质类型与渗流特征更为复杂^[3-4]。该气藏在储层空间类型上属断控型储层，储层中发育的洞、缝、孔等介质具有多尺度、强随机、强非均质等特征，结构错综复杂^[5]；在气藏类型上属凝析气藏，气藏开发中的反凝析现象导致流体相态转换，且贯穿于全气藏开发过程中，流体渗流更复杂。由于相态复杂性，凝析气藏开采难度通常较大^[6-8]，目前国内外成功开发的凝析气藏主要为碎屑岩凝析气藏^[9-10]，在碎屑岩储层中通常采用衰竭式开发或注气循环开采方式^[11-12]，其具有投资费用低、投资回收期短等特点，衰竭式开发仍是我国凝析气藏的主要开发方式^[13]。与碎屑岩凝析气藏不同，顺北油田断控缝洞型凝析气藏储集空间由断裂面及与其连通的破碎体构成，孔、缝、洞多尺度发育^[14]，不仅具有典型的巨厚、板状特征，非均质性强，还具有超高温、超高压、超临界等特征^[15-16]，此外，其储集体类型、流体分布和相态变化等均与砂岩凝析气藏具有较大的区别^[17-18]，与之配套的开发技术目前尚未形成，大部分研究仍处于实验机理探索阶段^[19-21]。

顺北油田深层、超高温断控缝洞型凝析气藏作为一种新类型气藏，相关开发技术对策尚未明确，可借鉴的相关油气田开发经验也几乎为零。此外，顺北一区断控缝洞型油藏在开发过程中已出现能量不足引起的压敏储量损失、井筒垮塌等油藏和工程方面的问题，而顺北二区凝析气藏渗流条件更为复杂，相关保压开发的研究亟需进行。基于建模-数模一体化定量分析方法，针对顺北油田断控缝洞型凝析气藏的反凝析、压敏等特殊性，开展断控缝洞型凝析气藏衰竭开采特征及保压开采对策方面的研究，以期为该区断控缝洞型凝析气藏规模高效开发提供有效支撑与借鉴。

在油气藏数值模拟中，组分模型是表征凝析气藏流体流动规律的唯一数值方法，能定量、直观地描述凝气相态变化、生产动态、流体分布特征等。基于顺北油田二区4号带北段W1井单元动态、静态实际资料，采用建模-数模一体化方法，构建断控缝洞型凝析气藏多组分模型，为后续衰竭开发特征、保压开采对策研究提供基础模型。

地质模型的构建基于地球物理、相控的确定性三维地质建模方法^[22]，针对溶洞、孔洞和裂缝3种不同介质相，优选能量梯度、杂乱、蚂蚁体等地球物理属性分别表征，由井-震标定、试井反演、动态拟合等方法确定洞穴、孔洞、断裂的雕刻门槛值后依次建立3种介质的储集体模型，最终得到融合的三维储集体模型（图 1a）。孔隙度属性模型主要基于波阻抗、测井数据，采用人机交互逐级嵌套的方法构建（图 1b）；渗透率属性模型则以孔隙度分布为基础，以试井解释为约束，对3类储集体分级构建和融合（图 1c）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 顺北油田二区4号带北段W1井单元三维地质模型剖面 Fig. 1 Three-dimentional geological model section of well unit W1 in the north of Shunbei No. 4 belt, Shunbei Oilfield

组分模型与常规黑油模型的区别主要在于流体高压物性，对用于表征流体高压物性状态方程的拟合是组分模型的核心难点，也是正确描述凝析气藏中相态变化的关键。目前状态方程的拟合通常采用逐步筛选法、经验试凑法^[23-24]，主要拟合的实验包括露点实验、恒组分膨胀实验（CCE）、恒体积衰竭实验（CVD）。由tNavigator软件PVT Designer模块拟合结果（图 2）显示，W1井流体高压物性拟合结果较好，拟合相图与实验相图基本相符，满足数值模拟要求。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 顺北油田二区4号带北段W1井多组分PVT拟合结果 Fig. 2 Multi-component PVT matching results of well W1 in the north of Shunbei No. 4 belt, Shunbei Oilfield

融合地质模型、流体模型、岩石物理模型、相渗模型、动态模型，建立代表目标井区单元地质特征、渗流特征及开发特征的多组分数值模拟模型。单元模型凝析油储量为397.8×10⁴ t，干气储量为35.4×10⁸ m³，气藏基本参数如表 1所列。

表 1(Table 1)

表 1 模型基本参数 Table 1 Parameters for simulation model 模型网格数 网格步长/m 气藏深度/m 气藏温度/℃ 气藏压力/MPa 干气储量/m3 凝析油储量/t 初始气油比/（m3·m-3） 196×40×137 50×50×5 6 511~7 540 165.45 90.55 35.4×108 397.8×104 766 洞穴平均孔隙度/% 洞穴平均渗透率/mD 裂缝平均孔隙度/% 裂缝平均渗透率/mD 溶孔平均孔隙度/% 溶孔平均渗透率/mD 露点压力/MPa 岩石初始压缩系数 10.5 274 1.8 576 3 34 37.2 4.5×10-5 MPa-1

下载CSV 表 1 模型基本参数 Table 1 Parameters for simulation model

W1井单元于2021年8月开始投产，采用衰竭式开发开采，截至2022年12月31日累计产凝析油15.2×10⁴ t，累计产气1.35×10⁸ m³。从模拟得到的单元生产动态曲线与实际生产数据对比（图 3）可以看出，模拟结果与历史数据吻合度高，进一步说明了多组分模型具有较高的可靠性。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 单元生产动态拟合曲线 Fig. 3 Production history matching curves of the simulation model

断控缝洞型凝析气藏采用衰竭式进行开采时，作为凝析气藏，反凝析现象会导致油在储层中析出，地层流体由气态单相流变为气液两相流，渗流阻力增大，从而影响气藏开发；作为断控型储层，应力敏感效应可导致洞穴垮塌，裂缝闭合，使储层物性变差，对气藏开发造成影响。顺北油田断控缝洞型凝析气藏进行衰竭式开发时不仅要考虑反凝析，同时也需要考虑应力敏感。为定量表征这2种因素对衰竭式开发的影响程度，采用多组分模型进行衰竭式开发模拟研究。

衰竭式采气速度越高，地层压力下降越快，由反凝析作用形成两相流的时间就越早，从而影响开发效果。设计不同的采气速度（5.0%~15.0%），定量评价投产20年内不同采气速度下反凝析作用对开发的影响，主要包括对稳产时间、气油比、累产量3个方面的指标评价。为了更好地探讨衰竭式开采特征，设置一组注气方案作为对比方案，其中，对比方案采用高注低采、持续注采方式注CH₄气开采5 a，注采速度为7.5%。

从模拟结果看，不同采气速度下油与气在初期均能保持稳产，随着地层压力下降至露点后，重组分凝析油首先从储层析出，在气藏中表现为油饱和度增加，在生产曲线上表现为油产量较气先出现递减。相比于衰竭式开发，注气开发能有效恢复或保持地层压力，从而减少油的析出与损失，使油的稳产时间变长（图 4）。不同采气速度方案的稳产时间统计结果（图 5）显示，随着采气速度增大，油、气的稳产时间均下降，但降幅也随采气速度的增大而减少，不同采气速度方案下油和气的稳产时间均有较好的对应关系，即油稳产时间约占气的40%。因此可利用此关系，根据干气的稳产时间大致推测衰竭式开发时不同采气速度下发生反凝析的时间。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 不同采气速度下的日产油（a）和日产气（b）曲线 Fig. 4 Daily oil production (a) and gas production (b) curves at different gas recovery rates

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 衰竭式开发不同采气速度下的稳产时间对比 Fig. 5 Stable production time of oil and gas at different gas recovery rates under natural depletion

对比衰竭式开发不同采气速度下的气油比模拟曲线（图 6）可知，当地层压力到达露点前，气油比保持原始不变；露点后气油比快速上升，不同采气速度下的气油比均由765 m³/m³上升至2 777 m³/m³，衰竭式采气速度越大，气油比上升幅度就越大。反凝析后气油比变化主要受压力的影响，压力每降单位兆帕，气油比约升高90 m³/m³（图 7）；与衰竭式开发对比，注气开发能使油稳产时间变长，气油比上升的时间点更晚，上升的最大值也更大，停止注气后曲线呈先快速上升后缓慢下降。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 不同采气速度下气油比曲线 Fig. 6 Gas-oil ratio curves at different gas recovery rates

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 不同采气速度下气油比与压力的关系 Fig. 7 Relationship between gas-oil ratio and pressure at different gas recovery rates

从模拟累产-时间曲线（图 8）来看，对于衰竭式开发，采气速度主要影响累产上升快慢，对产量影响较小，5.0% 采气速度与15.0% 采气速度相比，总累产油仅增加了0.9%，总累产气基本持平；与衰竭式开发相比，注气开发5 a累产油增加了55.2%，累产气（剔除注入气）相同，这表明反凝析作用主要影响衰竭式开发的油产量，而对气产量影响不大。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 不同采气速度下累产油（a）、累产气（b）与时间关系曲线 Fig. 8 Relationships of time with cumulative oil (a) and gas (b) production at different gas recovery rates

从模拟累产-压力曲线（图 9）来看，衰竭式开发不同采气速度的曲线变化几乎一致，进一步表明采气速度对衰竭式开发的产量影响较小，累产量主要与压力下降有关，不同采气速度下的单位压差累产量基本相等。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 不同采气速度下累产油（a）、累产气（b）与压力关系曲线 Fig. 9 Relationships of pressure with cumulative oil (a) and gas (b) production at different gas recovery rates

由油田开发实践与岩石力学实验表明，在开发过程中，应力敏感对断控储层有一定的影响^[25]。由于缺乏顺北油田的应力敏感测试数据，根据塔河油田相关资料^[26-27]，设计了高、中、低3种应力敏感情况分别反映裂缝渗透率随有效应力变化的强弱（图 10），开展对比研究。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 不同应力敏感强度下的渗透率变化系数与有效应力关系曲线 Fig. 10 Relationship between permeability variation coefficient and effective stress at different stress sensitivity intensities

从模拟结果（图 11）看，应力敏感性越强，最终累产量就越低，与不考虑应力敏感的情况相比，不同应力敏感方案累产油下降了4%~14%，累产气下降了5%~11%，表明应力敏感对断控缝洞型储层衰竭产量影响大，压敏作用使溶洞、裂缝渗透率变差，随着裂缝闭合，部分与裂缝连通的储量将无法动用，导致开发效果变差。此外，对于高压敏的情况，采气速度对产量也有一定的影响，高采气速度（60×10⁴ m³/d）比低采气速度（20×10⁴ m³/d）累产油减少了9.1%，累产气减少了5.0%，表明高采气速度下应力敏感作用对产量影响更为明显，因此对高应力敏感储层的开发需要保持合理的采气速度。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 不同应力敏感情况累产对比 Fig. 11 Comparison of cumulative production at different stress sensitive intensities

断控缝洞型凝析气藏进行保压开发，目的是提高凝析油的采收率，探究适合于自身特点的保压开采对策是非常必要的。充分考虑断控缝洞储层的强非均质性及凝析气藏的相态复杂性，基于上述实际井区数值模型，对注入介质、注入时机、注采速度、注入时间、注采方式及注入部位等6个保压开采相关参数进行了优化研究。若无特殊说明，研究默认采用水平井距为1 000 m、纵向高度差为300 m的“一注一采”井网，采用持续注采方式进行开采。

不同注入介质的混溶能力、重力超覆作用均不同，从而影响气驱效果^[28]。设计N₂，CH₄，CO₂，C₂H₆及H₂O等5种常见注入介质进行对比，其中，在相同井网条件下注气保压采用“高注低采”方式，注水保压采用“低注高采”方式进行开采。

对于注气保压，模拟结果（图 12）显示，注CH₄的效果最好，CH₄除了具有较好的混溶能力外，密度较湿气更轻，易形成重力超覆气顶驱。此外，随着注入干气的增加，相图左移，气藏露点压力变小，也利于凝析油的再蒸发。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 不同注入介质累产油对比 Fig. 12 Comparison of cumulative oil production with different injection media

对于注水保压，不同相渗方案的模拟结果大相径庭。对洞、缝介质未进行分区时，均采用典型缝洞相渗曲线1的方案（图 13a），整个模拟开发过程中气井未见水，且能形成稳定的底水驱，开发效果好；对洞、缝介质进行分区时，溶洞采用相渗曲线1，裂缝采用“X”型相渗曲线2（图 13b），注水3 a后气井见水，开发效果差。由此可见，对于断控缝洞型储层，相渗直接影响注水开发的效果，裂缝水相相对渗透率越强，与溶洞差异就越大，则注入水就越容易沿裂缝纵向窜流，造成气井见水。考虑到缝洞型储层非均质性强，不确定性高，且水窜造成的气井积液治理难度大，因此不推荐注水保压。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 模型的气水相渗曲线 Fig. 13 Gas-water relative permeability curves in simulation

为减少凝析油的损失，通常在地层压力降至气藏露点前进行注气补能。保持其他参数不变，设计注入时机在露点附近的几种注干气方案进行模拟对比。模拟结果显示，当采气井井底压力降至高于露点2 MPa时进行注气效果最好（图 14）。倘若采出井井底压力为露点时开始注气，由于滞后作用，当补充能量从注入井传播至气井底，此时压力已低于露点，部分凝析油已经析出损失；过早注气则使注入气过早进入储层而将原本易在衰竭阶段采出的油组分驱至远井带，并在停注后随压力降低析出、沉降而无法采出，压缩了油组分的采出空间，导致增油结果变差。因此，最优注入时机应结合具体的井网、井距等综合确定。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 不同注入时机累产油对比 Fig. 14 Comparison of cumulative oil production at different injection time

在注采平衡且总注气量一致的情况下，设计注采速度为20×10⁴ m³/d，30×10⁴ m³/d，40×10⁴ m³/d，50×10⁴ m³/d，60×10⁴ m³/d进行模拟对比。从增油效果（图 15）看，注采速度越快，累产油就越低，这是由于注采速度越快，就越易形成气窜，致使增油效果变差；从整体看，注采速度对增油影响较小，注采速度为60×10⁴ m³/d时的累产油比注采速度为20×10⁴ m³/d时的累产油仅少1.1%。

图 15

Fig. 15

下载原图 图 15 不同注采速度累产油对比 Fig. 15 Comparison of cumulative oil production at different injection-production rate

在相同的注气速度下，模拟3 a，5 a，7 a，9 a等不同注入时间下的增油效果。模拟结果（图 16a）显示，注入时间越长，注入量越大，累产油就越高，但增长幅度变缓，注入5 a方案与注入3 a相比增油8.7%，而注入9 a方案仅比注入7 a相比增油1.5%。不同注入时间方案的换油率统计结果（图 16b）显示，换油率随注入时间的增加而减小，即随着注气进行，每万方注入气增加的产油收益不断减少，表明最优注入时间（注入量）与储量规模有关，具体还要结合经济效益综合考虑。

图 16

Fig. 16

下载原图 图 16 不同注入时间的开发效果对比 Fig. 16 Comparison of development effects at different injection time

不同的注采开发方式影响凝析油产量，考虑气窜、井网、可行性等因素，设计了持续注采、脉冲注持续采、脉冲异步注采、单井吞吐等不同注采方式的注气开发方案，相关注采参数如表 2所列。

表 2(Table 2)

表 2 不同注采开发方式设计方案参数 Table 2 Design scheme parameters of different injection-production modes 方案编号 注采方案 有效注气时间/a 日注气/（104 m3） 日产气/（104 m3） 总注气量/（108 m3） 10 a累产油/（104 t） 20 a累产油/（104 t） 1 持续注采 5.00 30 30 5.475 99.63 115.58 2 持续注采+脉冲注持续采 持续注1.50；脉冲注1.75 持续注30；脉冲注60 30 5.475 101.17 117.17 3 脉冲注持续采 2.50 60 30 5.475 100.51 116.78 4 脉冲异步注采 5.00 30 30 5.475 77.37 117.36 5 单井吞吐（不焖井） 5.00 30 30 5.475 60.88 101.78 6 单井吞吐（焖井） 5.00 30 30 5.475 60.23 106.93

下载CSV 表 2 不同注采开发方式设计方案参数 Table 2 Design scheme parameters of different injection-production modes

模拟结果（图 17）显示，对于能形成注采井网的井组，虽然脉冲异步注采能较好地防气窜，最终累产油最高，但由于该方案气井采用脉冲式开采，相同采气速度下开发10 a的累产油较低；从全时期增油效果来看（10 a，20 a），脉冲注持续采、持续注采方式更优。方案2则结合了这2种方式的优点，先采用持续注采开发，气井出现气窜后转成脉冲注持续采，既能保证高速注采，也能有效防气窜，开发效果优于脉冲注持续采与持续注采2种方式。

图 17

Fig. 17

下载原图 图 17 不同注采开发方式累产油对比 Fig. 17 Comparison of cumulative oil production with different injection-production modes

对于不能形成注采井网的孤立井，单井吞吐注气开发方式（周期3个月）能起到较好的补能增油效果，累产油较衰竭式开发增加了35.3%，考虑在吞吐期间多焖井1个月，累产油较不焖井的方案增加了4.8%。由此可见焖井有助于注入轻烃与气藏中的重烃发生更好的混溶、置换作用，从而更有效地实现增油。

注入部位一般是相对的，如相对高部位与相对低部位。考虑缝洞型储层的特点，针对气井不同的部署位置，设计不同注气井位置方案进行模拟对比。

当气井部署于溶洞低部位时（图 18），不同注入部位方案模拟结果（图 19）显示，高位注比低位注增油效果更好，与传统部署井网的认知相符，由于注入干气与气藏湿气的重力分异作用，采用“高注低采”的方式更利于气顶驱的形成；洞内注的方案优于洞外注的方案，这是由于注入干气的强流动性和强驱替能力，洞外注易将油组分沿裂缝等高渗通道驱至远井带，停注后随压力降低析出、沉降而无法采出，而洞内注则更易使注入气作用于洞内的主要储量，将主要储量定向驱出。

图 18

Fig. 18

下载原图 图 18 采气井在低位时不同注入部位示意图 Fig. 18 Schematic diagram of different injection sites of production well at low positions

图 19

Fig. 19

下载原图 图 19 采气井在低位时不同注入部位累产油对比 Fig. 19 Comparison of cumulative oil production of different injection sites with production well at low positions

当气井部署于溶洞高部位时（图 20），由模拟结果（图 21）可知，在低位注气比高位注气效果好，累产油较高位注增加了13.3%，与传统高位注气效果好的认知矛盾，这是由于注气井和采出井均位于高位时，更容易发生气窜而造成无效注气循环，而“低注高采”能保证注采井有一定的高度差，注入气除不易气窜外，还能起到对洞内储量定向驱替效果。

图 20

Fig. 20

下载原图 图 20 采气井在高位时不同注入部位示意图 Fig. 20 Schematic diagram of different injection sites of production well at high positions

图 21

Fig. 21

下载原图 图 21 采气井在高位时不同注入部位累产油对比 Fig. 21 Comparison of cumulative oil production of different injection sites with production well at high positions

（1）反凝析、应力敏感是影响断控缝洞型凝析气藏衰竭开发效果的两大因素，2种作用共同影响稳产时间、气油比、动用储量等参数，使开发效果变差，高采速下压敏作用对产量影响更为明显。

（2）对于注气保压，注CH₄有较好的混溶能力，易形成重力超覆气顶驱，增油效果最好；对于注水保压，相渗直接影响开发效果，裂缝水相相对渗透率越大，更易形成裂缝性见水，开发效果差。

（3）过早注气会压缩油组分在衰竭阶段的采出空间，过晚注气会造成油析出损失，在露点上附近存在最优注入时机，应结合井网、井距等综合确定。

（4）注采速度越快，累产油就越少，但影响不大；注入时间越长，累产油就越多，但增长幅度变缓；注气换油率随着注入气量的增加不断减少，应结合储量规模、地面配套、经济效益等综合确定注采速度和注入时间。

（5）对能形成注采井网的井组，先持续注采，气窜后转脉冲注持续采增油效果最好，既保证了高速开发，也能有效防气窜；对不能形成注采井网的孤立井，单井注气吞吐开采方式可达到较好补能增油效果。

（6）最佳注入部位与储集体分布、连通性、采出井的位置等因素有关，设计注气井时，应尽可能将注气井和采出井部署在同一洞内，同时要保证它们之间有足够距离，有利于对洞内储量的定向驱替，提高波及范围，防止气窜。