大涝坝气田循环注气开发项目即将投入实施

2010-01-20　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

[中国石化新闻网2010年1月18日] 从过去的衰竭式开采，改变为注气开采，大涝坝凝析气田最终采收率预计可提高34.54个百分点。”雅克拉采气厂总地质师赵习森如是说。

近日，由西北油田分公司提交的《大涝坝凝析气田循环注气方案》在北京通过了中国石化专家组评审，该项目将很快进入到现场试验阶段。据了解，这也是中石化首个正式投入实施的凝析气田注气开发项目，具有重要的先导性意义。

迄今为止，中石化所属西北油田分公司、胜利油田分公司、中原油田分公司等均有凝析气田投入开发。而对于西北油田分公司2005年投入开发的大涝坝凝析气田为简单的背斜构造，储层连通性好，储层物性好，属于高含凝析油型凝析气田，油气储量丰富，且凝析油价值非常高。经过近5年的衰竭式开采，大涝坝凝析气田表现出高含凝析油凝析气藏衰竭开采，产量、压力递减快的特征，严重影响采收率。在目前下游天然气用户有限的条件下，气田天然气产量存在较大的富余，无疑就形成了一定程度上的资源浪费。鉴于此，为实现多余天然气的有效利用，选择经济合理的开发方式对大涝坝凝析气田实施高效开发，提高气田凝析油的采收率和整体开发效益，成为目前该公司气田开发中迫切需要解决的重要问题。

为此，从2006年开始，西北油田分公司就组织相关技术人员，讨论研究大涝坝凝析气田合理的开发政策，并通过立项、申报、评审取得了中石化先导项目——《深层凝析气藏提高采收率可行性研究》项目。在项目研究中，他们先后完成了以下九个方面的专题研究内容：凝析气田地质特征、注气适宜度评价、早期开发动态及潜力分析、相态特征评价、多相流体渗流机理研究、开发对策气藏工程分析、开发对策数值模拟研究、注气工艺技术建议以及经济评价，较为全面的论证了大涝坝凝析气田循环注气的必要性和可行性。

2009年，西北油田分公司重点开展了《大涝坝凝析气田循环注气方案》研究，通过大量的科学实验、分析研究，并调研了国内外同类型气田开发方式的实例，总结得到：按照国内外高含凝析油凝析气藏开发的成功经验并参照我国已制定的凝析气田开发技术标准，对于高含凝析油型的大涝坝凝析气田，因其地露压差小，边水能量弱，采用衰竭式开采方式，生产过程压力下降快，将造成严重反凝析现象而导致大量凝析油滞留在储层岩石孔隙中，使气田凝析油产量明显下降，严重影响凝析油的采收率。通过注气室内实验和室内数值模拟实验结果显示，在循环注气开发方式下，相对于衰竭开采凝析油的最终采收率可提高34.54%，循环注气开发潜力较大。综合经济评价表明，经济效益显著。

据了解，大涝坝凝析气田是目前中石化所属规模较大的整装凝析气田，该气田具有埋藏深、温度压力高、地露压差小、高含蜡、高含二氧化碳、富含气态凝析水、边底水驱等特征，具有其特殊性和复杂性，大涝坝凝析气田自试采以来，已有12年历史，原始资料较为丰富，为循环注气开发的实施提供了良好基础。在该气田衰竭开采采收率低等情况下，循环注气开采方式的实施，无疑使大涝坝凝析气田开发又迎来了新春天。

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