王彬，杜建芬，劉奇，張藝，李道清，王泉

（1.中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依83400；2.西南石油大學 特殊氣藏開發(fā)國家重點實驗室，成都 610500）

凝析氣藏兼有油藏和氣藏的雙重特征，在地層溫度和壓力下，流體僅為氣相[1-2]；衰竭式開采過程中，當壓力降到露點壓力以下時，氣藏發(fā)生變化，析出凝析油，部分凝析油難以采出，影響氣藏采收率[3]。多周期注氣吞吐可以有效減少凝析油析出，達到提高采收率的目的[4]。前人對凝析氣藏多周期注采的研究，主要集中于注采過程中流體相態(tài)變化特征[5-7]、相滲變化規(guī)律[8-12]、注采參數(shù)優(yōu)化[13-17]等方面，對于采出流體組成的研究較少。

本文在建立帶油環(huán)氣藏多次注氣吞吐室內物理模擬評價方法的基礎上，開展了凝析氣、油環(huán)油衰竭式開采后注氣吞吐采出流體組分變化的模擬實驗，以確定氣藏多次注氣吞吐采出流體的變化規(guī)律，為研究區(qū)凝析氣藏的開采提供依據(jù)。

1 實驗內容

1.1 實驗設備

實驗設備為加拿大Hycal 長巖心驅替裝置，該設備主要由注入泵系統(tǒng)、中間容器、長巖心夾持器、回壓調節(jié)器、壓差表、控溫系統(tǒng)、液體餾分收集器、氣量計和氣相色譜儀組成。其中，長巖心夾持器是關鍵部分，其主要由長巖心外筒、膠皮套和軸向連接器組成。

1.2 實驗樣品及流體

實驗所用巖心樣品為由2 塊礫巖人造柱塞巖心組合成的1組長巖心，總長度為40.7 cm，平均滲透率為42 mD；實驗注入氣選用甲烷含量為85.11%的氣體。根據(jù)研究區(qū)氣藏凝析氣組分，模擬儲集層溫度76 ℃、壓力36.9 MPa條件下，按凝析油含量79.01 g/m3配制凝析氣；根據(jù)氣藏凝析油組分，模擬儲集層溫度82.3 ℃、壓力38.5 MPa 條件下，按氣油比138 m3/m3、地層油密度0.65 g/cm3配制油環(huán)油。

1.3 實驗方法

1.3.1 凝析氣多次注氣吞吐

將巖心放入夾持器進行清洗、烘干并抽真空，在模擬儲集層溫度76 ℃下，飽和地層水并記錄飽和水量。將壓力升至36.9 MPa，用配制好的凝析氣驅替，直至巖心出口端地層水量為原飽和量的66%（束縛水飽和度約34%）時，形成原始凝析氣。從地層壓力36.9 MPa 開始衰竭式開采，壓力每衰竭2.0 MPa 為一級，直至15.0 MPa停止，記錄每一級衰竭采出油量、氣量及相應壓力。衰竭式開采后開始注氣吞吐，關閉巖心出口端，從入口端注入干氣，當巖心內壓力上升到36.9 MPa 時，停止注氣并關閉巖心入口端。燜井6 h，再將入口端打開進行開采，直到壓力降至15.0 MPa停止，記錄每一級采出油量、氣量及相應壓力，并對采出流體進行色譜分析，至此完成一次注氣吞吐。重復注氣吞吐流程，直至采出流體氣油比穩(wěn)定時結束實驗。

1.3.2 油環(huán)油多次注氣吞吐

將巖心放入夾持器清洗、烘干并抽真空，在模擬儲集層溫度83 ℃下，使巖心飽和地層水。將壓力升至38.5 MPa，用地面脫氣原油驅替出自由水，保留束縛水，束縛水飽和度約46%。用配制地層原油驅替脫氣原油，至巖心出口端采出流體氣油比與配制地層原油一致。從地層壓力為38.5 MPa開始衰竭式開采，每一級壓力衰竭2.0～3.0 MPa，直至壓力為24.5 MPa 時停止，記錄每一級采出油量、氣量及相應壓力。衰竭式開采完畢后開始注氣吞吐，關閉巖心出口端，從入口端注入干氣，當巖心內壓力上升到38.5 MPa 時，停止注氣并關閉巖心入口端。燜井6 h，再將入口端打開進行開采，直到壓力降至24.5 MPa 時停止，記錄每一級采出油量、氣量及相應壓力，并對采出流體進行色譜分析，至此完成一次注氣吞吐。重復注氣吞吐流程，直至采出流體氣油比穩(wěn)定時結束實驗。

在每一級開采時，在出口端用試管收集采出流體，并用液氮冷凝處理，使得凝析油可以快速凝結成液體；出口端的氣體直接用氣量裝置進行收集。衰竭式開采結束后，立即讀取試管刻度以及氣量計示數(shù)，并利用氣相色譜儀進行組分分析。

2 實驗結果分析

2.1 凝析氣衰竭式開采后注氣吞吐實驗

凝析氣衰竭式開采過程中，氣油比起初增大緩慢，之后增幅變大；凝析氣采收率持續(xù)增大，凝析油采收率先迅速增大后趨于平緩，最終穩(wěn)定至約19.4%。分析認為是由于隨著衰竭壓力下降，儲集層壓力減小，孔隙體積變大，凝析氣體積增大，析出氣體增多，氣油比增大。當壓力降至露點壓力以下時，開始有凝析油析出，凝析油相較于氣難以流動，并容易吸附在孔隙表面或喉道處，難以采出，而凝析氣受到的阻力較小，比較容易采出。因此，凝析氣采收率持續(xù)增大，凝析油采收率增幅減小，氣油比持續(xù)增大。當壓力衰竭至約15.0 MPa 時，凝析油采收率為19.4%，凝析氣的采收率則達到67.2%。

從凝析氣注氣吞吐實驗結果可以看出：衰竭式開采后，注氣吞吐很快就不再有油產出；4 次注氣吞吐后，凝析油采收率為21.3%，較衰竭式開采僅提高1.9%；平均氣油比持續(xù)增大且增幅較大（圖1）。這是因為原始凝析氣樣品氣油比較大，凝析油含量低。此外，壓力衰竭到露點壓力后，部分凝析油析出，難以開采，故凝析油采收率減小，氣油比增大。4 次注氣吞吐過程中，每次累計產氣量都在5 000 mL 左右，說明每次注入氣量基本一致，注氣效果較好。

衰竭式開采過程中，N2+C1含量增加，C5+含量降低（圖2）；每次注氣吞吐過程中，采出流體的N2+C1含量降低，C2—C4和C5+含量增加。這是由于注入氣體N2+C1含量較凝析氣低，C2—C4和C5+含量較凝析氣高，隨著氣體不斷注入，壓力恢復到地層壓力，孔隙中析出的凝析油又恢復到了氣態(tài)。在燜井過程中，注入氣體與原有的凝析氣由于組分不同，會發(fā)生擴散作用，導致采出流體組分受注入氣組分的影響。隨著注氣吞吐次數(shù)增加，采出流體組分變化幅度越來越小，至第4次注氣吞吐時，采出流體組分趨于穩(wěn)定。衰竭式開采后注氣吞吐凝析油采收率提高1.9%，效果不顯著。

2.2 油環(huán)油衰竭式開采后注氣吞吐實驗

油環(huán)油衰竭式開采初期氣油比變化小，隨后逐漸增大，最終穩(wěn)定在400 mL/mL（圖3a）；原油采收率逐漸增大，衰竭式開采結束時，采收率為14.2%（圖3b）。

從30次注氣吞吐實驗結果可知，氣油比在前4次注氣吞吐穩(wěn)定在4 000 mL/mL 左右，之后明顯增大，到第9 次注氣吞吐氣油比約50 000 mL/mL，之后在50 000 mL/mL 左右波動（圖3a）。衰竭式開采最初的3 個壓力點氣油比穩(wěn)定而后增大，這是因為壓力大于泡點壓力時，儲集層內流體狀態(tài)幾乎無變化，氣體滑脫效應相較于液體不明顯，容易采出，氣油比輕微上升。當壓力逐漸減小到泡點壓力后，儲集層內流體發(fā)生相態(tài)變化，一部分凝析油轉變?yōu)槟鰵猓瑲庥捅仍龃?。且隨著壓力降低，析出的氣量增大，氣油比增大，而注氣吞吐次數(shù)增加，使巖心內流體組分差異減小，氣油比趨于穩(wěn)定。

衰竭式開采的原油采收率僅為14.2%，注氣吞吐30 次后，原油采收率增大10.3%，前5 次注氣吞吐提高采收率較明顯，隨后采收率曲線趨于平緩（圖3b）。

油環(huán)油注氣吞吐產出流體的N2+C1含量明顯增加，C2—C6和C7+含量明顯減少，說明注入氣對油環(huán)油的組分產生了影響。隨著注氣吞吐次數(shù)增加，采出流體組成變化幅度逐漸減小，注氣吞吐達到9 次時，采出流體組成已趨于穩(wěn)定，N2+C1含量約88%，C2—C6含量約11%，C7+含量約0.2%（圖3c）。

3 結論

（1）凝析氣藏衰竭式開采后注氣吞吐至第4 次就不產油，且隨注氣吞吐次數(shù)增加，N2+C1含量降低，C5+含量增加；凝析油采收率增大1.9%，增加效果不顯著。

（2）油環(huán)油衰竭式開采原油采收率為14.2%，其后注氣吞吐開采30 次原油采收率增大10.3%，前5 次注氣吞吐提高原油采收率效果較好，注氣吞吐達9 次時，采出流體組成已趨于穩(wěn)定。

（3）油環(huán)油注氣吞吐開采的N2+C1含量增加，而C2—C6和C7+含量減少，說明在注氣燜井后，注入氣對油環(huán)油的組分產生了影響。