致密砂巖氣藏反凝析傷害及開(kāi)采對(duì)策研究

李 鳳，張本艷，朱 婧

中國(guó)石化西南油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，四川 成都610041

引言

在氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c(diǎn)壓力后，地層流體中的重質(zhì)組分相態(tài)發(fā)生變化，以凝析油的形式析出，附著在儲(chǔ)層巖石表面，造成氣相有效滲透率降低的現(xiàn)象即為反凝析傷害。凝析油的產(chǎn)出使得原本就非常小的儲(chǔ)層孔隙喉道變得更加堵塞，從而降低氣井產(chǎn)能，嚴(yán)重的甚至出現(xiàn)液鎖傷害導(dǎo)致氣井停產(chǎn)[1-3]。國(guó)內(nèi)外學(xué)者針對(duì)氣藏反凝析傷害已有不少研究，但多針對(duì)蘇里格、塔里木地區(qū)凝析油氣藏，評(píng)價(jià)反凝析傷害的方法主要是長(zhǎng)巖芯驅(qū)替和單井?dāng)?shù)值模擬。針對(duì)凝析氣藏開(kāi)發(fā)，常見(jiàn)開(kāi)采方式有保壓開(kāi)采和衰竭式開(kāi)采，前者適用于凝析油含量較高氣藏，后者適用于凝析油含量較低的氣藏。而對(duì)于已產(chǎn)生反凝析傷害的氣井，通常采用注干氣吞吐、脈沖排液、重復(fù)壓裂等方式以解除傷害，但在低含凝析油氣藏適用性并不高[4-8]。中江沙溪廟組氣藏作為川西氣田典型致密砂巖氣藏，隨著氣藏的不斷開(kāi)發(fā)，凝析油產(chǎn)量逐漸攀升，反凝析傷害也愈發(fā)不可忽視，部分氣井受凝析油影響，產(chǎn)量快速遞減，甚至為零，亟需開(kāi)展反凝析傷害評(píng)價(jià)，提出解決辦法。本文以中江沙溪廟組氣藏為研究對(duì)象，提取現(xiàn)場(chǎng)典型井井流物，基于PVT高壓物性實(shí)驗(yàn)，采用真實(shí)巖芯開(kāi)展長(zhǎng)巖芯傷害實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬分析等研究[9-10]，明確致密砂巖氣藏反凝析傷害特征，提出合理開(kāi)采對(duì)策，為氣藏進(jìn)一步高效開(kāi)發(fā)提供支撐。

1 氣藏概況

中江氣田沙溪廟組氣藏處于四川盆地川西拗陷中段東部斜坡與川中古隆起的過(guò)渡帶上，埋深2 000～3 500 m，沙溪廟組自下而上發(fā)育有18 套小層砂體（上沙12 套小層砂體，下沙6 套小層砂體），小層砂體厚度在1～39 m，區(qū)內(nèi)砂體整體從北東向南西延伸，以河道砂沉積為主，多期河道縱橫向交錯(cuò)疊置，平面上沿河道呈條帶狀，垂直河道呈透鏡狀展布，具有河道眾多、單河道窄、物性差異大的特點(diǎn)[11]。平均孔隙度8.07%，平均滲透率0.20 mD，各氣層物性差異顯著（圖1，圖2），屬于低孔、低滲致密砂巖儲(chǔ)層。超過(guò)80%氣井產(chǎn)凝析油，凝析油多以無(wú)色（或淺黃色）、透明為主，平均密度為0.767 g/cm3，其組分以C6C9為主。

圖1 沙溪廟組各氣層孔隙度對(duì)比直方圖Fig.1 Porosity comparison histogram of each sand formation of Shaximiao Formation

圖2 沙溪廟組各氣層滲透率對(duì)比直方圖Fig.2 Permeability comparison histogram of each sand formation of Shaximiao Formation

2 反凝析傷害研究

2.1 PVT 高壓物性實(shí)驗(yàn)

取中江沙溪廟組氣藏典型氣井井流物，利用高溫高壓配樣器按地層溫度84.5°C、地層壓力48.50 MPa 復(fù)配凝析氣樣品，將配樣器中樣品通過(guò)高精度驅(qū)替泵轉(zhuǎn)入DBR-PVT 儀，開(kāi)展恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)，測(cè)定恒定質(zhì)量的凝析氣藏流體樣品的體積與壓力的關(guān)系[12-13]，測(cè)試所得PVT 相圖如圖3 所示。地層壓力由原始地層壓力48.50 MPa 逐漸下降，當(dāng)壓力降低至40.35 MPa 時(shí)，流體相態(tài)發(fā)生變化出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，微小霧狀液滴逐漸出現(xiàn)，且隨著壓力的持續(xù)降低，反凝析液量增加。隨后通過(guò)模擬氣藏衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)程，在多孔介質(zhì)中觀察衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)程流體相態(tài)及反凝析液量變化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4 所示，當(dāng)壓力降低至12.00 MPa 時(shí)，反凝析液量達(dá)到最大值，此時(shí)凝析油飽和度為1.8%，表明氣藏在開(kāi)采過(guò)程中極易出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，地露壓差為8.15 MPa。

圖3 中江氣田氣井井流物PVT 相圖Fig.3 PVT phase diagram of gas well flow in Zhongjiang Gas Field

圖4 定容衰竭過(guò)程反凝析液量飽和度Fig.4 Reverse condensate volume saturation in constant volume depletion process

2.2 反凝析傷害實(shí)驗(yàn)

為評(píng)價(jià)反凝析傷害對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響，開(kāi)展高溫、高壓長(zhǎng)巖芯傷害實(shí)驗(yàn)。將巖芯抽真空，充分飽和地層水，建立束縛水飽和度。在高于露點(diǎn)壓力條件下注入凝析氣，確保凝析氣通過(guò)長(zhǎng)巖芯時(shí)都處于氣相狀態(tài)，通過(guò)控制入口壓力和回壓閥壓力模擬儲(chǔ)層實(shí)際開(kāi)采壓力變化。長(zhǎng)巖芯內(nèi)的壓力從略高于露點(diǎn)壓力開(kāi)始下降，記錄不同出口壓力下長(zhǎng)巖芯滲透率變化情況。

長(zhǎng)巖芯驅(qū)替實(shí)驗(yàn)計(jì)算得到的滲透率傷害率見(jiàn)表1及圖5，當(dāng)壓力從42.00 MPa 降低到8.40 MPa，基質(zhì)巖芯的滲透率由0.060 mD 降為0.043 mD，其傷害程度達(dá)到28.8%左右。裂縫巖芯考慮應(yīng)力敏感影響，分別注入氮?dú)?、樣品氣進(jìn)行傷害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，結(jié)果表明，隨著壓力下降，只考慮應(yīng)力敏感的巖芯滲透率由0.137 mD 降低到0.093 mD；同時(shí)考慮應(yīng)力敏感和反凝析傷害的巖芯，滲透率由0.137 mD 降低到0.079 mD，裂縫巖芯單一反凝析傷害約為12.0%。

圖5 滲透率與衰竭壓力的關(guān)系Fig.5 Relationship between permeability and depletion pressure

表1 反凝析傷害實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.1 Experimental data of reverse condensate damage

實(shí)驗(yàn)表明，反凝析現(xiàn)象對(duì)巖芯滲透率具有較大影響，且對(duì)基質(zhì)的傷害更大，對(duì)考慮壓裂的巖芯傷害相對(duì)較小，表明壓裂改造可以在一定程度上減輕反凝析傷害，在本次研究中壓裂后反凝析傷害減少了約16.8%。衰竭前后氣體組分分析結(jié)果如圖6 所示，反凝析后產(chǎn)出氣樣里面的重質(zhì)組分含量減少，表明在生產(chǎn)過(guò)程中，地層流體中的重質(zhì)組分以凝析油的形式析出，附著在巖石孔隙表面，產(chǎn)出天然氣則以輕質(zhì)組分為主。

圖6 衰竭前后產(chǎn)出氣組分分布情況Fig.6 Distribution of produced gas components before and after failure

2.3 凝析油氣飽和度分布規(guī)律

在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究基礎(chǔ)上，應(yīng)用Eclipse-PVTi 前處理模塊，進(jìn)行氣藏流體相態(tài)擬合，隨后在儲(chǔ)層測(cè)井解釋、流體PVTi 相態(tài)分析、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料及單井歷史擬合基礎(chǔ)上，建立凝析氣井開(kāi)發(fā)機(jī)理模型，通過(guò)數(shù)值模擬來(lái)認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層條件下凝析氣藏的基本滲流規(guī)律。數(shù)值模擬網(wǎng)格數(shù)為201×151×1，水平井長(zhǎng)度800 m，壓裂10 段，裂縫半長(zhǎng)80 m，無(wú)限導(dǎo)流裂縫，水平井兩端各385 m，機(jī)理模型儲(chǔ)層基礎(chǔ)參數(shù)見(jiàn)表2。

表2 凝析氣井機(jī)理模型儲(chǔ)層基礎(chǔ)參數(shù)Tab.2 Basic reservoir parameters for mechanism model of condensate gas well

直井、壓裂直井、水平井和壓裂水平井生產(chǎn)10 a的含油、含氣飽和度分布如圖7、圖8 所示。隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，近井周?chē)鷫毫眲〗档?，形成明顯的壓降漏斗，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c(diǎn)壓力時(shí)，氣藏會(huì)發(fā)生反凝析作用析出凝析油。對(duì)于基質(zhì)滲透率為0.2 mD和0.8 mD 的儲(chǔ)層，生產(chǎn)10 a 后，直井的含油飽和度最大值分別為16.0%和13.2%，含氣飽和度最小值分別為44.6%和47.3%，壓裂直井的含油飽和度最大值分別為20.0%和19.6%，含氣飽和度最小值為40.2%和40.9%，水平井的含油飽和度最大值分別為20.0% 和19.7%，含氣飽和度最小值分別為40.4%和40.5%，壓裂水平井的含油飽和度最大值分別為19.7% 和19.6%，含氣飽和度最小值分別為40.7%和40.7%。反凝析油量與氣井產(chǎn)能呈正相關(guān)，氣井產(chǎn)能越高，析出凝析油液量越高。直井由于初期產(chǎn)能較低，反凝析現(xiàn)象并不明顯，而壓裂直井經(jīng)壓裂改造后，產(chǎn)能大幅提升，生產(chǎn)過(guò)程中壓降明顯，反凝析傷害最為嚴(yán)重，壓裂水平井反凝析傷害低于水平井。

圖7 不同開(kāi)發(fā)井型生產(chǎn)10 a 含油飽和度分布Fig.7 Distribution of oil saturation in 10 years of production of different development well types

圖8 不同開(kāi)發(fā)井型生產(chǎn)10 a 含氣飽和度分布Fig.8 Distribution of gas saturation in 10 years of production of different development well types

2.4 反凝析傷害對(duì)氣井產(chǎn)能的影響

為分析氣藏反凝析對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響，對(duì)比組分模型油氣水三相滲流與黑油模型氣水兩相滲流的開(kāi)發(fā)效果，對(duì)比兩種開(kāi)發(fā)方式氣井生產(chǎn)10 a 的累計(jì)產(chǎn)量，評(píng)價(jià)油氣水三相滲流引起的累計(jì)產(chǎn)量損失[14]。

圖9a 為兩種模型在相同滲透率下累產(chǎn)降低產(chǎn)量與井型變化關(guān)系。圖9b 為在相同滲透率下，累產(chǎn)降低量與組分模型計(jì)算累產(chǎn)比值隨井型變化關(guān)系，結(jié)果表明，氣井產(chǎn)能受反凝析傷害影響明顯，氣藏反凝析對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能影響最小，不同滲透率條件下10 a 累產(chǎn)降低（1 996.85～3 875.05）×104m3，10 a 累計(jì)產(chǎn)量降低程度0.87%～1.07%，氣藏反凝析對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能影響最小，其次為壓裂直井、直井及水平井，儲(chǔ)層滲透率越高，氣藏反凝析對(duì)氣井產(chǎn)能影響越小。壓裂改造可改善近井區(qū)域滲流條件，提高地層流體滲流能力，對(duì)于同類(lèi)型氣井，壓裂改造后受反凝析傷害影響相對(duì)更小，能有效降低反凝析傷害。

圖9 組分模擬與黑油模擬結(jié)果對(duì)比Fig.9 Comparison of component simulation and black oil simulation results

3 反凝析氣藏開(kāi)采對(duì)策

3.1 氣藏開(kāi)發(fā)方式

目前，國(guó)內(nèi)外針對(duì)凝析油氣藏多采用保壓開(kāi)采方式開(kāi)采，尤其是凝析油含量較高的氣藏，而對(duì)于凝析油含量較低的氣藏，地層中反凝析出的最高凝析油飽和度常低于流動(dòng)的臨界值，在儲(chǔ)集層內(nèi)一般呈不流動(dòng)狀態(tài)，因此，采用衰竭式開(kāi)發(fā)方式更為經(jīng)濟(jì)可行[15-17]。

中江沙溪廟組氣藏氣井油氣比分布如圖10所示，油氣比主要分布在0～90 g/m3，平均油氣比28 g/m3，低于實(shí)驗(yàn)樣品流體，根據(jù)國(guó)內(nèi)外普遍應(yīng)用的油氣藏分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)及凝析氣藏分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，中江沙溪廟組氣藏為低含凝析油氣藏，采用衰竭式開(kāi)發(fā)方式更為合適。氣井在生產(chǎn)過(guò)程中需要合理控制采氣速度，在露點(diǎn)壓力以上獲得更大的采出程度[18-20]?，F(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)表明，部分氣井在開(kāi)發(fā)生產(chǎn)過(guò)程中采取提產(chǎn)、關(guān)井等措施后會(huì)出現(xiàn)產(chǎn)氣量陡然下降的現(xiàn)象，如JS203-6HF 井從4.8×104m3/d 調(diào)整至7.2×104m3/d，出現(xiàn)了壓力、產(chǎn)氣、產(chǎn)液三重遞減的情況，預(yù)測(cè)單井可采儲(chǔ)量下降31%。這是由于氣井生產(chǎn)壓差驟然增加，反凝析出的凝析油量增大，對(duì)于低壓低產(chǎn)井由于產(chǎn)氣量較低，無(wú)法將凝析油全部帶出，從而在近井帶出現(xiàn)凝析油堆積，最終影響氣井生產(chǎn)，因此，在氣井開(kāi)發(fā)生產(chǎn)過(guò)程中應(yīng)盡量避免關(guān)井、提產(chǎn)等操作。

圖10 中江氣田單井油氣比分布Fig.10 Oil gas ratio distribution of single well in Zhongjiang Gas Field

3.2 排油采氣工藝

隨著氣井的不斷開(kāi)采，氣井壓力產(chǎn)量降低，進(jìn)入低壓低產(chǎn)階段，近井筒地帶析出的凝析油難以排出，需要介入泡排工藝、柱塞氣舉等工藝，以排出井筒積液。

3.2.1 泡排工藝

泡排工藝作為一種極為經(jīng)濟(jì)有效的工藝，已在各大氣田廣泛應(yīng)用，針對(duì)產(chǎn)水氣井具有顯著的維護(hù)效果，而針對(duì)產(chǎn)凝析油氣井，常規(guī)泡排藥劑見(jiàn)效甚微[20-21]。結(jié)合中江氣田凝析油特征及生產(chǎn)規(guī)律，對(duì)比各類(lèi)抗油泡排劑泡排參數(shù)，優(yōu)選出SP-7 抗油泡排劑，并分析在不同含油率情況下，泡排藥劑最佳使用濃度（表3）。

表3 抗油泡排劑參數(shù)優(yōu)化實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Tab.3 Experimental data of parameter optimization of anti oil foam scavenger

針對(duì)不同產(chǎn)油量氣井，采取不同濃度抗油泡排劑進(jìn)行維護(hù)，且持續(xù)跟蹤氣井排液情況，優(yōu)化加藥頻次，形成“一井一策”維護(hù)措施。JS203-6HF 井進(jìn)入低產(chǎn)階段后氣井排液困難，該井產(chǎn)液中凝析油含量達(dá)到60%，前期主要采用關(guān)井復(fù)壓進(jìn)行排液，后期介入SP-7 泡排維護(hù)后，氣井油套壓差由優(yōu)化前的4 MPa 逐漸降低至1 MPa 以內(nèi)，下降了30%，日產(chǎn)氣量由0.46×104m3上漲至0.85×104m3，產(chǎn)氣量增幅為85%，排液量增幅為21%～33%，且產(chǎn)氣量及排液量穩(wěn)定，生產(chǎn)平穩(wěn)，結(jié)果如圖11 所示，表明優(yōu)化泡排維護(hù)后對(duì)產(chǎn)凝析油氣井起到較好的排液增氣效果。

圖11 JS203-6HF 井綜合采氣曲線Fig.11 Comprehensive gas production curve of Well JS203–6

3.2.2 柱塞氣舉工藝

柱塞氣舉是利用儲(chǔ)層自身能力，在低于臨界攜液流量的條件下，推動(dòng)柱塞在油管內(nèi)進(jìn)行周期性上下往復(fù)運(yùn)動(dòng)，從而達(dá)到排出井筒積液的目的，具有氣量低、舉升效率高、自動(dòng)化程度高的優(yōu)點(diǎn)。針對(duì)儲(chǔ)層物性差但地層能量充足的高壓低產(chǎn)氣井，通過(guò)優(yōu)化柱塞運(yùn)行頻率與關(guān)井時(shí)間，以達(dá)到排出井筒積液的目的[22-23]。

GS301-1、GM33-3 兩口井均為產(chǎn)凝析油氣井，后期由于排液困難，生產(chǎn)受阻，通過(guò)分析發(fā)現(xiàn)，兩口井關(guān)井后壓力恢復(fù)較快，但開(kāi)井后產(chǎn)量下降快，分析認(rèn)為，可將油套環(huán)空高壓氣作為柱塞舉升的主要能量來(lái)源優(yōu)化柱塞運(yùn)行制度（表4，圖12）。實(shí)施效果表明，兩口井開(kāi)展柱塞氣舉維護(hù)后，油套壓差降低至0.2～0.8 MPa，井筒積液明顯減少，產(chǎn)量波動(dòng)減小，日產(chǎn)液穩(wěn)定，排液效果顯著。

圖12 GM33-3 井生產(chǎn)曲線Fig.12 Comprehensive gas production curve of Well GM33–3

表4 氣井柱塞氣舉參數(shù)運(yùn)行模板Tab.4 Operation template of gas well plunger gas lift parameters

4 結(jié)論

（1）根據(jù)中江沙溪廟組氣藏油氣相態(tài)變化特征研究，當(dāng)壓力降低至露點(diǎn)壓力（40.35 MPa）時(shí)，地層開(kāi)始出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，地露壓差8.15 MPa，析出凝析油含油飽和度最高為1.8%，井筒附近壓力極易降到露點(diǎn)壓力之下，反凝析現(xiàn)象更為嚴(yán)重。

（2）對(duì)于基質(zhì)巖芯反凝析傷害為28.8%，壓裂后反凝析傷害減少了約16.8%，壓裂改造工藝能有效降低氣藏反凝析傷害，儲(chǔ)層滲透率越高，氣藏反凝析對(duì)氣井產(chǎn)能影響越小。

（3）中江沙溪廟組氣藏屬低含凝析油氣藏，前期可通過(guò)控制采氣速度，提高露點(diǎn)壓力以上天然氣采出程度，后期可介入泡排、柱塞氣舉等工藝排出井筒積液，確保氣井穩(wěn)定。