超臨界二氧化碳解除近井地帶反凝析傷害技術(shù)研究

韓 睿， 何永志， 白景彪， 馮大強， 王 強， 白 靖, 賈正良

1桂林理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院 2中國石油華北油田分公司第五采油廠 3中國石油長慶油田分公司第五采油廠 4中國石油青海油田分公司鉆采工藝研究院 5中國石油青海油田分公司井下作業(yè)公司生產(chǎn)指揮中心 6中國石油青海油田分公司采油三廠 7中國石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

對于衰竭開發(fā)的凝析氣藏，當?shù)貙訅毫档椭馏w系流體露點壓力以下時，體系就會出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，氣相中的重組分會析出并形成凝析油[1]。析出的凝析油不會立即在井口產(chǎn)出，而是吸附在多孔介質(zhì)孔隙表面，或是進入儲層微小的孔隙空間，從而減少氣相有效的流動空間，甚至堵塞氣相的流動通道，最終導(dǎo)致氣井產(chǎn)能降低[2- 3]。要解除反凝析傷害，首先要對反凝析傷害程度有清楚的認識。目前國內(nèi)外研究反凝析傷害評價普遍采用氣藏工程計算法、室內(nèi)長巖心衰竭實驗法、試井解釋法及數(shù)值模擬法等[4]方法。研究發(fā)現(xiàn)，采用衰竭方式開發(fā)的凝析油在儲集層內(nèi)一般呈不流動狀態(tài)，損失率可達50%～60%以上[5- 6]。

解除反凝析傷害的方法有注單一氣法(干氣、富氣、氮氣、CO2等)、注混合氣法、脈沖排液法等。解除反凝析傷害的機理主要分為兩類：一是將凝析油反蒸發(fā)進入凝析氣，解除反凝析傷害，從而提高凝析油采收率，如注CO2法；二是從解除反凝析油堵塞的角度考慮解除反凝析傷害，如水力壓裂法[7- 9]。通過前人研究發(fā)現(xiàn)[10- 12]，CO2的化學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定且具有較高的溶解度和流動性，當凝析氣藏注入CO2不僅能保持地層壓力，而且CO2在原油中溶解度較大，具有較強抽提烴類物質(zhì)和降低凝析氣露點壓力的能力。此外，CO2還易溶于水且溶解于水后略呈酸性，這種酸化作用有助于解除地層堵塞，提高儲層滲透性。

因此，本文針對塔里木油田庫牙哈凝析氣藏凝析油產(chǎn)量遞減快的問題，以某典型井為例，開展氣藏反凝析解堵室內(nèi)實驗，弄清地層流體反凝析規(guī)律和凝析油分布特征，依據(jù)實驗結(jié)果，在現(xiàn)場實施注CO2解堵提高單井產(chǎn)能試驗，為該地區(qū)制訂解除反凝析傷害和提高凝析油產(chǎn)量方案提供技術(shù)支撐。

1 凝析氣藏特征

該凝析油氣藏面積500 km2，含油氣井段為5 500～5 700 m，平均滲透率為14～27 mD，平均孔隙度為14.7%～16.2%，地層壓力為58.16 MPa，露點壓力為51.95 MPa，壓力系數(shù)1.1，地層溫度128.1 ℃。凝析油含量為334.8 g/m3，凝析油密度平均0.79 g/cm3。地層水密度平均1.16 g/cm3,礦化度247 154～403 710 ppm，水型為CaCl2，屬封閉型地層水。

目前地層壓力已降至31 MPa，氣藏單井產(chǎn)能已由開發(fā)初期的329 t/d降至14 t/d，下降幅度高達95.74%,現(xiàn)場急需解除反凝析傷害提高凝析油氣采收率的措施。

2 室內(nèi)試驗

以長巖心衰竭實驗?zāi)M評價巖心反凝析傷害程度，通過注入CO2利用其超臨態(tài)特征解除部分傷害，基于實驗數(shù)據(jù)評價反凝析傷害和超臨界CO2解除反凝析傷害規(guī)律，得到CO2的注采周期參數(shù)，為超臨界CO2解除近井地帶反凝析傷害技術(shù)提供室內(nèi)實驗依據(jù)，并指導(dǎo)現(xiàn)場試驗。

2.1 實驗參數(shù)

以該氣藏H5井為研究對象，選取具有代表性的10塊巖心，利用巖心排序法，將巖心從出口端到入口端進行排序，巖心平均長度為6.521 cm，平均直徑為2.488 cm，平均孔隙度為15.71%，平均滲透率為20.52 mD。當溫度壓力超過臨界條件時，CO2將處于超臨界狀態(tài)，性質(zhì)介于氣態(tài)和液態(tài)之間，其黏度近似于氣態(tài)，密度近似于液態(tài)。

2.2 實驗裝置

長巖心衰竭實驗設(shè)備包括長巖心夾持器、配樣器、烘箱、驅(qū)替泵、真空泵、中間容器、圍壓泵、回壓閥、加熱帶、液氮降溫設(shè)備、全自動氣量儀、密度檢測儀等，見圖1。烘箱可根據(jù)實驗條件調(diào)節(jié)實驗溫度，放置長巖心夾持器，通過巖心夾持器將外界的溫度和壓力傳遞至實驗巖心。配樣器利用相態(tài)恢復(fù)理論配制實驗樣品。中間容器儲存實驗樣品，一端與驅(qū)替泵連接，另一端與長巖心夾持器連接，利用驅(qū)替泵將樣品驅(qū)替進入巖心中；圍壓泵和和回壓泵提供圍壓和回壓，圍壓模擬實際儲層上覆巖層壓力，回壓用以控制實驗巖心孔隙壓力。液氮降溫設(shè)備將實驗出口端采出的流體進行氣液分離，分離后的液體利用密度檢測儀可知其密度，氣體進入全自動氣量儀，可計量采出氣體量。

圖1 長巖心衰竭實驗流程圖

2.3 實驗過程

2.3.1 反凝析傷害實驗

通過長巖心衰竭實驗?zāi)M近井地帶的反凝析傷害情況，采用聯(lián)合降壓的方式，測試不同反凝析階段氣相滲透率大小來反映反凝析對儲層造成的傷害程度。

(1)將巖心抽真空后建立束縛水飽和度，測量巖心的氣相滲透率。

(2)將巖心按順序裝入膠筒后放入長巖心夾持器，連接實驗設(shè)備，建立實驗溫度和壓力條件。

(3)控制回壓略高于露點壓力，打開出口端閥門，用凝析氣以幾倍于孔隙體積的量進行驅(qū)替，置換出可流動地層水。當出口端不出水時，測試長巖心的氣相滲透率。

(4)通過控制入口壓力和回壓閥壓力,模擬儲層實際開發(fā)壓力變化。記錄每一個出口壓力點穩(wěn)定后的出口流量、時間、入口壓力、出口壓力。

(5)在不同衰竭壓力條件下得到凝析氣的有效滲透率，用于評價反凝析傷害造成的傷害程度。

2.3.2 注CO2解除反凝析傷害實驗

(1)按照反凝析傷害實驗步驟(1)～(3)將巖心飽和凝析氣，然后入口端連接CO2樣品，控制回壓閥壓力低于露點壓力，使長巖心內(nèi)壓力恢復(fù)至48 MPa，保證凝析氣開始反凝析；

(2)然后關(guān)閉出口和入口，燜至壓力逐漸穩(wěn)定后開始衰竭開采，和反凝析傷害實驗步驟(4)一樣，記錄每一個出口壓力點穩(wěn)定后的出口流量、時間、入口壓力、出口壓力；測試采收率與采出程度，此為一個注采周期。

(3)重復(fù)實驗周期，直至壓力降低至目前地層壓力，得到巖心注CO2條件下凝析氣的有效滲透率，用于評價注CO2解除反凝析傷害。

2.4 實驗結(jié)果

以上述實驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分析反凝析傷害情況和注CO2解除反凝析傷害情況，研究結(jié)果如下。

2.4.1 氣測滲透率變化

由圖2可知，當?shù)貙訅毫Υ笥诼饵c壓力時，氣測滲透率快速下降。當壓力進一步下降時析出凝析油，凝析油達到最小流動飽和度之前不流動，儲層含油飽和度一直升高。氣體的流動通道越來越小，流動阻力越來越大，氣測滲透率持續(xù)降低。壓力降低后對近井的傷害達到約37%。注CO2前31 MPa時滲透率為7.28 mD，注CO2后31 MPa壓力級下滲透率為9.21 mD，說明在體系低于露點壓力后，析出凝析油具有阻礙凝析氣流動作用，而注CO2可以有效解除該類凝析油傷害。

圖2 不同衰竭壓力條件下巖心氣測滲透率變化曲線

2.4.2 反凝析規(guī)律和凝析油分布特征

由圖3可知，當長巖心出口端壓力從原始地層壓力降低至體系露點壓力時，開始有凝析油析出，并在最大反凝析壓力點達到最大值，隨著壓力降低反凝析液量逐漸降低，而注入CO2后反凝析液量趨勢線明顯低于衰竭式開發(fā)，說明注入CO2后體系露點壓力和反凝析液量有明顯的降低。

圖3 不同衰竭壓力條件下巖心反凝析液量變化曲線

2.4.3 注CO2解除反凝析傷害實驗結(jié)果

由圖4可知，注入CO2解除反凝析傷害，一次注采周期過后，凝析油采收率達到了30.68%，二次注采周期過后，凝析油采收率最終達到了32.62%。注采兩個周期后，凝析油飽和度降低了3.306%。

圖4 注入CO2解除反凝析后的凝析油采收率

2.4.4 注采周期參數(shù)優(yōu)選

以上述實驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，用數(shù)值模擬技術(shù)對H5井進行注CO2吞吐生產(chǎn)模擬，確定最優(yōu)的CO2注入量、注氣速度、燜井時間和生產(chǎn)速度等。由圖5可知，井筒附近的凝析油飽和度先升高后稍有降低，而遠井地帶的凝析油飽和度呈不斷升高趨勢，發(fā)生反凝析的距離也不斷向地層深部推進。相對的，近井地帶的氣相相對滲透率遠低于地層深部的氣相相對滲透率。H5井近井10～15 m范圍存在較為明顯的反凝析傷害，井筒附近凝析油飽和度達0.5左右。

圖5 H5井凝析油飽和度和氣相相對滲透率分布剖面圖

采用徑向解堵用液量公式(1)進一步確定CO2的注入量。

V=πr2hΦ(1-So+SoR)

(1)

式中：V—CO2注入量，t；r—解堵半徑，m；h—儲層有效厚度，m；Φ—孔隙度，%；So—含油飽和度，%；R—采出程度，%。

H5井解堵半徑13 m，儲層有效厚為6 m，孔隙度15.5%，So含油飽和度50%，采出程度10%，根據(jù)公式計算出的CO2的注入量為260 t。根據(jù)CMG軟件進行敏感性分析，得出適合H5井的注采周期參數(shù)，注氣量260 t，注入速度260 t/d，燜井時間4～8 d，采氣速度3×104m3/d。

3 現(xiàn)場試驗

H5井已經(jīng)出現(xiàn)嚴重反凝析現(xiàn)象，導(dǎo)致近井地帶凝析油堆積堵塞，采取注CO2解堵工藝措施，解除近井地帶凝析油堵塞，恢復(fù)產(chǎn)氣通道滲流性，實現(xiàn)產(chǎn)能的恢復(fù)和提升。現(xiàn)場實驗過程：通過槽車將液態(tài)CO2倒運至現(xiàn)場儲存罐；將儲存罐的液相接口與喂液泵連接，喂液泵給注氣泵供液，經(jīng)注氣泵增壓后輸送至配氣閥；由配氣閥組分流到各注氣井。同時，在注氣泵、喂液泵出口安裝了回流管線，在儲存罐上并聯(lián)貯槽自增壓器，使儲存罐內(nèi)壓力相對穩(wěn)定，保證連續(xù)注入CO2。工藝流程見圖6。

圖6 CO2注氣工藝流程圖

施工油管串結(jié)構(gòu)：油管掛+油管+第一級ZBT氣舉閥+油管+第二級ZBT(零平衡)氣舉閥+油管+第三級ZBT氣舉閥+油管+第四級ZBT氣舉閥+油管+第五級ZBT氣舉閥+油管+油管鞋，共5595.18 m，管串內(nèi)容積為18.21 m3，環(huán)空容積為86.73 m3,施工井段為5 595～5 601 m。施工情況見表1。

表1 H5井施工情況表

通過對比H5井作業(yè)前后生產(chǎn)動態(tài)，作業(yè)后，日產(chǎn)氣7 689 m3↗16 522 m3，日產(chǎn)油12.36 t↗26.56 t，日產(chǎn)水2.64 t↗ 3.44 t，產(chǎn)油量提升215%，說明注CO2解堵現(xiàn)場試驗成功。該技術(shù)推廣應(yīng)用于該氣藏其他5口單井，應(yīng)用結(jié)果見表2，由表2可以看出注CO2解堵后，單井產(chǎn)能有了明顯提高，平均提高2.92倍，下一步將應(yīng)用到更多同類型的氣藏中。

表2 X氣藏5口單井注入CO2前后生產(chǎn)動態(tài)對比

4 結(jié)論

(1)通過室內(nèi)長巖心衰竭實驗?zāi)M氣藏開發(fā)過程，研究凝析氣藏某典型井的地層流體反凝析規(guī)律和凝析油分布特征，結(jié)果顯示近井10～15 m范圍存在較為明顯的反凝析傷害，井筒附近凝析油飽和度達50%左右，因此本井重點為解除反凝析傷害；再通過注CO2解除反凝析傷害實驗，定量評價CO2解除傷害程度，結(jié)果顯示通過注入CO2解除反凝析傷害，一次注采周期過后，凝析油采收率達到了30.68%左右，二次注采周期過后，凝析油采收率最終達到了32.62%左右。注采兩個周期后，凝析油飽和度降低了3.306%。結(jié)合數(shù)值模擬技術(shù)進行注CO2吞吐生產(chǎn)模擬，優(yōu)選注采周期參數(shù)，并在典型井進行現(xiàn)場試驗，得到研究區(qū)注CO2解堵工藝技術(shù)施工參數(shù)。

(2)該技術(shù)推廣應(yīng)用于凝析氣藏其他單井,日產(chǎn)油平均提高2.92倍，該技術(shù)具有較好的適用性，為地區(qū)制訂解除氣藏反凝析傷害、提高凝析油產(chǎn)量方案提供技術(shù)支撐。