凝析氣藏高壓物性及反凝析污染評價實驗

王威翔，周志軍，張 祺，王勝男，李殊雨

（1.東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶 163318；2.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318；3.大慶第一采油廠第八作業區中心實驗室，黑龍江大慶 163255）

當氣藏處于衰竭開采狀態，由于地層壓力低于露點壓力，流體相態特征會發生改變，導致氣體開始出現反凝析現象。在巖石表面的吸附作用和孔隙通道間的賈敏效應下，凝析油不斷的被吸附和聚集，降低了氣相有效流動空間，導致氣相滲透率和氣藏的生產氣油比迅速增加，致使氣井產能和凝析油采收率大幅降低[1-7]。前人研究表示，反凝析造成的近井地帶堵塞與井底積液會致使氣井過早停噴，廢棄壓力較一般氣藏提高5.00～18.00 MPa[6-10]。

M 區塊屬于中低滲砂巖背斜帶油環凝析氣藏，目前處于開發中后期，隨著油氣的不斷采出，壓力下降明顯，反凝析污染愈發不可忽視。部分氣井因受到反凝析污染導致油氣產量迅速下降，降低反凝析污染措施急需研究與實施[11-12]。本文將以M 區塊典型井組為研究對象，通過高壓物性實驗對凝析氣體系進行相態分析，進而開展長巖心驅替實驗對反凝析污染敏感因素進行評價分析。因此，如何正確表征凝析氣相行為以及評價反凝析污染程度，對于高效開發此類氣藏至關重要。

1 高壓物性實驗

為了進行實驗，需對地層進行取樣，為確保實驗的準確性，還需要對取樣的樣品進行質量檢測。M 區塊是帶油環的凝析氣藏，所以取樣時要特別注意，取樣的層位應離油氣界面以上較遠，并且取樣時壓差盡量小或者關井。以典型井ASY 作為取樣井，在其生產井段1 550～1 560 m 進行取樣。地層壓力31.40 MPa、地層溫度76 ℃、生產氣油比7 618.26 m3/m3，凝析油含量124 g/m3作為配樣條件，利用流體配樣器對樣品進行配樣。利用精驅替泵將樣品輸送到加拿大DBR 相態分析儀中，開展實驗。

通過閃蒸分離實驗，得到油罐氣油比23.485 3 m3/m3，油罐油密度0.808 3 g/m3，收縮系數0.926 9，用油氣相色譜儀對分離后油氣進行組分分析，計算得到原始井流物（表1）。

表1 井流物組成成分

為測定凝析油氣在開采過程中的各性質變化，將井流物轉送到PVT 筒中開展恒質膨脹實驗（CCE）。通過逐級降壓，觀察筒內樣品相態變化，記錄恒定質量下流體樣品的相對體積與不同級壓力的關系并讀出露點壓力，并測定對應的反凝析液量，關系圖見圖1、圖2。隨著壓力不斷衰竭，i 級壓力下的樣品體積不斷增加，但從對比三種不同溫度來看，溫度對該樣品相對體積影響不大。但隨著溫度的升高，最大反凝析液量逐漸降低，進而減緩不同壓力級之間的反凝析液量差異。地層壓力由原始地層壓力31.40 MPa 逐漸降低至27.17 MPa，重烴分子離析出來，出現第一批微小液滴，壓力不斷下降，凝析液量不斷增加。27.17 MPa 就為76 ℃下的露點壓力。

圖1 氣藏壓力與相對體積關系圖

圖2 氣藏壓力與反凝析液量關系圖

隨后通過模擬氣藏衰竭開發過程壓降至廢棄壓力（設定為3.00 MPa），監測巖石孔隙內樣品相態變化，同時記錄反凝析液量占烴孔隙體積百分比。通過觀察圖3 得出，該生產井段在壓力降到17.00 MPa 左右時，地層反凝析損失達到最大，為4.65%左右。但在動態模擬實驗過程中凝析油流動現象不明顯，表明凝析油飽和度處在臨界流動飽和度附近。

圖3 氣藏壓力與反凝析液量占烴孔隙體積百分比關系圖

2 反凝析污染評價實驗

從不同巖樣、不同區域兩個方面進行反凝析污染評價。以自主設計研發的全直徑巖心夾持器作為主要實驗裝置（圖4）開展高溫高壓長巖心傷害實驗。

圖4 實驗裝置圖

利用真空泵將巖心以及裝置抽真空，待穩定后溫度升至地層溫度76 ℃，將低礦化度地層水（礦化度過高易導致孔隙堵塞）注入巖心并充分飽和，而后逐漸增壓至地層壓力31.40 MPa。控制入口壓力與回壓閥壓力將復配的凝析氣樣品注入巖心進行驅替地層水，直到不再產水后，再注入2.5 PV 的平衡凝析氣，記錄出口端出水量，建立并計算束縛水飽和度。穩定后，在原始地層壓力下繼續注入凝析氣，得到基準滲透率并作為滲透率比對參考對象。針對巖樣和凝析油含量兩個方面設計實驗，并對結果進行分析。

2.1 實驗方案

（1）選取基質巖心，對其進行注氮氣與復配凝析氣測試滲透率變化實驗；選取物性參數相近的基質巖心進行造縫得到的巖心，分別對其進行注氮氣、復配凝析氣。調節入口壓力與回壓閥壓力來達到模擬儲層實際開采壓力變化的效果。長巖心內的壓力由略高于露點壓力27.17 MPa 進行壓降，選擇6 個衰竭壓力點，記錄不同壓力點的巖心滲透率變化，并得出傷害率。

（2）為模擬近井區域反凝析污染，將含有復配凝析氣的容器與全直徑基質巖心的夾持器串聯，模擬距井較遠處的氣源供應；為模擬遠井地帶污染，夾持器則斷開與供氣口連接，無壓力供給。該地層平均凝析油含量為124 g/cm3，則選取配制凝析油含量為92 g/cm3和143 g/cm3的樣品進行實驗。選取7 個衰竭壓力點進行模擬實驗，每個壓力點穩定時注入對應壓力的平衡凝析氣進行氣相滲透率測試，并及時記錄相關數據。

2.2 實驗結果與分析

2.2.1 實驗組一 實驗一得到的滲透率變化見表2。基質巖心注氮氣壓降過程，考慮其應力敏感導致的不可逆滲透率下降，滲透率損害度為11.2%。第二組注樣品氣基質巖心，進行壓力衰竭實驗，在考慮其應力敏感以及反凝析污染影響的情況下，滲透率損害度為28.1%。對比兩組實驗得出，基質巖心的單一反凝析污染程度為16.9%。對于造縫的裂縫巖心，其單一反凝析污染程度為5.5%，相較于基質巖心降低了11.4%。陰影部分面積表示單一反凝析污染程度（圖5）。

圖5 滲透率變化曲線

表2 評價實驗數據表

實驗表明，巖樣的不同影響著反凝析現象的污染程度。凝析油之間的不同物性參數以及不同儲層之間的滲流特性等因素會直接或間接影響凝析油臨界流動飽和度。當凝析油含量達到一定程度，由于相比基質巖心，流體在裂縫中更易流動，反凝析程度會更嚴重；若凝析油未達到或略高于臨界流動飽和度導致其不流動或緩慢流動，凝析油污染不足以堵塞裂縫滲流通道。對于本組實驗，在凝析油處于臨界流動飽和度附近的情況下，反凝析現象對基質的影響相對較大，而對模擬壓裂的裂縫巖心則相對較小。所以反凝析出的最大凝析油飽和度在流動臨界值附近的情況下，若想在一定程度上減輕反凝析污染，壓裂是一個不錯的選擇。

2.2.2 實驗組二 以平均凝析油含量為基準，選取了高于平均凝析油含量（143 g/cm3）和低于平均凝析油含量（97 g/cm3）的樣品完成了實驗二。兩種不同凝析油含量樣品在近遠井下的滲透率變化對比圖（圖6、圖7）。凝析油含量為97 g/cm3時，近井地帶在壓力衰竭過程中，在9.00 MPa 左右時凝析油析出速度下降，滲透率下降也趨于緩慢，遠井地帶在14.00 MPa 左右時滲透率下降趨于穩定。凝析油含量為143 g/cm3時，衰竭過程中，反凝析污染更加嚴重，但滲透率傷害趨勢與低凝析油含量基本一致。模擬近遠井區時，近井地帶有氣源供給，遠井地帶無持續氣源供給，這就造成近井地帶的重質烴類物質會較快較多的析出，地層滲透率下降幅度更大，造成井周污染，降低氣井產能。壓降到3.50 MPa附近，較高凝析油含量模擬實驗中近井地帶污染程度為47.1%，遠井地帶的污染程度為40.8%，滲透率整體下降幅度高于較低凝析油含量。

圖6 凝析油含量為97 g/cm3 樣品滲透率變化曲線

圖7 凝析油含量為143 g/cm3 樣品滲透率變化曲線

根據圖8 分析，壓降至3.51 MPa 左右時，較高凝析油含量樣品近遠井滲透率下降幅度差值（6.3%）低于較低凝析油含量近遠井滲透率下降幅度差值（9.6%）。這也表明，凝析油含量的增加會降低近遠井污染程度的差異。

圖8 不同凝析油含量的樣品在近遠井滲透率下降差值對比

3 結論

（1）經研究M 區塊凝析氣藏相態變化特征表明，在壓力降低至露點壓力（27.17 MPa）時，出現了反凝析現象。地露壓差4.23 MPa，壓降析出凝析油飽和度最高可達4.65%。近井地帶壓力極易降到露點壓力以下，加劇污染。

（2）在不考慮應力敏感時，對于不同滲透率的巖心，滲透率越低巖心中凝析油吸附越嚴重，反凝析污染程度越明顯，滲透率下降越大。

（3）在凝析油處于臨界流動飽和度附近的情況下，考慮應力敏感因素，相對于造縫巖心反凝析現象對基質巖心的影響更大。

（4）近井地帶比遠井地帶更容易發生反凝析污染且污染程度更高，但隨著凝析油含量的增加，近遠井污染程度差異會減小。