带油环凝析气藏注气吞吐采出流体特征

2022-02-16王彬杜建芬刘奇张艺李道清王泉

新疆石油地质 2022年1期

王彬，杜建芬，刘奇，张艺，李道清，王泉

（1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依83400；2.西南石油大学特殊气藏开发国家重点实验室，成都 610500）

凝析气藏兼有油藏和气藏的双重特征，在地层温度和压力下，流体仅为气相[1-2]；衰竭式开采过程中，当压力降到露点压力以下时，气藏发生变化，析出凝析油，部分凝析油难以采出，影响气藏采收率[3]。多周期注气吞吐可以有效减少凝析油析出，达到提高采收率的目的[4]。前人对凝析气藏多周期注采的研究，主要集中于注采过程中流体相态变化特征[5-7]、相渗变化规律[8-12]、注采参数优化[13-17]等方面，对于采出流体组成的研究较少。

本文在建立带油环气藏多次注气吞吐室内物理模拟评价方法的基础上，开展了凝析气、油环油衰竭式开采后注气吞吐采出流体组分变化的模拟实验，以确定气藏多次注气吞吐采出流体的变化规律，为研究区凝析气藏的开采提供依据。

1 实验内容

1.1 实验设备

实验设备为加拿大Hycal 长岩心驱替装置，该设备主要由注入泵系统、中间容器、长岩心夹持器、回压调节器、压差表、控温系统、液体馏分收集器、气量计和气相色谱仪组成。其中，长岩心夹持器是关键部分，其主要由长岩心外筒、胶皮套和轴向连接器组成。

1.2 实验样品及流体

实验所用岩心样品为由2 块砾岩人造柱塞岩心组合成的1组长岩心，总长度为40.7 cm，平均渗透率为42 mD；实验注入气选用甲烷含量为85.11%的气体。根据研究区气藏凝析气组分，模拟储集层温度76 ℃、压力36.9 MPa条件下，按凝析油含量79.01 g/m3配制凝析气；根据气藏凝析油组分，模拟储集层温度82.3 ℃、压力38.5 MPa 条件下，按气油比138 m3/m3、地层油密度0.65 g/cm3配制油环油。

1.3 实验方法

1.3.1 凝析气多次注气吞吐

将岩心放入夹持器进行清洗、烘干并抽真空，在模拟储集层温度76 ℃下，饱和地层水并记录饱和水量。将压力升至36.9 MPa，用配制好的凝析气驱替，直至岩心出口端地层水量为原饱和量的66%（束缚水饱和度约34%）时，形成原始凝析气。从地层压力36.9 MPa 开始衰竭式开采，压力每衰竭2.0 MPa 为一级，直至15.0 MPa停止，记录每一级衰竭采出油量、气量及相应压力。衰竭式开采后开始注气吞吐，关闭岩心出口端，从入口端注入干气，当岩心内压力上升到36.9 MPa 时，停止注气并关闭岩心入口端。焖井6 h，再将入口端打开进行开采，直到压力降至15.0 MPa停止，记录每一级采出油量、气量及相应压力，并对采出流体进行色谱分析，至此完成一次注气吞吐。重复注气吞吐流程，直至采出流体气油比稳定时结束实验。

1.3.2 油环油多次注气吞吐

将岩心放入夹持器清洗、烘干并抽真空，在模拟储集层温度83 ℃下，使岩心饱和地层水。将压力升至38.5 MPa，用地面脱气原油驱替出自由水，保留束缚水，束缚水饱和度约46%。用配制地层原油驱替脱气原油，至岩心出口端采出流体气油比与配制地层原油一致。从地层压力为38.5 MPa开始衰竭式开采，每一级压力衰竭2.0～3.0 MPa，直至压力为24.5 MPa 时停止，记录每一级采出油量、气量及相应压力。衰竭式开采完毕后开始注气吞吐，关闭岩心出口端，从入口端注入干气，当岩心内压力上升到38.5 MPa 时，停止注气并关闭岩心入口端。焖井6 h，再将入口端打开进行开采，直到压力降至24.5 MPa 时停止，记录每一级采出油量、气量及相应压力，并对采出流体进行色谱分析，至此完成一次注气吞吐。重复注气吞吐流程，直至采出流体气油比稳定时结束实验。

在每一级开采时，在出口端用试管收集采出流体，并用液氮冷凝处理，使得凝析油可以快速凝结成液体；出口端的气体直接用气量装置进行收集。衰竭式开采结束后，立即读取试管刻度以及气量计示数，并利用气相色谱仪进行组分分析。

2 实验结果分析

2.1 凝析气衰竭式开采后注气吞吐实验

凝析气衰竭式开采过程中，气油比起初增大缓慢，之后增幅变大；凝析气采收率持续增大，凝析油采收率先迅速增大后趋于平缓，最终稳定至约19.4%。分析认为是由于随着衰竭压力下降，储集层压力减小，孔隙体积变大，凝析气体积增大，析出气体增多，气油比增大。当压力降至露点压力以下时，开始有凝析油析出，凝析油相较于气难以流动，并容易吸附在孔隙表面或喉道处，难以采出，而凝析气受到的阻力较小，比较容易采出。因此，凝析气采收率持续增大，凝析油采收率增幅减小，气油比持续增大。当压力衰竭至约15.0 MPa 时，凝析油采收率为19.4%，凝析气的采收率则达到67.2%。

从凝析气注气吞吐实验结果可以看出：衰竭式开采后，注气吞吐很快就不再有油产出；4 次注气吞吐后，凝析油采收率为21.3%，较衰竭式开采仅提高1.9%；平均气油比持续增大且增幅较大（图1）。这是因为原始凝析气样品气油比较大，凝析油含量低。此外，压力衰竭到露点压力后，部分凝析油析出，难以开采，故凝析油采收率减小，气油比增大。4 次注气吞吐过程中，每次累计产气量都在5 000 mL 左右，说明每次注入气量基本一致，注气效果较好。

衰竭式开采过程中，N2+C1含量增加，C5+含量降低（图2）；每次注气吞吐过程中，采出流体的N2+C1含量降低，C2—C4和C5+含量增加。这是由于注入气体N2+C1含量较凝析气低，C2—C4和C5+含量较凝析气高，随着气体不断注入，压力恢复到地层压力，孔隙中析出的凝析油又恢复到了气态。在焖井过程中，注入气体与原有的凝析气由于组分不同，会发生扩散作用，导致采出流体组分受注入气组分的影响。随着注气吞吐次数增加，采出流体组分变化幅度越来越小，至第4次注气吞吐时，采出流体组分趋于稳定。衰竭式开采后注气吞吐凝析油采收率提高1.9%，效果不显著。

2.2 油环油衰竭式开采后注气吞吐实验

油环油衰竭式开采初期气油比变化小，随后逐渐增大，最终稳定在400 mL/mL（图3a）；原油采收率逐渐增大，衰竭式开采结束时，采收率为14.2%（图3b）。

从30次注气吞吐实验结果可知，气油比在前4次注气吞吐稳定在4 000 mL/mL 左右，之后明显增大，到第9 次注气吞吐气油比约50 000 mL/mL，之后在50 000 mL/mL 左右波动（图3a）。衰竭式开采最初的3 个压力点气油比稳定而后增大，这是因为压力大于泡点压力时，储集层内流体状态几乎无变化，气体滑脱效应相较于液体不明显，容易采出，气油比轻微上升。当压力逐渐减小到泡点压力后，储集层内流体发生相态变化，一部分凝析油转变为凝析气，气油比增大。且随着压力降低，析出的气量增大，气油比增大，而注气吞吐次数增加，使岩心内流体组分差异减小，气油比趋于稳定。

衰竭式开采的原油采收率仅为14.2%，注气吞吐30 次后，原油采收率增大10.3%，前5 次注气吞吐提高采收率较明显，随后采收率曲线趋于平缓（图3b）。

油环油注气吞吐产出流体的N2+C1含量明显增加，C2—C6和C7+含量明显减少，说明注入气对油环油的组分产生了影响。随着注气吞吐次数增加，采出流体组成变化幅度逐渐减小，注气吞吐达到9 次时，采出流体组成已趋于稳定，N2+C1含量约88%，C2—C6含量约11%，C7+含量约0.2%（图3c）。