李 凤，张本艳，朱 婧

中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都610041

引言

在气藏开发过程中，当地层压力低于露点压力后，地层流体中的重质组分相态发生变化，以凝析油的形式析出，附着在储层岩石表面，造成气相有效渗透率降低的现象即为反凝析伤害。凝析油的产出使得原本就非常小的储层孔隙喉道变得更加堵塞，从而降低气井产能，严重的甚至出现液锁伤害导致气井停产[1-3]。国内外学者针对气藏反凝析伤害已有不少研究，但多针对苏里格、塔里木地区凝析油气藏，评价反凝析伤害的方法主要是长岩芯驱替和单井数值模拟。针对凝析气藏开发，常见开采方式有保压开采和衰竭式开采，前者适用于凝析油含量较高气藏，后者适用于凝析油含量较低的气藏。而对于已产生反凝析伤害的气井，通常采用注干气吞吐、脉冲排液、重复压裂等方式以解除伤害，但在低含凝析油气藏适用性并不高[4-8]。中江沙溪庙组气藏作为川西气田典型致密砂岩气藏，随着气藏的不断开发，凝析油产量逐渐攀升，反凝析伤害也愈发不可忽视，部分气井受凝析油影响，产量快速递减，甚至为零，亟需开展反凝析伤害评价，提出解决办法。本文以中江沙溪庙组气藏为研究对象，提取现场典型井井流物，基于PVT高压物性实验，采用真实岩芯开展长岩芯伤害实验及数值模拟分析等研究[9-10]，明确致密砂岩气藏反凝析伤害特征，提出合理开采对策，为气藏进一步高效开发提供支撑。

1 气藏概况

中江气田沙溪庙组气藏处于四川盆地川西拗陷中段东部斜坡与川中古隆起的过渡带上，埋深2 000～3 500 m，沙溪庙组自下而上发育有18 套小层砂体（上沙12 套小层砂体，下沙6 套小层砂体），小层砂体厚度在1～39 m，区内砂体整体从北东向南西延伸，以河道砂沉积为主，多期河道纵横向交错叠置，平面上沿河道呈条带状，垂直河道呈透镜状展布，具有河道众多、单河道窄、物性差异大的特点[11]。平均孔隙度8.07%，平均渗透率0.20 mD，各气层物性差异显著（图1，图2），属于低孔、低渗致密砂岩储层。超过80%气井产凝析油，凝析油多以无色（或浅黄色）、透明为主，平均密度为0.767 g/cm3，其组分以C6C9为主。

图1 沙溪庙组各气层孔隙度对比直方图Fig.1 Porosity comparison histogram of each sand formation of Shaximiao Formation

图2 沙溪庙组各气层渗透率对比直方图Fig.2 Permeability comparison histogram of each sand formation of Shaximiao Formation

2 反凝析伤害研究

2.1 PVT 高压物性实验

取中江沙溪庙组气藏典型气井井流物，利用高温高压配样器按地层温度84.5°C、地层压力48.50 MPa 复配凝析气样品，将配样器中样品通过高精度驱替泵转入DBR-PVT 仪，开展恒质膨胀实验，测定恒定质量的凝析气藏流体样品的体积与压力的关系[12-13]，测试所得PVT 相图如图3 所示。地层压力由原始地层压力48.50 MPa 逐渐下降，当压力降低至40.35 MPa 时，流体相态发生变化出现反凝析现象，微小雾状液滴逐渐出现，且随着压力的持续降低，反凝析液量增加。随后通过模拟气藏衰竭开发过程，在多孔介质中观察衰竭开发过程流体相态及反凝析液量变化，实验结果如图4 所示，当压力降低至12.00 MPa 时，反凝析液量达到最大值，此时凝析油饱和度为1.8%，表明气藏在开采过程中极易出现反凝析现象，地露压差为8.15 MPa。

图3 中江气田气井井流物PVT 相图Fig.3 PVT phase diagram of gas well flow in Zhongjiang Gas Field

图4 定容衰竭过程反凝析液量饱和度Fig.4 Reverse condensate volume saturation in constant volume depletion process

2.2 反凝析伤害实验

为评价反凝析伤害对储层渗透率的影响，开展高温、高压长岩芯伤害实验。将岩芯抽真空，充分饱和地层水，建立束缚水饱和度。在高于露点压力条件下注入凝析气，确保凝析气通过长岩芯时都处于气相状态，通过控制入口压力和回压阀压力模拟储层实际开采压力变化。长岩芯内的压力从略高于露点压力开始下降，记录不同出口压力下长岩芯渗透率变化情况。

长岩芯驱替实验计算得到的渗透率伤害率见表1及图5，当压力从42.00 MPa 降低到8.40 MPa，基质岩芯的渗透率由0.060 mD 降为0.043 mD，其伤害程度达到28.8%左右。裂缝岩芯考虑应力敏感影响，分别注入氮气、样品气进行伤害实验评价，结果表明，随着压力下降，只考虑应力敏感的岩芯渗透率由0.137 mD 降低到0.093 mD；同时考虑应力敏感和反凝析伤害的岩芯，渗透率由0.137 mD 降低到0.079 mD，裂缝岩芯单一反凝析伤害约为12.0%。

图5 渗透率与衰竭压力的关系Fig.5 Relationship between permeability and depletion pressure

表1 反凝析伤害实验数据Tab.1 Experimental data of reverse condensate damage

实验表明，反凝析现象对岩芯渗透率具有较大影响，且对基质的伤害更大，对考虑压裂的岩芯伤害相对较小，表明压裂改造可以在一定程度上减轻反凝析伤害，在本次研究中压裂后反凝析伤害减少了约16.8%。衰竭前后气体组分分析结果如图6 所示，反凝析后产出气样里面的重质组分含量减少，表明在生产过程中，地层流体中的重质组分以凝析油的形式析出，附着在岩石孔隙表面，产出天然气则以轻质组分为主。

图6 衰竭前后产出气组分分布情况Fig.6 Distribution of produced gas components before and after failure

2.3 凝析油气饱和度分布规律

在室内实验研究基础上，应用Eclipse-PVTi 前处理模块，进行气藏流体相态拟合，随后在储层测井解释、流体PVTi 相态分析、生产动态资料及单井历史拟合基础上，建立凝析气井开发机理模型，通过数值模拟来认识储层条件下凝析气藏的基本渗流规律。数值模拟网格数为201×151×1，水平井长度800 m，压裂10 段，裂缝半长80 m，无限导流裂缝，水平井两端各385 m，机理模型储层基础参数见表2。

表2 凝析气井机理模型储层基础参数Tab.2 Basic reservoir parameters for mechanism model of condensate gas well

直井、压裂直井、水平井和压裂水平井生产10 a的含油、含气饱和度分布如图7、图8 所示。随着生产的进行，近井周围压力急剧降低，形成明显的压降漏斗，当地层压力低于露点压力时，气藏会发生反凝析作用析出凝析油。对于基质渗透率为0.2 mD和0.8 mD 的储层，生产10 a 后，直井的含油饱和度最大值分别为16.0%和13.2%，含气饱和度最小值分别为44.6%和47.3%，压裂直井的含油饱和度最大值分别为20.0%和19.6%，含气饱和度最小值为40.2%和40.9%，水平井的含油饱和度最大值分别为20.0% 和19.7%，含气饱和度最小值分别为40.4%和40.5%，压裂水平井的含油饱和度最大值分别为19.7% 和19.6%，含气饱和度最小值分别为40.7%和40.7%。反凝析油量与气井产能呈正相关，气井产能越高，析出凝析油液量越高。直井由于初期产能较低，反凝析现象并不明显，而压裂直井经压裂改造后，产能大幅提升，生产过程中压降明显，反凝析伤害最为严重，压裂水平井反凝析伤害低于水平井。

图7 不同开发井型生产10 a 含油饱和度分布Fig.7 Distribution of oil saturation in 10 years of production of different development well types

图8 不同开发井型生产10 a 含气饱和度分布Fig.8 Distribution of gas saturation in 10 years of production of different development well types

2.4 反凝析伤害对气井产能的影响

为分析气藏反凝析对开发效果的影响，对比组分模型油气水三相渗流与黑油模型气水两相渗流的开发效果，对比两种开发方式气井生产10 a 的累计产量，评价油气水三相渗流引起的累计产量损失[14]。

图9a 为两种模型在相同渗透率下累产降低产量与井型变化关系。图9b 为在相同渗透率下，累产降低量与组分模型计算累产比值随井型变化关系，结果表明，气井产能受反凝析伤害影响明显，气藏反凝析对压裂水平井产能影响最小，不同渗透率条件下10 a 累产降低（1 996.85～3 875.05）×104m3，10 a 累计产量降低程度0.87%～1.07%，气藏反凝析对压裂水平井产能影响最小，其次为压裂直井、直井及水平井，储层渗透率越高，气藏反凝析对气井产能影响越小。压裂改造可改善近井区域渗流条件，提高地层流体渗流能力，对于同类型气井，压裂改造后受反凝析伤害影响相对更小，能有效降低反凝析伤害。

图9 组分模拟与黑油模拟结果对比Fig.9 Comparison of component simulation and black oil simulation results

3 反凝析气藏开采对策

3.1 气藏开发方式

目前，国内外针对凝析油气藏多采用保压开采方式开采，尤其是凝析油含量较高的气藏，而对于凝析油含量较低的气藏，地层中反凝析出的最高凝析油饱和度常低于流动的临界值，在储集层内一般呈不流动状态，因此，采用衰竭式开发方式更为经济可行[15-17]。

中江沙溪庙组气藏气井油气比分布如图10所示，油气比主要分布在0～90 g/m3，平均油气比28 g/m3，低于实验样品流体，根据国内外普遍应用的油气藏分类标准及凝析气藏分类标准，中江沙溪庙组气藏为低含凝析油气藏，采用衰竭式开发方式更为合适。气井在生产过程中需要合理控制采气速度，在露点压力以上获得更大的采出程度[18-20]。现场生产表明，部分气井在开发生产过程中采取提产、关井等措施后会出现产气量陡然下降的现象，如JS203-6HF 井从4.8×104m3/d 调整至7.2×104m3/d，出现了压力、产气、产液三重递减的情况，预测单井可采储量下降31%。这是由于气井生产压差骤然增加，反凝析出的凝析油量增大，对于低压低产井由于产气量较低，无法将凝析油全部带出，从而在近井带出现凝析油堆积，最终影响气井生产，因此，在气井开发生产过程中应尽量避免关井、提产等操作。

图10 中江气田单井油气比分布Fig.10 Oil gas ratio distribution of single well in Zhongjiang Gas Field

3.2 排油采气工艺

随着气井的不断开采，气井压力产量降低，进入低压低产阶段，近井筒地带析出的凝析油难以排出，需要介入泡排工艺、柱塞气举等工艺，以排出井筒积液。

3.2.1 泡排工艺

泡排工艺作为一种极为经济有效的工艺，已在各大气田广泛应用，针对产水气井具有显著的维护效果，而针对产凝析油气井，常规泡排药剂见效甚微[20-21]。结合中江气田凝析油特征及生产规律，对比各类抗油泡排剂泡排参数，优选出SP-7 抗油泡排剂，并分析在不同含油率情况下，泡排药剂最佳使用浓度（表3）。

表3 抗油泡排剂参数优化实验数据Tab.3 Experimental data of parameter optimization of anti oil foam scavenger

针对不同产油量气井，采取不同浓度抗油泡排剂进行维护，且持续跟踪气井排液情况，优化加药频次，形成“一井一策”维护措施。JS203-6HF 井进入低产阶段后气井排液困难，该井产液中凝析油含量达到60%，前期主要采用关井复压进行排液，后期介入SP-7 泡排维护后，气井油套压差由优化前的4 MPa 逐渐降低至1 MPa 以内，下降了30%，日产气量由0.46×104m3上涨至0.85×104m3，产气量增幅为85%，排液量增幅为21%～33%，且产气量及排液量稳定，生产平稳，结果如图11 所示，表明优化泡排维护后对产凝析油气井起到较好的排液增气效果。

图11 JS203-6HF 井综合采气曲线Fig.11 Comprehensive gas production curve of Well JS203–6

3.2.2 柱塞气举工艺

柱塞气举是利用储层自身能力，在低于临界携液流量的条件下，推动柱塞在油管内进行周期性上下往复运动，从而达到排出井筒积液的目的，具有气量低、举升效率高、自动化程度高的优点。针对储层物性差但地层能量充足的高压低产气井，通过优化柱塞运行频率与关井时间，以达到排出井筒积液的目的[22-23]。

GS301-1、GM33-3 两口井均为产凝析油气井，后期由于排液困难，生产受阻，通过分析发现，两口井关井后压力恢复较快，但开井后产量下降快，分析认为，可将油套环空高压气作为柱塞举升的主要能量来源优化柱塞运行制度（表4，图12）。实施效果表明，两口井开展柱塞气举维护后，油套压差降低至0.2～0.8 MPa，井筒积液明显减少，产量波动减小，日产液稳定，排液效果显著。

图12 GM33-3 井生产曲线Fig.12 Comprehensive gas production curve of Well GM33–3

表4 气井柱塞气举参数运行模板Tab.4 Operation template of gas well plunger gas lift parameters

4 结论

（1）根据中江沙溪庙组气藏油气相态变化特征研究，当压力降低至露点压力（40.35 MPa）时，地层开始出现反凝析现象，地露压差8.15 MPa，析出凝析油含油饱和度最高为1.8%，井筒附近压力极易降到露点压力之下，反凝析现象更为严重。

（2）对于基质岩芯反凝析伤害为28.8%，压裂后反凝析伤害减少了约16.8%，压裂改造工艺能有效降低气藏反凝析伤害，储层渗透率越高，气藏反凝析对气井产能影响越小。

（3）中江沙溪庙组气藏属低含凝析油气藏，前期可通过控制采气速度，提高露点压力以上天然气采出程度，后期可介入泡排、柱塞气举等工艺排出井筒积液，确保气井稳定。