凝析气藏高压物性及反凝析污染评价实验

2023-11-05王威翔周志军王胜男李殊雨

石油化工应用 2023年9期

王威翔，周志军，张祺，王胜男，李殊雨

（1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318；2.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；3.大庆第一采油厂第八作业区中心实验室，黑龙江大庆 163255）

当气藏处于衰竭开采状态，由于地层压力低于露点压力，流体相态特征会发生改变，导致气体开始出现反凝析现象。在岩石表面的吸附作用和孔隙通道间的贾敏效应下，凝析油不断的被吸附和聚集，降低了气相有效流动空间，导致气相渗透率和气藏的生产气油比迅速增加，致使气井产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带堵塞与井底积液会致使气井过早停喷，废弃压力较一般气藏提高5.00～18.00 MPa[6-10]。

M 区块属于中低渗砂岩背斜带油环凝析气藏，目前处于开发中后期，随着油气的不断采出，压力下降明显，反凝析污染愈发不可忽视。部分气井因受到反凝析污染导致油气产量迅速下降，降低反凝析污染措施急需研究与实施[11-12]。本文将以M 区块典型井组为研究对象，通过高压物性实验对凝析气体系进行相态分析，进而开展长岩心驱替实验对反凝析污染敏感因素进行评价分析。因此，如何正确表征凝析气相行为以及评价反凝析污染程度，对于高效开发此类气藏至关重要。

1 高压物性实验

为了进行实验，需对地层进行取样，为确保实验的准确性，还需要对取样的样品进行质量检测。M 区块是带油环的凝析气藏，所以取样时要特别注意，取样的层位应离油气界面以上较远，并且取样时压差尽量小或者关井。以典型井ASY 作为取样井，在其生产井段1 550～1 560 m 进行取样。地层压力31.40 MPa、地层温度76 ℃、生产气油比7 618.26 m3/m3，凝析油含量124 g/m3作为配样条件，利用流体配样器对样品进行配样。利用精驱替泵将样品输送到加拿大DBR 相态分析仪中，开展实验。

通过闪蒸分离实验，得到油罐气油比23.485 3 m3/m3，油罐油密度0.808 3 g/m3，收缩系数0.926 9，用油气相色谱仪对分离后油气进行组分分析，计算得到原始井流物（表1）。

表1 井流物组成成分

为测定凝析油气在开采过程中的各性质变化，将井流物转送到PVT 筒中开展恒质膨胀实验（CCE）。通过逐级降压，观察筒内样品相态变化，记录恒定质量下流体样品的相对体积与不同级压力的关系并读出露点压力，并测定对应的反凝析液量，关系图见图1、图2。随着压力不断衰竭，i 级压力下的样品体积不断增加，但从对比三种不同温度来看，温度对该样品相对体积影响不大。但随着温度的升高，最大反凝析液量逐渐降低，进而减缓不同压力级之间的反凝析液量差异。地层压力由原始地层压力31.40 MPa 逐渐降低至27.17 MPa，重烃分子离析出来，出现第一批微小液滴，压力不断下降，凝析液量不断增加。27.17 MPa 就为76 ℃下的露点压力。

图1 气藏压力与相对体积关系图

图2 气藏压力与反凝析液量关系图

随后通过模拟气藏衰竭开发过程压降至废弃压力（设定为3.00 MPa），监测岩石孔隙内样品相态变化，同时记录反凝析液量占烃孔隙体积百分比。通过观察图3 得出，该生产井段在压力降到17.00 MPa 左右时，地层反凝析损失达到最大，为4.65%左右。但在动态模拟实验过程中凝析油流动现象不明显，表明凝析油饱和度处在临界流动饱和度附近。

图3 气藏压力与反凝析液量占烃孔隙体积百分比关系图

2 反凝析污染评价实验

从不同岩样、不同区域两个方面进行反凝析污染评价。以自主设计研发的全直径岩心夹持器作为主要实验装置（图4）开展高温高压长岩心伤害实验。

图4 实验装置图

利用真空泵将岩心以及装置抽真空，待稳定后温度升至地层温度76 ℃，将低矿化度地层水（矿化度过高易导致孔隙堵塞）注入岩心并充分饱和，而后逐渐增压至地层压力31.40 MPa。控制入口压力与回压阀压力将复配的凝析气样品注入岩心进行驱替地层水，直到不再产水后，再注入2.5 PV 的平衡凝析气，记录出口端出水量，建立并计算束缚水饱和度。稳定后，在原始地层压力下继续注入凝析气，得到基准渗透率并作为渗透率比对参考对象。针对岩样和凝析油含量两个方面设计实验，并对结果进行分析。

2.1 实验方案

（1）选取基质岩心，对其进行注氮气与复配凝析气测试渗透率变化实验；选取物性参数相近的基质岩心进行造缝得到的岩心，分别对其进行注氮气、复配凝析气。调节入口压力与回压阀压力来达到模拟储层实际开采压力变化的效果。长岩心内的压力由略高于露点压力27.17 MPa 进行压降，选择6 个衰竭压力点，记录不同压力点的岩心渗透率变化，并得出伤害率。

（2）为模拟近井区域反凝析污染，将含有复配凝析气的容器与全直径基质岩心的夹持器串联，模拟距井较远处的气源供应；为模拟远井地带污染，夹持器则断开与供气口连接，无压力供给。该地层平均凝析油含量为124 g/cm3，则选取配制凝析油含量为92 g/cm3和143 g/cm3的样品进行实验。选取7 个衰竭压力点进行模拟实验，每个压力点稳定时注入对应压力的平衡凝析气进行气相渗透率测试，并及时记录相关数据。

2.2 实验结果与分析

2.2.1 实验组一实验一得到的渗透率变化见表2。基质岩心注氮气压降过程，考虑其应力敏感导致的不可逆渗透率下降，渗透率损害度为11.2%。第二组注样品气基质岩心，进行压力衰竭实验，在考虑其应力敏感以及反凝析污染影响的情况下，渗透率损害度为28.1%。对比两组实验得出，基质岩心的单一反凝析污染程度为16.9%。对于造缝的裂缝岩心，其单一反凝析污染程度为5.5%，相较于基质岩心降低了11.4%。阴影部分面积表示单一反凝析污染程度（图5）。

图5 渗透率变化曲线

表2 评价实验数据表

实验表明，岩样的不同影响着反凝析现象的污染程度。凝析油之间的不同物性参数以及不同储层之间的渗流特性等因素会直接或间接影响凝析油临界流动饱和度。当凝析油含量达到一定程度，由于相比基质岩心，流体在裂缝中更易流动，反凝析程度会更严重；若凝析油未达到或略高于临界流动饱和度导致其不流动或缓慢流动，凝析油污染不足以堵塞裂缝渗流通道。对于本组实验，在凝析油处于临界流动饱和度附近的情况下，反凝析现象对基质的影响相对较大，而对模拟压裂的裂缝岩心则相对较小。所以反凝析出的最大凝析油饱和度在流动临界值附近的情况下，若想在一定程度上减轻反凝析污染，压裂是一个不错的选择。

2.2.2 实验组二以平均凝析油含量为基准，选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）的样品完成了实验二。两种不同凝析油含量样品在近远井下的渗透率变化对比图（图6、图7）。凝析油含量为97 g/cm3时，近井地带在压力衰竭过程中，在9.00 MPa 左右时凝析油析出速度下降，渗透率下降也趋于缓慢，远井地带在14.00 MPa 左右时渗透率下降趋于稳定。凝析油含量为143 g/cm3时，衰竭过程中，反凝析污染更加严重，但渗透率伤害趋势与低凝析油含量基本一致。模拟近远井区时，近井地带有气源供给，远井地带无持续气源供给，这就造成近井地带的重质烃类物质会较快较多的析出，地层渗透率下降幅度更大，造成井周污染，降低气井产能。压降到3.50 MPa附近，较高凝析油含量模拟实验中近井地带污染程度为47.1%，远井地带的污染程度为40.8%，渗透率整体下降幅度高于较低凝析油含量。