定容凝析氣藏單井凝析油污染程度判別

蘇英杰 王健偉

（中國石化上海海洋油氣分公司研究院 上海 200120）

定容凝析氣藏單井凝析油污染程度判別

蘇英杰 王健偉

（中國石化上海海洋油氣分公司研究院 上海 200120）

目前主要通過試井分析或巖心實驗來評價定容凝析氣藏單井凝析油污染程度，但試井分析的壓力導數經常出現大幅度波動，擬合效果差，而巖心實驗方法較為繁瑣，不易操作。提出了利用生產壓差進行凝析油污染程度判別的思路，其中井底流壓通過井下壓力計直接讀取，平均地層壓力選用試湊法計算。實例應用結果表明，試湊法得到的生產壓差符合生產實際，結果較為可靠，可以用來判斷凝析油污染程度。建議將凝析油污染產生的額外生產壓差占總生產壓差的百分數作為污染程度的判斷標準：當這一百分數小于10%時，凝析油污染程度為輕微；當這一百分數介于10%～20%時，凝析油污染程度為中等；當這一百分數大于20%時，凝析油污染程度為嚴重。

凝析氣藏；凝析油污染；試湊法；生產壓差；平均地層壓力

1 問題的提出

凝析氣藏壓力下降至露點壓力后會發生反凝析，出現凝析油污染，引起氣井產能下降。東海盆地平湖油氣田八角亭構造平湖組氣藏多為邊底水不活躍的定容凝析氣藏，地露壓差小，氣油比低，投入開發后凝析油污染嚴重。目前主要通過試井分析和巖心實驗［1］評價凝析油污染程度，其中巖心實驗方法較為繁瑣，不易操作，無法對凝析氣藏的凝析油污染程度作出快速評價。由于受到反凝析現象、儲層非均質性、關井測壓時間較短等因素影響，尤其是凝析油含量較高時，凝析氣藏試井分析的壓力導數經常出現大幅度上下波動。以平湖油氣田BG2井為例，該井儲層平均孔隙度為14.8%，平均滲透率為21.6 mD，氣油比為2 233 m3/m3，凝析油含量為304 g/m3，屬中孔中滲高含凝析油凝析氣藏（氣藏原始壓力為34.38 MPa，PVT分析露點壓力為34.38 MPa，即氣藏投入開發便會出現反凝析現象）。圖1為BG2井歷次的壓力恢復曲線圖，可以看出壓力“駝峰”、壓力導數上下波動等現象特別明顯，擬合效果較差。

圖1 平湖油氣田BG2井壓力導數曲線圖Fig.1 Pressure derivative curve of well BG2in Pinghu oil and gas fields

通過計算生產壓差的變化可以量化凝析油污染程度的變化，但采用測試手段很難得到凝析氣藏的真實平均地層壓力。圖2為平湖油氣田BG2井生產曲線圖，圖3為BG2井歷次測試生產壓差統計圖，對比發現，隨著BG2井產氣量不斷降低，本應逐漸減小的生產壓差卻始終保持在1 MPa左右，這與滲流理論相矛盾。分析認為，生產壓差僅由地層靜壓和井底流壓決定，其中井底流壓通過井下壓力計可直接讀取，可靠性較高；對于地層靜壓，由于受到測試時間、儲層物性參數等因素影響，經常會出現測試值小于真實值的情況，這一現象可以通過東海某氣田A3井的實際生產數據得到驗證。

圖2 平湖油氣田BG2井生產曲線圖Fig.2 Production curve of well BG2in Pinghu oil and gas fields

圖3 平湖油氣田BG2井測試生產壓差統計圖Fig.3 Testing producing pressure drop of well BG2 in Pinghu oil and gas fields

東海某氣田A3井儲層平均孔隙度17.9%，平均滲透率94 mD，氣油比12 000 m3/m3，屬于中孔中滲低含凝析油凝析氣藏。A3井井下裝配有永久式壓力計，可以實時記錄壓力變化。圖4為A3井在2013年2月至3月關井期間的壓力恢復曲線。雖然此次關井時間較長（達47 d），但直至開井時地層壓力仍未恢復至平衡，始終呈現上升趨勢，這表明2～3d的常規靜壓測試得到的地層壓力會遠小于真實地層壓力。與A3井相比，BG2井物性更差，氣油比更大，凝析油污染程度會更為嚴重，恢復至壓力平衡的時間也會更長。因此，BG2井各階段測試得到的地層壓力小于真實平均地層壓力，無法應用，需要選用其他方法計算真實平均地層壓力。

圖4 東海某氣田A3井壓力恢復曲線圖Fig.4 Pressure build－up curve of well A3in a gas field，East China Sea

2 平均地層壓力計算

筆者采用試湊法［2－4］進行平均地層壓力計算。

設氣藏原始壓力為p0，氣藏中某井井控儲量為G，在生產時間為t時，累計產量為Gp，此時的地層壓力為pt，根據物質平衡方程有

式（1）中：Z0為原始地層壓力下偏差因子；Zt為t時刻地層平均壓力下偏差因子。

氣井生產較為平穩時，可以用二項式產能方程來描述地層壓力pt、井底流壓pwf和瞬時產氣量q之間的關系［1］，即

其中

對于某一特定氣藏，a和b可以認為定值。式（1）與式（2）聯立可得動用儲量G與井底流壓pwf之間的關系式

聯立多次測試數據，按照下面的計算步驟進行計算：

1）由生產歷史和測壓歷史資料得到歷次測壓時的產氣量q、累積產氣量Gp和原始地層壓力p0，代入式（3）中可得到關于井底流壓pwf、動用地質儲量G、系數a、系數b的關系式［5－9］；

2）假定一個動用地質儲量G，一般以地質儲量為初始值；

3）給定合理的系數a、系數b（a＞0，b＞0）；

4）計算得到一系列井底流壓值p＊wf，取E＝（p＊wfpwf）2為目標函數，取最小值即計算流壓最接近測試流壓時的p＊wf及a、b、G，再利用二項式產能方程或物質平衡方程求取某一時刻的平均地層壓力pt。

3 定容凝析氣藏單井凝析油污染程度判別

以平湖油氣田BG2井為例。表1為該井平均地層壓力及生產壓差計算結果，可以看出，在生產初期，平均地層壓力測試值接近計算值；在生產中后期，平均地層壓力計算值逐漸高于測試值。圖5為該井生產壓差計算值與測試值對比結果，圖6為該井生產氣油比變化圖。研究表明，凝析氣藏開發生產前期，凝析油影響較小，氣油比相對較為穩定；隨著開發的進行，地層凝析油飽和度逐漸升高，氣油比逐漸升高，凝析油產生的額外生產壓差逐漸變大；當地層中凝析油飽和度達到流動飽和度后，氣油比會開始逐漸降低，凝析油產生的額外生產壓差會開始減小［1］。對比圖5、6可以看出，采用試湊法計算所得的BG2井生產壓差變化趨勢和該井生產氣油比變化趨勢相一致，并且能夠與上述生產理論較好吻合，說明選用試湊法計算平均地層壓力及生產壓差是可行的，其結果較為可靠。

表1 平湖油氣田BG2井平均地層壓力及生產壓差計算結果Table 1 Average layer pressure and producing pressure drop of well BG2in Pinghu oil and gas fields

圖5 平湖油氣田BG2井生產壓差計算值與測試值對比圖Fig.5 Comparison of testing and calculated producing pressure drop of well BG2in Pinghu oil and gas fields

圖6 平湖油氣田BG2井生產氣油比變化圖Fig.6 Gas/oil ratio curve of well BG2in Pinghu oil and gas fields

由于影響特定凝析氣藏氣井生產壓差大小的因素通常有產量、鉆完井污染、凝析油污染等，而氣井投產初期產量較大，鉆完井污染可以較快地反排并保持在一定程度，因此可以認為測試時鉆完井污染引起的滲透率下降為定值，其影響已包含在產量因素中。

根據二項式產能方程，產氣量是生產壓差的二次函數，因此在氣藏開發中后期可以近似認為產量越高時生產壓差越大，產量越低時生產壓差越?。?0］，對比凝析油析出前后相同產量下的生產壓差就可得到凝析油污染引起的生產壓差。BG2井P8c層凝析氣無地露壓差，投產后凝析油不斷堆積而影響生產壓差，無法選取無凝析油影響點產量數據來比較凝析油污染程度的變化。但分析表1發現，2008年及之后測試獲得日產量數據較為接近，故選取2008年3月測試點生產壓差作為基準點，與之后時間點數據相減以消除產量引起的生產壓差，得到凝析油產生的生產壓差（表2），可以比較2008年之后BG2井凝析油污染程度的變化。由于2008年之前該井就已經出現凝析油污染，其后計算得到的凝析油堆積產生的附加生產壓差值較真實值均有所偏小。

從表2可以看出，相對于2008年3月，2010年7月測試時BG2井由于凝析油堆積產生的附加生產壓差為1.43 MPa，占總生產壓差的36%，凝析油污染程度嚴重。由于此前無相關的標準衡量凝析油的污染程度，筆者建議根據凝析油引起的生產壓差占總生產壓差的百分比來衡量凝析氣井凝析油污染程度：當凝析油引起的生產壓差所占的百分比大于20%時，可視為凝析油污染程度嚴重；當凝析油引起的生產壓差所占的百分比介于10%～20%時，可視為凝析油污染程度中等；當凝析油引起的生產壓差所占百分比小于10%時，可視為凝析油污染程度輕微。

表2 平湖油氣田BG2井凝析油污染程度變化表Table 2 Condensate damage degree of well BG2in Pinghu oil and gas fields

另外，根據計算得到的凝析油引起的生產壓差大小還可以進行快速凝析油污染解除措施經濟性評價。以BG2井為例，如果凝析油污染解除措施效果理想，消除了凝析油的負面影響，那么在同等生產條件下，該井的井底、井口壓力上升值應為1.43 MPa，單位井口壓降下的產氣量為1 034萬m3，則措施理想增產氣量為1 479萬m3，再結合措施作業成本，就可快速地進行措施經濟性評價。

4 結論

1）實例分析表明，利用生產及測試資料并選用試湊法計算凝析氣藏平均地層壓力及生產壓差，其結果與實際生產情況較為吻合，可以用來判斷定容凝析氣藏單井凝析油污染程度。

2）建議將凝析油污染產生的額外生產壓差占總生產壓差的百分數作為污染程度判斷標準。當這一百分數小于10%時，凝析油污染程度為輕微；當這一百分數介于10%～20%時，凝析油污染程度為中等；當這一百分數大于20%時，凝析油污染程度為嚴重。

3）根據凝析油產生的額外生產壓差大小和措施成本可以快速地進行凝析氣藏凝析油污染解除措施經濟性評價。

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Identification of condensate damage degree of a well in constant volume gas condensate reservoirs

Su Yingjie Wang Jianwei
（Research Institute of Shanghai Offshore Oil ＆Gas Company，SINOPEC，Shanghai 200120，China）

Well testing analyses or core experiments are currently used to evaluate the degree of condensate damage of constant volume gas condensate reservoirs.But the evaluation result is not satisfactory because of the fluctuation of differential of the pressure curve，and the core experiments are not easy to conduct.In this paper the approach of using the drawdown pressure to identify the degree of condensate damage was proposed.The bottom hole flowing pressure was directly from the downhole pressure gauge and formation pressure was from trial－and－error calculation.According to calculation this method works very well.The extra pressure drop percentage of total pressure drop can be used to evaluate the degree of condensate damage.The degree of condensate damage is slight when the percentage is below10%，and moderate when the percentage is between 10%and 20%，and heavy when the percentage is above 20%.

gas condensate reservoir；condensate damage；trial－and－error method；drawdown pressure；average formation pressure

TE372

A

2014－07－16改回日期：2014－12－10

（編輯：楊 濱）

蘇英杰，王健偉.定容凝析氣藏單井凝析油污染程度判別［J］.中國海上油氣，2015，27（2）：58－62.

Su Yingjie，Wang Jianwei.Identification of condensate damage degree of a well in constant volume gas condensate reservoirs［J］.China Offshore Oil and Gas，2015，27（2）：58－62.

1673－1506（2015）02－0058－05

10.11935/j.issn.1673－1506.2015.02.010

蘇英杰，男，2007年畢業于中國石油大學（華東），獲碩士學位，主要從事油氣田開發研究工作。地址：上海市浦東新區商城路1225號917室（郵編：200120）。E－mail：suyingjie.shhy＠sinopec.com。