注甲醇解除凝析氣藏反凝析污染數值模擬研究

樂 平，楊智帆，曾凡成，張 梨

(1.西南石油大學 油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都 610500；2.吉林油田勘探開發研究院，吉林 松原 138000)

0 引言

在凝析氣藏衰竭開采過程中，當地層壓力逐漸降至露點壓力以下，隨著流體相態開始發生變化，地層中的一部分以氣態存在的凝析油開始反凝析[1]。由于這部分凝析油滯留在儲層巖石的孔隙表面，地層滲流通道被堵塞，使得氣相滲透率大幅度降低[2]，以上現象即為反凝析現象。目前凝析氣藏的滲透率基本都小于1 mD[3-4]，而影響此類氣藏生產開發的因素中，反凝析污染的影響巨大[5-7]，需確定凝析油的污染程度，采取與之對應的解除反凝析污染措施，來達到低滲凝析氣藏的高效、合理、經濟開發的目的。

目前，評價凝析油污染程度的方法主要有經驗公式法、常規巖心衰竭實驗法、試井分析法、數值模擬法等[8-11]。眾多方法中，僅實驗法的適應性較高；而水力壓裂[12-13]、循環注氣[14]、單井吞吐注氣[15]是解除凝析氣藏近井區反凝析污染常用的技術手段[2]。但單純注氣吞吐難以有效地將反凝析液推向遠井區，不能較好地解除近井地層反凝析堵塞；循環注氣由于需要氣源充足且實施成本高，在解除低滲氣藏反凝析堵塞方面性價比不高；水力壓裂雖能提高地層流體的滲流能力，但其作業成本高，而且對于低滲透凝析氣藏容易導致水鎖效應，反而降低開發效果[16]。而注甲醇解除反凝析污染[17-18]作為一種新方法，該文應用油藏數值模擬技術，建立了單井的徑向數值模型[19]，結合注甲醇解堵機理室內評價試驗，開展注甲醇和注氣解除反凝析污染的模擬研究，進行解堵措施參數優選，為SJ低滲凝析氣藏的合理開發提供理論依據。

1 氣藏特征

1.1 氣藏儲層特征

SJ凝析氣藏位于吉林省梨樹斷陷—蘇家屯氣田，由上至下可分為兩個層組，分別是營一段組和火石嶺組，該凝析氣藏的儲層物性見表1。可以看出:營一段組儲層的整體孔滲物性較好，儲層較薄，呈現大面積連片分布，而火石嶺組作為主要產氣層，孔滲物性較差，氣層單層厚度變化大，儲層之間連通性差，巖性多樣，非均質性強，儲層內部滲流主要通過裂縫溝通，地露壓差小，底水能量不充足[20]。

表1 SJ凝析氣藏儲層物性

1.2 凝析氣相態特征

SJ凝析氣藏凝析油含量為149.32 g/m3，最大反凝析飽和度為4.12%，判別該凝析氣藏屬于中含凝析油凝析氣藏[5]。實測地層流體露點壓力為25.15～28.82 MPa，地露壓差為0.59～2.61 MPa，一旦壓力降至露點壓力以下，反凝析現象開始出現，近井地層大量反凝析液開始積聚，以致滲流通道發生堵塞，氣相滲流能力變差，這不僅影響高品質的凝析油的開發，還會影響開發氣井的產能，同時還會造成巨大的經濟損失[7]。圖1所示為SJ-2井的P-T實驗相圖，圖中C點是泡點線和露點線的匯合點，稱為臨界點；CP點所對應的壓力為臨界凝析壓力，MPa；CT點所對應的溫度為臨界凝析溫度，℃；R點對應的是氣藏條件下的原始地層壓力29.96 MPa，地層溫度為110 ℃。開發過程中地層溫度基本不變，隨著地層壓力從原始地層壓力開始下降，相圖從R點向下移動，當降低至28.82 MPa時與露點線相交，這時凝析油開始析出，以微小霧狀液滴形式存在，附著在儲層喉道壁上的部分液滴擠占了氣體滲流通道的空間，增加了氣體流動阻力。隨著壓力進一步降低，等液量線對應數值變大，反凝析液量逐漸增多，反凝析污染程度增大，從而降低氣井產能和采收率。

圖1 SJ-2井P-T相態特征

1.3 反凝析污染評價實驗

通過定容衰竭(CVD)實驗進行相應的反凝析污染評價實驗[18]，來分析反凝析污染傷害機理。利用現場分離器取得的凝析油和天然氣，按生產氣油比復配凝析氣樣品，通過PVT儀進行高壓物性分析實驗[1]。選用3組未造縫長巖心和3組造縫長巖心進行巖心單獨衰竭實驗，并進行相應的衰竭實驗模擬近井區和遠井區凝析油污染，對比測定氣測滲透率下降幅度，分析不同巖心的反凝析污染程度，進行SJ低滲凝析氣藏反凝析污染評價。

地層流體相態實驗需憑借加拿大DBR公司研制和生產的JEFRI帶觀測窗無汞高溫高壓地層流體PVT分析儀(如圖2所示)來開展，實驗儀器主要包括注入泵系統、溫控系統、流量計、PVT筒、氣相色譜、閃蒸分離器、密度儀、電子天平和氣體增壓泵[19]，實驗流程如圖3所示。

圖2 高壓藍寶石流體相態測定儀

圖3 地層流體分析儀流程

根據現場PVT資料，按照目標氣藏地層溫度和地層壓力，嚴格按照石油天然氣行業標準中的針對油氣藏流體物性分析的方法(SY/T 5542—2009)[20]，進行地層流體樣品配制，所配制流體氣油比為5 379 m3/m3，其凝析油的密度為0.742 g/cm3，所配制樣品的井流物組成中C11+相對密度為0.776，C11+分子量137，穩定油密度0.742 2 g/cm3。

利用前期配制的樣品凝析氣和高溫高壓實際巖心驅替裝置，通過長巖心衰竭實驗模擬近井壓力不斷降至露點壓力28.82 MPa，分別對6組樣品巖心進行全直徑長巖心衰竭開采對應的物理模擬實驗，在同一個衰竭壓差下，記錄6組巖心的氣相滲透率數據，計算污染后的滲透率下降幅度，實驗結果見表2。

表2 樣品巖心實驗數據

分析未造縫巖心1～3組實驗結果可知，凝析油污染程度受巖心原始滲透率的影響。巖心的原始滲透率較低時，凝析油污染的影響力度更大，且污染后巖心滲透率有大幅度減小。這一規律在造縫巖心4～6組實驗結果中也同樣適用，巖心的原始滲透率與凝析油污染程度呈反比。對比發現，造縫巖心滲透率的下降幅度遠大于未造縫巖心。分析認為:巖石經過壓裂造縫后，復雜裂縫帶動滲透率高的滲流通道的形成，伴隨著凝析油在裂縫通道中快速運移和堆積，導致氣相滲流通道更容易堵塞，巖心滲透率大幅降低[18]；此外，壓裂造縫后的巖石在地層壓力下降后，容易引發應力敏感，從而大幅降低巖石滲透率。

2 低滲凝析氣藏數值模擬研究

2.1 儲層三維地質模型

凝析氣藏儲層為扇三角洲沉積，通過導入由地震解釋得到的精確砂巖厚度等值線圖進行構造建模。利用鉆井資料、地震資料、測井解釋資料，導入井頭、井軌跡以及測井數據，通過導入沉積相圖，針對生產層位營城組和火石嶺組進行沉積相模型的建立。

整個三維可視化地質建模的最終目的在于油藏屬性建模部分，它是基于構造模型的建立，采用隨機模擬的方法預測井間屬性參數分布情況，通過沉積相加以控制趨勢，建立油藏屬性的三維空間展布模型[21]。孔隙度、滲透率的分布受砂體即沉積相的影響較大

采用沉積相加以控制趨勢，隨機模擬目標工區的屬性模型，通過測井數據的孔滲物性參數(見表3)，進行序貫高斯模擬和克里金插值，建立目標工區的孔隙度模型、滲透率模型以及含水飽和度模型。凈毛比模型通過物性下限確定(孔隙度大于6.5%)，然后利用已建立的屬性模型計算區塊儲量。

表3 工區各地層孔滲物性參數表

圖4所示為精細三維地質模型。工區網格總數為94×69×160=1 037 760，其平面網格精度為50 m×50 m，網格垂向厚度平均為1.1 m，工區面積約為7.17 km2，基本符合地層區域劃分的邊界。儲量擬合天然氣儲量誤差控制在2.5%，原油儲量誤差控制在1.4%。

圖4 精細三維地質模型

2.2 PVT相態參數擬合

目前測得凝析油的密度為0.748 g/cm3(20 ℃)，黏度為2.162 mPa·s(50 ℃)，蠟含量為1.1%，膠質含量為0.12%，瀝青質含量為0.37%，硫含量為0.230%，氣油比為2 589 m3/m3，屬于中含凝析油凝析氣藏。

利用Eclipse當中的PVTi模塊進行相態PVT擬合，將定容衰竭測試所獲得的反凝析液量隨壓力變化的數據作為實驗參考數據，對SJ-2井流體多組分進行合理歸并或劈分，歸并為以下8個組分，通過調整狀態方程的多個參數，完成飽和壓力、相對體積、CVD凝析液量、氣油比等參數的擬合，流體組分見表4。

表4 流體組分表

流體組分表表明:流體高含甲烷、低含中間烴和重烴C5+和C11+。通過Eclipse軟件當中的PVTi模塊進行相態擬和實驗，進行SJ-2井復配樣和井下樣的流體PVT參數擬合，擬合數值見表5。

表5 SJ-2井復配樣和井下樣及流體PVT參數

2.3 單井徑向流模型

針對凝析氣藏近井區反凝析污染，可回注天然氣、注入甲醇或甲醇結合干氣吞吐解堵。該研究通過建立SJ-2井的單井數值模型進行凝析油解堵模擬和吞吐參數優選，模擬采用單井徑向網格系統，網格劃分為10×6×25，I方向網格尺寸大小為0.2 m，0.4 m，0.8 m，1.6 m，3.2 m，8 m，25 m，50 m，100 m，200 m，如圖5所示，單井數值模型建模參數見表6。歸一化多組巖心氣水和油氣相滲曲線，模型歷史擬合的主要指標誤差控制在5%以內，保證了后續注甲醇解除反凝析污染數值模擬研究的準確性[22]。

圖5 單井徑向網格模型

表6 單井數值模型建模參數

3 注甲醇解除反凝析污染數值模擬研究

3.1 解除反凝析污染機理

注甲醇結合干氣吞吐是解除凝析氣井反凝析污染的有效方法，注入甲醇可以增加烷烴和地層水兩組分的互溶性，降低體系界面張力，從而提高凝析油氣相對滲透率[23]，降低近井凝析油的飽和度。甲醇溶于烴類和地層水能夠有效地提升中質烴和水的蒸發能力，起到了有效解除近井帶反凝析傷害的作用[24]。

該研究結合實驗中測得的注入甲醇后相滲的變化規律，認為甲醇注入后油氣滲流能力被大幅提高，毛管壓力近似為零，所以給甲醇波及的模型網格設置單獨的油氣相滲曲線，表征模擬甲醇作用之后的油氣流動狀態。利用公式計算近井地帶注入流體的波及范圍，甲醇用量按地層孔隙體積30%計算，再附加1.2倍的用量系數，共計注入60 m3甲醇。在模型中對甲醇波及區域進行分區調用不同相滲曲線，Ⅰ區為原始模型的油氣相對滲透率示意圖(如圖6a所示)；Ⅱ區為甲醇波及區內采用的滲透率曲線，即等效注入甲醇的油氣相滲曲線(如圖6b所示)。

圖6 油氣相滲曲線與等效油氣相滲曲線

3.2 注氣總量

選用E300組分模擬器等效模擬注入60 m3甲醇，然后進行注干氣吞吐模擬。利用該研究模型模擬了7種不同的干氣周期注入量(16×104m3，24×104m3，32×104m3，40×104m3，48×104m3，56×104m3，64×104m3)下，單井累計增油量和換油率隨注入量的變化曲線[25]。由圖7可知，干氣注入量的增加使得地層壓力局部上升，一定程度上緩解了凝析油的反凝析，在充分能量置換后，更多的凝析油被氣體挾帶出井筒，導致單井的累計增油量不斷增大。由于干氣置換的效率較低，所以注入更多的干氣并不能得到等比例的增油量，從而導致換油率逐漸下降[26]。當干氣注入量超過40×104m3時，換油率對應的曲線呈現出下降幅度趨緩的現象，這時的投入產出比約為2.3。因此推薦干氣注入量為40×104m3。

圖7 累計增油量和換油率與注入量變化的規律曲線

3.3 注氣速度

合理的注氣速度可以維持地層壓力穩定，有效提高凝析氣藏的采收率。利用上述數值模型，比較了7種不同的注入速度(1×104m3/d，2×104m3/d，3×104m3/d，4×104m3/d，5×104m3/d，6×104m3/d，7×104m3/d)下目標井的累計增油量和換油率[25]，模擬結果如圖8所示。在注入速度達到4×104m3/d之前，累計增油量和換油率隨著注入速度的增加而大幅增加，注入速度超過這一臨界值后，累計增油量和換油率增加幅度放緩，考慮到單井注氣速度受注氣壓力限制，不能無限制增加，且摩阻隨井筒注入速度增加而增加[24]，故推薦其合理注入速度為4×104m3/d。

圖8 累計增油量和換油率與注入速度變化的規律曲線

3.4 燜井時間

燜井時間過短，注入氣在井底附近擴散不充分，造成凝析油重質組分的置換抽提不充分，無法起到提高凝析油采收率的作用；燜井時間過長則會影響正常生產，降低天然氣和凝析油產量，故存在最優燜井時間。模擬計算了7種燜井天數(5 d，7 d，9 d，11 d，13 d，15 d，17 d)的累計增油量和換油率[27]，計算結果見圖9。隨著燜井時間的增加，注入氣體能充分在儲層中進行擴散和置換，導致累計增油量與換油率曲線出現上升趨勢；而過長的關井時間不利于正常生產，即增油量與換油率曲線開始下降，但變化幅度并不明顯。當燜井天數為11 d時，累計增油量和換油率均達到最高值，故推薦燜井天數為11 d[27]。

圖9 累計增油量和換油率與燜井天數變化的規律曲線

3.5 注甲醇效果對比

根據上述數值模擬得到的最優注氣參數，進行注甲醇效果對比的方案模擬。方案一:不作任何解除反凝析污染措施，以5×104m3/d的產氣速度模擬生產5年，得到對應的天然氣采收率和凝析油采收率；方案二:在不注入甲醇的情況下，直接以上述最優注氣參數，實施干氣吞吐工藝，得到對應的天然氣采收率和凝析油采收率；方案三:注入甲醇60 m3后，再進行方案二的措施，模擬相同的生產時間，得到對應的天然氣采收率和凝析油采收率。表7為3組方案模擬結果的對比情況，可以看出:因反凝析污染，未進行解堵措施的生產過程中，凝析油和天然氣采出程度降低幅度大；而干氣吞吐后氣井天然氣采收率提高6%，因此，若能循環注氣，建議注氣吞吐保壓開采；相對單獨注氣吞吐，周期注醇注氣解堵的開采效果更好，天然氣采收率有小幅提高，凝析油的采出程度大幅提高[28]，通過數值模擬研究認為目標井注入60 m3的甲醇后[29]，注氣速度為4×104m3/d、周期注氣量為40×104m3、燜井時間為11 d為最優凝析油解堵方案[30]。

表7 3組方案的天然氣采收率和凝析油采收率

4 結論

1)通過對比SJ凝析氣藏儲層不同滲透率巖心的傷害評價試驗結果，可以發現:巖心初始滲透率越低，試驗后巖心的滲透率的減少量增大，反凝析污染傷害程度更大，氣相滲透率的下降幅度越大。尤其是對于造縫后的巖心，由于凝析油的運移和堵塞以及應力敏感，導致巖心滲透率大幅下降，受凝析油污染的影響更嚴重。

2)凝析氣藏注入甲醇后，甲醇-烴-水混合物相互溶解，降低體系界面張力，從而提高凝析油氣相對滲透率，能有效解除近井帶反凝析污染。注醇注氣數值模擬研究表明:目標井注入60 m3的甲醇后，以周期注入量40×104m3、注入速度4×104m3/d、燜井時間11 d的干氣解堵效果良好；研究表明注甲醇+注氣吞吐解除凝析氣藏反凝析污染比單獨注氣吞吐更為有效。

3)SJ凝析氣藏儲層低孔低滲，地露壓差為0.59～2.61 MPa，隨著地層壓力降至露點壓力以下，凝析油飽和度增大，造成近井反凝析傷害，降低氣井產能與采收率。針對地露壓差小的凝析氣藏，在有循環注氣條件下，建議保壓開采，在無循環注氣條件下，建議周期注醇注氣解堵，減少反凝析污染，提高凝析油和天然氣采收率。