縫洞型凝析氣藏衰竭開采影響因素實驗

李愛芬，范新昊，高占武，初君峰，崔仕提

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266000；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710018；3.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖凝析油氣資源十分豐富，約占全國探明凝析氣總量的40%[1-4]。縫洞型凝析氣藏通常采用衰竭式開發或注氣保壓開采方式[5-6]，衰竭式開發由于其具有投資費用低、投資回收期短等特點，成為中國凝析氣藏的主要開發方式[7]。但縫洞型凝析氣藏采用衰竭式開發存在凝析油損失大、氣井產能低等問題，因此，縫洞型凝析氣藏衰竭開采的影響因素及開發規律研究是目前迫切需要解決的難題。前人針對凝析氣藏的開發方式和相態分析開展了大量實驗研究，實驗大多在PVT筒或通過人工造洞造縫在全直徑巖心和拼接的長巖心中進行，王娟[8]、郭平等[9]向縫洞中填入砂礫，研究了充填程度對凝析油采收率的影響；鄧興梁等[10]研究了縫洞不同連通方式對凝析油采收率的影響；肖陽等[11]研究了底水對凝析油采收率的影響；史林祥[12]、隋淑玲[13]、郭平等[14]研究了衰竭速度對凝析油采收率的影響。上述研究中降壓速度對凝析油采收率影響程度缺乏準確的結論，且沒有開展縫洞位置、氣油比及采出氣組分變化規律等方面的研究。因此，文中通過制作不同縫洞位置的長巖心模型，開展了衰竭開采條件下降壓速度、縫洞位置對凝析油及天然氣采收率影響的實驗研究，以期更好地指導縫洞型凝析氣藏的開發實踐。

1 實驗測試

1.1 實驗準備

(1) 實驗流體配制。參照國家標準GB/T 26981—2011[15]，按照分離器氣油比為1 527 m3/m3、地層溫度為134.6 ℃、原始地層壓力為65.00 MPa、露點壓力為55.45 MPa，配制凝析氣(采用現場取得的某區塊油樣及氣樣)；實驗用水為研究區地層水，根據現場分析資料在室內自行配制，總礦化度為5 901 mg/L，水型為CaCl2型。

(2) 實驗巖心處理。將研究區碳酸鹽巖巖石放入巖心鉆取機中鉆取巖心；并利用切割機切平斷面，將制備好的巖心放入恒溫箱中烘干12 h；烘干后對天然巖心進行滲透率、孔隙度等基礎物性測試(表1)。

表1 長巖心基礎物性

利用線切割機將各塊巖心沿縱向均勻切成兩半，用電鉆對巖心進行人工造洞，洞直徑為6.5 mm，深度為2 mm，間隔為1 cm。抽真空飽和地層水，計算其總縫洞孔隙體積為2.114 cm3。用墊片模擬縫，縫寬為0.1 cm，熱縮套固定，開展衰竭開采實驗。

1.2 實驗流程

長巖心衰竭開采實驗流程如圖1所示，共設計2個降壓速度(10.00、6.50 MPa/h)、3種縫洞位置(上部、側部、下部)的6組實驗，研究壓降速度、縫洞位置對采收率的影響。

圖1 衰竭開采實驗流程圖

實驗步驟為：①高壓容器盛滿水，接好實驗流程，并恒溫至地層溫度；保持氣體壓力在露點壓力以上，用注氣排水法，把凝析氣及干氣分別轉入高壓容器中。②用干氣排除巖心上游管線中的水，氣驅造束縛水，通過累計產出水量計算束縛水飽和度(至少每小時記錄1次)。③關閉巖心出口閥(回壓增至65.00 MPa)，逐漸增加環壓及巖心中干氣壓力，使孔隙壓力增至65.00 MPa；用凝析氣驅替巖心中的干氣，直至產出氣油比與凝析氣一次脫氣氣油比相等。④控制回壓閥，以恒定速度降壓，通過分離器及集氣袋記錄累計產油量、累計產氣量及產出氣組分(至少每小時記錄1次)，當壓力降低至枯竭壓力(7.00 MPa)時，停止實驗。⑤重復步驟③、④，記錄不同降壓速度、縫洞位置下的累計產油量、累計產氣量及產出氣組分。

2 實驗結果及分析

2.1 縫洞位置對凝析油采收率的影響

表2為不同縫洞位置、降壓速度下長巖心衰竭開采的凝析油采收率。由表2可知：相同降壓速度下，縫洞在目的層上部時凝析油采收率最大，在側部時次之，在下部時最小。造成這種差異是油氣重力差異和裂縫孔洞位置關系導致的，當孔洞在裂縫下部時，析出的凝析油由于重力作用會沉降在洞的底部保持靜止，不利于被氣體攜帶采出，凝析油滯留情況最為嚴重；而孔洞在裂縫上部或側部時，析出的凝析油不利于附著在洞內部，有利于被氣體攜帶采出，采收率較高。相同縫洞位置時，降壓速度越快，凝析油的采收率越高，說明降壓速度快時巖心中部分凝析油還未析出便被采出。6組衰竭實驗凝析油采收率曲線如圖2所示。

表2 衰竭實驗凝析油采收率

圖2 衰竭開采實驗凝析油采收率

2.2 縫洞位置對天然氣采收率的影響

表3為不同縫洞位置、降壓速度下長巖心衰竭開采的天然氣采收率。由表3可知：相同降壓速度下，縫洞在目的層上部時天然氣采收率最大，在側部時次之，在下部時最小，與凝析油采收率規律相同。其原因為凝析油的聚集會影響天然氣的流動能力，析出的凝析油隨著壓力的降低逐漸膨脹，由于裂縫孔洞位置關系的影響，凝析油滯留量越多，可采出的天然氣將變少。因此，孔洞在裂縫上部時，天然氣的流動性能最好，天然氣采收率最高。縫洞位置相同時，降壓速度越快，天然氣采收率越高，與凝析油采收率規律相同，且天然氣采收率明顯高于凝析油采收率(圖3)。由圖3可知，天然氣采收率在衰竭壓力為30.00～40.00 MPa時出現增幅變緩的趨勢，這與現場通過定容衰竭實驗測得最大反凝析液量的壓力范圍一致，可作為判斷凝析氣藏開發過程中是否達到最大反凝析壓力的依據。

表3 衰竭實驗天然氣采收率

圖3 衰竭開采實驗天然氣采收率

2.3 氣油比變化

6組衰竭開采實驗的單次采出氣油比規律一致。以洞在上部、降壓速度為10.0 MPa/h為例(圖4)，壓力衰竭過程中，在露點壓力之上，氣油比曲線呈波動狀，無規律；氣油比開始逐漸減小的點即為露點壓力，圖中從55.00 MPa開始氣油比逐漸下降，這與現場通過恒質膨脹實驗測得的露點壓力54.45 MPa相近；氣油比最低段出現在最大反凝析壓力附近，圖中最低段出現在30.00～40.00 MPa，這與該組實驗天然氣采收率增幅變緩段一致；此后氣油比逐漸增大，說明反凝析現象逐漸減弱，采出凝析油逐漸減少，衰竭實驗接近尾聲。

圖4 衰竭開采實驗氣油比曲線

由于孔隙介質壁面會與流體發生界面相互作用，出現毛細凝聚現象[16]，而碳酸鹽巖儲層孔隙表面粗糙，比表面積大，重烴組分更易在孔隙介質表面發生吸附與聚集，加快凝析液的析出，從而加劇反凝析進程，造成凝析氣體系的露點壓力上升[17]。因此，露點壓力與實驗室的測試結果存在誤差，此時可通過氣油比曲線得到露點壓力，結果更準確。

2.4 采出氣甲烷含量變化

采出氣組分變化也可以反映凝析油和天然氣采收率的變化，由于采出氣中甲烷含量達到90%以上，故僅對比6組實驗過程中采出氣甲烷含量(圖5)。由圖5可知：采出氣中甲烷含量與凝析油采收率負相關，采出氣中甲烷含量越高，說明采出氣中重組分越少，凝析油采收率越低。

圖5 衰竭開采實驗采出氣中甲烷含量變化

3 結 論

(1) 降壓速度相同時，縫洞在目的層上部時凝析油、天然氣采收率最大，在側部時次之，在下部時采收率最小；縫洞位置相同時，降壓速度越快，凝析油、天然氣采收率越高。縫洞位置會影響凝析油在巖心中的剩余量，快速降壓會導致凝析油還未在巖心中析出便被采出。

(2) 衰竭實驗中氣油比開始逐漸減小的點即為露點壓力，氣油比最低段在最大反凝析壓力附近。碳酸鹽巖縫洞孔隙結構會導致凝析氣露點壓力發生變化，主要原因是重烴組分在孔隙介質表面發生吸附與聚集，加劇反凝析進程造成凝析氣體系露點壓力上升。

(3) 采出氣中甲烷含量與凝析油采收率負相關，甲烷含量高則凝析油采收率低。