超臨界二氧化碳解除近井地帶反凝析傷害技術研究

韓 睿， 何永志， 白景彪， 馮大強， 王 強， 白 靖, 賈正良

1桂林理工大學地球科學學院 2中國石油華北油田分公司第五采油廠 3中國石油長慶油田分公司第五采油廠 4中國石油青海油田分公司鉆采工藝研究院 5中國石油青海油田分公司井下作業公司生產指揮中心 6中國石油青海油田分公司采油三廠 7中國石油青海油田分公司勘探開發研究院

0 引言

對于衰竭開發的凝析氣藏，當地層壓力降低至體系流體露點壓力以下時，體系就會出現反凝析現象，氣相中的重組分會析出并形成凝析油[1]。析出的凝析油不會立即在井口產出，而是吸附在多孔介質孔隙表面，或是進入儲層微小的孔隙空間，從而減少氣相有效的流動空間，甚至堵塞氣相的流動通道，最終導致氣井產能降低[2- 3]。要解除反凝析傷害，首先要對反凝析傷害程度有清楚的認識。目前國內外研究反凝析傷害評價普遍采用氣藏工程計算法、室內長巖心衰竭實驗法、試井解釋法及數值模擬法等[4]方法。研究發現，采用衰竭方式開發的凝析油在儲集層內一般呈不流動狀態，損失率可達50%～60%以上[5- 6]。

解除反凝析傷害的方法有注單一氣法(干氣、富氣、氮氣、CO2等)、注混合氣法、脈沖排液法等。解除反凝析傷害的機理主要分為兩類：一是將凝析油反蒸發進入凝析氣，解除反凝析傷害，從而提高凝析油采收率，如注CO2法；二是從解除反凝析油堵塞的角度考慮解除反凝析傷害，如水力壓裂法[7- 9]。通過前人研究發現[10- 12]，CO2的化學性質穩定且具有較高的溶解度和流動性，當凝析氣藏注入CO2不僅能保持地層壓力，而且CO2在原油中溶解度較大，具有較強抽提烴類物質和降低凝析氣露點壓力的能力。此外，CO2還易溶于水且溶解于水后略呈酸性，這種酸化作用有助于解除地層堵塞，提高儲層滲透性。

因此，本文針對塔里木油田庫牙哈凝析氣藏凝析油產量遞減快的問題，以某典型井為例，開展氣藏反凝析解堵室內實驗，弄清地層流體反凝析規律和凝析油分布特征，依據實驗結果，在現場實施注CO2解堵提高單井產能試驗，為該地區制訂解除反凝析傷害和提高凝析油產量方案提供技術支撐。

1 凝析氣藏特征

該凝析油氣藏面積500 km2，含油氣井段為5 500～5 700 m，平均滲透率為14～27 mD，平均孔隙度為14.7%～16.2%，地層壓力為58.16 MPa，露點壓力為51.95 MPa，壓力系數1.1，地層溫度128.1 ℃。凝析油含量為334.8 g/m3，凝析油密度平均0.79 g/cm3。地層水密度平均1.16 g/cm3,礦化度247 154～403 710 ppm，水型為CaCl2，屬封閉型地層水。

目前地層壓力已降至31 MPa，氣藏單井產能已由開發初期的329 t/d降至14 t/d，下降幅度高達95.74%,現場急需解除反凝析傷害提高凝析油氣采收率的措施。

2 室內試驗

以長巖心衰竭實驗模擬評價巖心反凝析傷害程度，通過注入CO2利用其超臨態特征解除部分傷害，基于實驗數據評價反凝析傷害和超臨界CO2解除反凝析傷害規律，得到CO2的注采周期參數，為超臨界CO2解除近井地帶反凝析傷害技術提供室內實驗依據，并指導現場試驗。

2.1 實驗參數

以該氣藏H5井為研究對象，選取具有代表性的10塊巖心，利用巖心排序法，將巖心從出口端到入口端進行排序，巖心平均長度為6.521 cm，平均直徑為2.488 cm，平均孔隙度為15.71%，平均滲透率為20.52 mD。當溫度壓力超過臨界條件時，CO2將處于超臨界狀態，性質介于氣態和液態之間，其黏度近似于氣態，密度近似于液態。

2.2 實驗裝置

長巖心衰竭實驗設備包括長巖心夾持器、配樣器、烘箱、驅替泵、真空泵、中間容器、圍壓泵、回壓閥、加熱帶、液氮降溫設備、全自動氣量儀、密度檢測儀等，見圖1。烘箱可根據實驗條件調節實驗溫度，放置長巖心夾持器，通過巖心夾持器將外界的溫度和壓力傳遞至實驗巖心。配樣器利用相態恢復理論配制實驗樣品。中間容器儲存實驗樣品，一端與驅替泵連接，另一端與長巖心夾持器連接，利用驅替泵將樣品驅替進入巖心中；圍壓泵和和回壓泵提供圍壓和回壓，圍壓模擬實際儲層上覆巖層壓力，回壓用以控制實驗巖心孔隙壓力。液氮降溫設備將實驗出口端采出的流體進行氣液分離，分離后的液體利用密度檢測儀可知其密度，氣體進入全自動氣量儀，可計量采出氣體量。

圖1 長巖心衰竭實驗流程圖

2.3 實驗過程

2.3.1 反凝析傷害實驗

通過長巖心衰竭實驗模擬近井地帶的反凝析傷害情況，采用聯合降壓的方式，測試不同反凝析階段氣相滲透率大小來反映反凝析對儲層造成的傷害程度。

(1)將巖心抽真空后建立束縛水飽和度，測量巖心的氣相滲透率。

(2)將巖心按順序裝入膠筒后放入長巖心夾持器，連接實驗設備，建立實驗溫度和壓力條件。

(3)控制回壓略高于露點壓力，打開出口端閥門，用凝析氣以幾倍于孔隙體積的量進行驅替，置換出可流動地層水。當出口端不出水時，測試長巖心的氣相滲透率。

(4)通過控制入口壓力和回壓閥壓力,模擬儲層實際開發壓力變化。記錄每一個出口壓力點穩定后的出口流量、時間、入口壓力、出口壓力。

(5)在不同衰竭壓力條件下得到凝析氣的有效滲透率，用于評價反凝析傷害造成的傷害程度。

2.3.2 注CO2解除反凝析傷害實驗

(1)按照反凝析傷害實驗步驟(1)～(3)將巖心飽和凝析氣，然后入口端連接CO2樣品，控制回壓閥壓力低于露點壓力，使長巖心內壓力恢復至48 MPa，保證凝析氣開始反凝析；

(2)然后關閉出口和入口，燜至壓力逐漸穩定后開始衰竭開采，和反凝析傷害實驗步驟(4)一樣，記錄每一個出口壓力點穩定后的出口流量、時間、入口壓力、出口壓力；測試采收率與采出程度，此為一個注采周期。

(3)重復實驗周期，直至壓力降低至目前地層壓力，得到巖心注CO2條件下凝析氣的有效滲透率，用于評價注CO2解除反凝析傷害。

2.4 實驗結果

以上述實驗數據為基礎，分析反凝析傷害情況和注CO2解除反凝析傷害情況，研究結果如下。

2.4.1 氣測滲透率變化

由圖2可知，當地層壓力大于露點壓力時，氣測滲透率快速下降。當壓力進一步下降時析出凝析油，凝析油達到最小流動飽和度之前不流動，儲層含油飽和度一直升高。氣體的流動通道越來越小，流動阻力越來越大，氣測滲透率持續降低。壓力降低后對近井的傷害達到約37%。注CO2前31 MPa時滲透率為7.28 mD，注CO2后31 MPa壓力級下滲透率為9.21 mD，說明在體系低于露點壓力后，析出凝析油具有阻礙凝析氣流動作用，而注CO2可以有效解除該類凝析油傷害。

圖2 不同衰竭壓力條件下巖心氣測滲透率變化曲線

2.4.2 反凝析規律和凝析油分布特征

由圖3可知，當長巖心出口端壓力從原始地層壓力降低至體系露點壓力時，開始有凝析油析出，并在最大反凝析壓力點達到最大值，隨著壓力降低反凝析液量逐漸降低，而注入CO2后反凝析液量趨勢線明顯低于衰竭式開發，說明注入CO2后體系露點壓力和反凝析液量有明顯的降低。

圖3 不同衰竭壓力條件下巖心反凝析液量變化曲線

2.4.3 注CO2解除反凝析傷害實驗結果

由圖4可知，注入CO2解除反凝析傷害，一次注采周期過后，凝析油采收率達到了30.68%，二次注采周期過后，凝析油采收率最終達到了32.62%。注采兩個周期后，凝析油飽和度降低了3.306%。

圖4 注入CO2解除反凝析后的凝析油采收率

2.4.4 注采周期參數優選

以上述實驗數據為基礎，用數值模擬技術對H5井進行注CO2吞吐生產模擬，確定最優的CO2注入量、注氣速度、燜井時間和生產速度等。由圖5可知，井筒附近的凝析油飽和度先升高后稍有降低，而遠井地帶的凝析油飽和度呈不斷升高趨勢，發生反凝析的距離也不斷向地層深部推進。相對的，近井地帶的氣相相對滲透率遠低于地層深部的氣相相對滲透率。H5井近井10～15 m范圍存在較為明顯的反凝析傷害，井筒附近凝析油飽和度達0.5左右。

圖5 H5井凝析油飽和度和氣相相對滲透率分布剖面圖

采用徑向解堵用液量公式(1)進一步確定CO2的注入量。

V=πr2hΦ(1-So+SoR)

(1)

式中：V—CO2注入量，t；r—解堵半徑，m；h—儲層有效厚度，m；Φ—孔隙度，%；So—含油飽和度，%；R—采出程度，%。

H5井解堵半徑13 m，儲層有效厚為6 m，孔隙度15.5%，So含油飽和度50%，采出程度10%，根據公式計算出的CO2的注入量為260 t。根據CMG軟件進行敏感性分析，得出適合H5井的注采周期參數，注氣量260 t，注入速度260 t/d，燜井時間4～8 d，采氣速度3×104m3/d。

3 現場試驗

H5井已經出現嚴重反凝析現象，導致近井地帶凝析油堆積堵塞，采取注CO2解堵工藝措施，解除近井地帶凝析油堵塞，恢復產氣通道滲流性，實現產能的恢復和提升。現場實驗過程：通過槽車將液態CO2倒運至現場儲存罐；將儲存罐的液相接口與喂液泵連接，喂液泵給注氣泵供液，經注氣泵增壓后輸送至配氣閥；由配氣閥組分流到各注氣井。同時，在注氣泵、喂液泵出口安裝了回流管線，在儲存罐上并聯貯槽自增壓器，使儲存罐內壓力相對穩定，保證連續注入CO2。工藝流程見圖6。

圖6 CO2注氣工藝流程圖

施工油管串結構：油管掛+油管+第一級ZBT氣舉閥+油管+第二級ZBT(零平衡)氣舉閥+油管+第三級ZBT氣舉閥+油管+第四級ZBT氣舉閥+油管+第五級ZBT氣舉閥+油管+油管鞋，共5595.18 m，管串內容積為18.21 m3，環空容積為86.73 m3,施工井段為5 595～5 601 m。施工情況見表1。

表1 H5井施工情況表

通過對比H5井作業前后生產動態，作業后，日產氣7 689 m3↗16 522 m3，日產油12.36 t↗26.56 t，日產水2.64 t↗ 3.44 t，產油量提升215%，說明注CO2解堵現場試驗成功。該技術推廣應用于該氣藏其他5口單井，應用結果見表2，由表2可以看出注CO2解堵后，單井產能有了明顯提高，平均提高2.92倍，下一步將應用到更多同類型的氣藏中。

表2 X氣藏5口單井注入CO2前后生產動態對比

4 結論

(1)通過室內長巖心衰竭實驗模擬氣藏開發過程，研究凝析氣藏某典型井的地層流體反凝析規律和凝析油分布特征，結果顯示近井10～15 m范圍存在較為明顯的反凝析傷害，井筒附近凝析油飽和度達50%左右，因此本井重點為解除反凝析傷害；再通過注CO2解除反凝析傷害實驗，定量評價CO2解除傷害程度，結果顯示通過注入CO2解除反凝析傷害，一次注采周期過后，凝析油采收率達到了30.68%左右，二次注采周期過后，凝析油采收率最終達到了32.62%左右。注采兩個周期后，凝析油飽和度降低了3.306%。結合數值模擬技術進行注CO2吞吐生產模擬，優選注采周期參數，并在典型井進行現場試驗，得到研究區注CO2解堵工藝技術施工參數。

(2)該技術推廣應用于凝析氣藏其他單井,日產油平均提高2.92倍，該技術具有較好的適用性，為地區制訂解除氣藏反凝析傷害、提高凝析油產量方案提供技術支撐。