丘东气田反凝析污染评价及解除方法研究

高建军,韩继凡,郝 巍,仓 辉,徐建红

(中油吐哈油田公司,新疆 哈密 839009)

丘东气田反凝析污染评价及解除方法研究

高建军,韩继凡,郝 巍,仓 辉,徐建红

(中油吐哈油田公司,新疆 哈密 839009)

凝析气藏开发过程中,地层压力降低到露点压力以后,不可避免发生反凝析现象。凝析液在井筒附近产生附加表皮系数,增加地层中液相的饱和度,降低气相渗透率,造成反凝析污染,从而使气井产能下降,影响凝析油、天然气的采收率。定量评价近井地带反凝析污染对气井产能的影响,对消除近井地带反凝析污染的方法进行了探讨。针对吐哈低渗凝析气藏开发特点,现阶段采用水力压裂可以有效解除丘东气田反凝析伤害。

凝析气藏;反凝析污染;表皮系数;饱和度;气相渗透率;气井产能;丘东气田

引 言

由于凝析气藏中含有以气态形式存在的凝析油,在凝析气井开采过程中,当地层压力小于露点压力时,将在地层中发生反凝析现象。随着凝析气从储层深部向井底的连续流动,会在井底附近地层不断产生反凝析现象,反凝析液积聚在近井地带而使凝析油饱和度上升,从而使流体流动的有效孔隙空间减少,增加气液渗流阻力,使气体相对渗透率降低。同时,凝析液在井筒附近产生附加表皮系数,导致产气量下降[1-2]。反凝析污染评价和解除反凝析污染的方法研究对有效开发低渗凝析气藏显得尤为重要。

1 丘东气田反凝析污染评价

1.1 气藏概况

丘东气田是一个完整的背斜构造,自下而上由4套流体性质相近、储层物性相似的气水系统组成。主力气藏储集层岩性主要为含粉砂细砂岩及中—细砂岩,较致密,平均孔隙度为 l1.5%,平均渗透率为 12.6×10-3μm2,属低孔、特低渗储层。气藏流体具有以下特点:凝析油含量中等,平均为226.3g/cm3;最大反凝析液量较小,平均为4.44%;地露压差小,为 0.12～2.53 MPa;不含硫,非烃含量少,低于 1.56%。该气田天然气地质储量为 71.35×108m3,凝析油地质储量为 159.93×104t。

丘东气田开发始于 1998年,采用衰竭方式开发。截至 2009年底,共有采气井 15口,目前日产气为 60×104m3/d,累计产气 18.55×108m3,采气速度为 2.93%,采出程度为 26.0%;累计产油 30.8×104t,凝析油采出程度为 19.26%。

1.2 生产中存在的问题

对于凝析气藏,当地层压力下降至露点压力后,将会出现反凝析现象。通过对单井高压物性的分析,作出各井定容衰竭过程中反凝析液量随压力变化曲线 (图 1)。从图 1中可以看出,随着压力下降,反凝析液量占孔隙体积的比例增加,当压力分别为 11、12、13MPa时,各气井凝析液体积最大,分别为 6.77%、3.90%、3.75%,在此压力下,凝析油损失将达最大。丘东气田最大反凝析压力在 10～15 MPa左右,凝析液损失率较高。

图 1 丘东气田反凝析液量随压力变化曲线

丘东气田经过 10 a的衰竭式开发,地层压力已下降至 13.68MPa,总压降达 18.56MPa,已进入最大反凝析污染。由于反凝析污染的存在,造成该气田无阻流量由最高时的 177×104m3/d下降为98 ×104m3/d。

1.3 丘东气田反凝析污染评价

国内外普遍采用室内长岩心衰竭实验、试井解释和单井数值模拟等方法来进行反凝析污染评价,本次研究采用试井解释方法。

截至 2009年底,丘东气田共取得 21井次不稳定试井资料,结合对反凝析污染发生的一般性认识可以断定,目前已投入生产的 14口井均不同程度见到反凝析污染现象。其中,测试资料齐全可对比的 3口井因反凝析污染,近井带气相渗透率降低37.5%～44.0%,供气半径降低 66.17%～88.61%,说明丘东气田已见到明显的反凝析污染现象。

2 反凝析油饱和度分布规律及对产能的影响

2.1 单井模拟近井地带反凝析油饱和度分布

凝析气井近井地层凝析污染程度主要决定于反凝析油饱和度的分布[3],通过建立单井数值模型进行研究。根据凝析油气体系渗流理论,以丘东7井西山窑下气藏 X4砂组作为代表性储层,建立单井径向模型。在历史拟合基础上,对丘东 3井反凝析油饱和度动态分布特征进行计算研究 (图 2)。计算结果表明,近井地带明显形成反凝析油饱和度动态分布带,距井底 10 m以内凝析油饱和度达到7.11%,反凝析污染最严重;距井底 26 m以外凝析油饱和度已降至 2%以下。反凝析污染主要在离井筒 0～10 m区域内。

图 2 丘东 3井凝析油饱和度与供气半径关系曲线

2.2 反凝析对气井产能的影响

气井生产过程中没有发生反凝析现象时,可用气井拟稳态产能公式计算未反凝析污染情况下的气井产能。

气井生产过程中在近井地带发生反凝析,析出凝析油增加液相饱和度,降低气相渗透率[4],降低以后气相的渗透率 (Kgd)。根据 Hawkins表皮系数定义,当气井存在反凝析动态污染时,可以用反凝析污染表皮系数 so表示:

式中:Kg为无反凝析污染有效渗透率,10-3μm2;Kgd为反凝析污染有效渗透率,10-3μm2;ra为反凝析污染带半径,m;so为反凝析污染表皮系数。

当气井存在反凝析动态污染时,其产能计算公式为:

用未发生反凝析的气井拟稳态生产产能公式与式 (2)相除,可以得到:

式中:qsc为无反凝析污染时产气量,104m3/d;qscd为反凝析污染产时气量,104m3/d;pr为地层压力,MPa;pwf为井底流压,MPa;Kg为有效渗透率,10-3μm2;h为气层有效厚度,m;re为泄油半径,m;rw为井筒半径,m;T为地层温度,K;μ为气相平均黏度,mPa·s;Z为气相平均压缩因子;s’为视表皮系数。

根据资料齐全可对比的 3口井测试资料分析,由于丘东 7井、丘东 25井进行压裂措施改造,因此只对丘东 3井产能进行计算。结果表明,反凝析污染对气井产能的影响比较严重。丘东 3井近井地带产能仅为无反凝析动态污染产能的 0.541 2倍,即气井产能下降 55.88%。

3 解除反凝析污染方法

对于衰竭式开发凝析气藏,反凝析污染主要表现为凝析油在地层中滞留,引起地层气相相对渗透率大幅度降低。因此,解除近井带反凝析污染的关键技术是使凝析油由液相变成气相,从地层流向井筒,达到既解除凝析油污染,又提高凝析油采收率的目的。

控制凝析气井近井地层反凝析油的析出和解除反凝析堵塞,是改善凝析气井开采效果的关键。调研国内外文献,目前,治理反凝析污染,提高气井产能的方法主要有注干气单井吞吐、注二氧化碳、注氮气或氮气与干气混合气、注甲醇 +干气 (或氮气)吞吐法、电磁感应加热技术法和水力压裂穿透“油环 ”等[5]。

由于受气源及地面工艺的制约,从油田的实际生产出发,采用水力压裂穿透“油环”的方法解除丘东气田反凝析污染。

通过丘东气田地层内凝析油饱和度分布规律研究认为,反凝析主要发生在离井轴径向 0～10 m左右的范围内,压力主要损失在该区域[6]。因此,利用水力压裂技术[7],改善近井地带的渗透性,降低凝析油流动临界饱和度,使近井地带反凝析油流动,达到增产的目的。丘东 25井在发生反凝析污染后,于 2006年 5月进行水力压裂,压裂后气油比从 6 731 m3/t下降至 3 939 m3/t,天然气产能增加3.0倍,凝析油的产量增加 2.54倍 (表 1)。

表1 压裂效果统计

根据压前和压后气油比上升的规律,回归气油比与时间的关系曲线 (图 3),可以计算出丘东 25井压后2.5 a内,采出的凝析油含量均高于该井不重复压裂继续生产时的产量。解除反凝析污染后,累计多产气0.46×108m3,多产油 1.26×104t,新增产值 4 461×104元。水力压裂解除反凝析污染效果明显。

图 3 丘东 25井重复压裂前后气油比上升规律

4 结 论

(1)衰竭式开发的凝析气田在生产过程产生反凝析污染是必然的,丘东凝析气田的反凝析主要发生在近井地带 10 m的范围以内。

(2)反凝析污染使丘东 3井近井地带产能仅为无反凝析动态污染产能的 0.541 2倍,即产能下降55.88%。

(3)水力压裂可以很好地提高近井地带的渗透率,降低凝析油临界流动压力,从而使原来聚集的凝析油流出,有效提高气井产能,压裂有效期可以达到 2.5 a。

[1]李士伦 .气田及凝析气田开发[M].北京:石油工业出版社,2004:5-9.

[2]郑小敏,钟立军,等 .凝析气藏开发方式浅析 [J].特种油气藏,2008,15(6):59-62.

[3]高奕奕,孙雷,等 .低渗凝析气井反凝析、反渗吸伤害及解除方法[J].西南石油学院学报,2005,27(2):45-49.

[4]姜贻伟,毕建霞,等 .凝析气井反凝析污染对产能影响研究[J].西南石油学院学报,2005,27(4):37-40.

[5]潘毅,孙雷,李士伦,等 .凝析气藏解除反凝析污染、提高气井产能方法[J].西南石油学院学报,2007,29(4):37-40.

[6]严谨,张烈辉,等 .凝析气井反凝析污染的评价及消除[J].天然气工业,2004,25(2):133-135.

[7]王和琴,等 .桥口地区凝析气藏压裂效果影响因素分析[J].特种油气藏,2004,11(2):53-55.

Study on evaluation and removal of retrograde condensate damage in Qiudong gas filed

GAO Jian-jun,HAN Ji-fan,HAO Wei,CANG Hui,XU Jian-hong
(Tuha O ilfield Company,PetroChina,Ham i,Xinjiang839009,China)

In the processof developmentof gas condensate reservoir,retrograde condensation has always been inevitable after formation pressure reduced to dew point pressure.Condensate liquid would generate additional skin factor nearwellbore to increase liquid saturation and reduce gas phase permeability,resulting in retrograde condensation damage,thus reducing gaswell productivity and the recovery factor of condensate oil and gas.This paper quantitatively evaluates the impact of retrograde condensation damage near wellbore on gaswell productivity and discusses the methods of removing retrograde condensation damage.The damage of retrograde condensation inQiudong gas field can be effectively removed by hydraulic fracturing according to the developmentperformance of low per meability gas condensate reservoir in Tuha oilfield.

gas condensate reservoir;retrograde condensation damage;skin factor;saturation;gas phase permeability;gas well productivity;Qiudong gas field

TE349

A

1006-6535(2010)02-0085-03

20090402;改回日期20100108

中油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目 (2008D-1503-06)

高建军 (1968-),男,助理工程师,1989年毕业于长庆石油学校石油地质专业,现从事油气田开发综合研究工作。

审稿专家 柴利文

编辑 姜 岭