牙哈凝析气藏注气开发过程反蒸发动态相态特征

陈文龙 廖发明 吕波 苗继军 常志强

1.西南石油大学研究生学院 2.中国石油塔里木油田公司

牙哈凝析气藏注气开发过程反蒸发动态相态特征

陈文龙1廖发明1吕波2苗继军2常志强2

1.西南石油大学研究生学院 2.中国石油塔里木油田公司

针对牙哈凝析气藏出现的反凝析问题，利用油气相平衡理论，在对典型气井YH301井地层流体相态实验拟合的基础上，模拟研究了该凝析气藏的反凝析相态特征和组分变化特征，同时分析了注入气与地层剩余凝析油和剩余井流物的反蒸发相态变化特征。结果表明：①随着地层压力的降低，凝析气中C1含量逐渐增加，C10＋的含量逐渐降低，反之也成立；②加载不同比例注入气后，随着注入气比例从20%增加到80%，地层反凝析油的p—T相图临界点从右向左偏移，当注入气摩尔含量超过40%后，整个体系在地层温度134℃下已经变成露点状态；③地下剩余流体注气后混合物体系反凝析液量降低，注入气所占摩尔含量越高，反凝析液量降低越多；④注入气摩尔含量大于40%有利于降低体系露点压力和反凝析液量，使凝析气不会再显著发生反凝析损失，反凝析饱和度明显降低，有利于牙哈凝析气藏开发中后期进一步提高凝析油的采收率。

凝析油气田 注气 开发 反蒸发 动态 相态 采收率 塔里木盆地 牙哈凝析气藏

牙哈凝析气田位于新疆库车县境内，构造处于塔里木盆地塔北隆起轮台断隆中段牙哈断裂构造带上，其中牙哈2－3为主力凝析气藏区块。该气藏具有储量大、埋藏深、原始地层压力高、地露压差小、凝析油含量高、石蜡含量高等特点，是一个近饱和的特高凝析油含量高压凝析气藏。牙哈2－3气藏区块于2000年11月全面投入循环注气开发。由于气窜和注气量等因素，目前牙哈凝析气田出现的问题有：地层压力下降，反凝析现象愈加突出；反凝析使重组分损失逐渐增加，气井产能降低，采气指数下降，生产压差增加，表皮污染严重［1－3］。

针对反凝析问题，基于相平衡理论，以YH301井地层流体PVT相态实验为基础，在相态拟合基础上，模拟研究反凝析动态相态特征及反凝析油反蒸发相态特征。为寻求牙哈凝析气藏注气中后期减轻或解除反凝析污染提供支持［4－6］。

1 牙哈凝析气田反凝析相态特征

表1为牙哈凝析气田YH 301井地层流体组分分析表。由表1可见：地层流体C1摩尔含量在75.67%，C2～C6在13.68%，属于中间烃含量较高的凝析气藏流体。按组分性质相似相近的原则，把原始井流物的组分延伸并归并为9个拟组分，即：CO2、N2、C1、C2～C3、iC4～iC5、nC5～C6、C7～C10、C11～C23和C26～C30。主要对露点压力、气油比、地面油密度和定容衰竭的气相偏差因子及反凝析液量饱和度进行了拟合。

表1 YH301井N1 j的流体组成表

地层温度下露点压力和单次闪蒸实验数据拟合如表2所示。地层温度下定容衰竭实验反凝析液饱和度和气相偏差因子拟合结果如图1所示。

表2 地层流体饱和压力与单次闪蒸数据对比表

图1 定容衰竭实验反凝析液量拟合图

由表1和图1可见：实验值和计算值相对误差均小于2%，总体拟合效果较好，能满足后续相态模拟计算的需要。最大反凝析液量高，达到23%。

1.1 反凝析过程地层凝析气和凝析油组成变化特征

通过定容衰竭实验的模拟计算，可得到不同衰竭压力下气相、油相和井流物的组成，由此分析反凝析过程油气组成的变化特征。本次计算出了从地层压力52.28 MPa衰竭到34.00 MPa时不同压力下反凝析油、凝析气及井流物组成变化（表3）。

由表3结果可见，随着地层压力的降低，凝析气中C1含量逐渐增加，C10＋的含量逐渐降低；凝析油中C1的摩尔含量逐渐降低，C10＋的含量逐渐增加。这说明反凝析发生后，重组分从凝析气中凝析形成凝析油，使得凝析气变轻，反凝析油变重。总体上随着衰竭开发的进行，剩余地层流体中重组分所占比例越来越大。

1.2 反凝析过程地层凝析气相p—T相图变化

在反凝析组成分析的基础上，模拟计算了不同压力下地层凝析气相的p—T相图（图2）。由图2可见：从52.28 MPa下降到45.00 MPa，随着压力的减低，凝析气露点压力降低，包络线向下缩小。始终处于饱和状态。

表3 随压力降低反凝析油、气及井流物组成变化表

图2 反凝析后凝析气相p—T相图

1.3 剩余地层凝析气反凝析特征

通过得到的不同压力下地层凝析气相组成，模拟计算了不同凝析气的反凝析特征。地层凝析气相反凝析液相饱和度与压力的关系模拟如图3所示。由图3可见，随着压力的降低，凝析气相中反凝析液量降低，这主要是由于随着压力的降低，凝析气相中轻质组分含量比重加大，越来越轻，凝析油含量越来越少所致。

图3 YH301井不同压力下凝析气反凝析特征图

2 牙哈凝析气田注气反蒸发相态机理

在对反凝析油气组成和相态分析基础上，对反凝析油与注入气相态特征和地层剩余井流物与注入气的相态特征进行了模拟研究，分析了注入气对降低反凝析、使反凝析油再蒸发为气相的机理［7］。

2.1 反凝析油—注入气相态特征

在不同衰竭压力下反凝析油组分和组成基础上，模拟研究反凝析油与注入气之间的相态特征。本次模拟研究了衰竭到48.00 MPa时的反凝析油与注入气之前的相态特征，主要包括反凝析油本身的相态特征，注入不同摩尔含量的气之后整个体系的相态特征以及注入气与反凝析油的混相能力［8－9］。

图4为48.00 MPa下反凝析油与不同比例注入气混合后p—T相图变化特征。其中注入气为采出分离器气。由结果图可见，随着注入气比例从20%增加到80%，临界点从右向左偏移，当注入气摩尔含量超过40%后，整个体系在地层温度134℃下已经变成露点状态，说明地层反凝析油已经变成凝析气状态。

图4 随注气量增加反凝析油p—T相图变化图

图5为反凝析油饱和压力随注入气摩尔含量变化的p—X相图。由图5可见，随着注气量增加，凝析油饱和压力升高，说明要溶解所注入的气，必须增加压力。而且，当注入气摩尔含量接近50%的时候，体系达到临界状态（临界点），说明此时体系从泡点状态转变为露点状态，即从反凝析油变成凝析气，凝析油被完全蒸发［10］。

图5 反凝析油注气p—X相图特征图

2.2 地层剩余流体—注气相态特征

模拟了YH301井地层流体衰竭到40.00 MPa（接近最大反凝析压力）后的剩余地层流体与注入气的相态特征。模拟计算了6种不同剩余流体与注入气的混合体系，注入气摩尔含量分别为10%、20%、30%、40%、50%和60%。对新混合体系的反凝析液量随压力的变化和露点压力进行了模拟计算。

图6为剩余地层流体与注入气混合后反凝析液量变化。由图6可见，注气后混合物体系反凝析液量降低，注入气所占摩尔含量越高，反凝析液量降低越多。当注入气摩尔含量达到60%时，最大反凝析液量约为7%，为原始井流物的30%。注气量低于40%时，混合物体系注气露点压力略有升高，当注气量超过40%后体系露点压力从53.00 MPa下降到49.00 MPa。

图6 衰竭到40.00 MPa剩余地层流体与

因此，注入气摩尔含量大于40%有利于降低体系露点压力和反凝析液量，使凝析气不容易反凝析，而且反凝析饱和度降低，这将有利于凝析气藏的开发。

3 结论及认识

1）随着地层压力的降低，凝析气中C1含量逐渐增加，C10＋的含量逐渐降低；凝析油中C1的摩尔含量逐渐降低，C10＋的含量逐渐增加。这说明反凝析发生后，重组分从凝析气中凝析形成凝析油，使得凝析气变轻，反凝析油变重。

2）随着压力的降低，凝析气相中反凝析液量降低，凝析油含量越来越少。

3）反凝析油与不同比例注入气混合后p—T相图变化为随着注入气比例从20%增加到80%，临界点从右向左偏移，当注入气摩尔含量超过40%后，整个体系在地层温度134℃下已经变成露点状态，说明地层反凝析油已经变成凝析气状态。

4）地下剩余流体注气后混合物体系反凝析液量降低，注入气所占摩尔含量越高，反凝析液量降低越多。当注入气摩尔含量达到60%时，最大反凝析液量约为7%，为原始井流物的30%。注气量低于40%时，混合物体系注气露点压力略有升高，当注气量超过40%后体系露点压力降低。注入气摩尔含量大于40%有利于降低体系露点压力和反凝析液量，使凝析气不容易反凝析，而且反凝析饱和度降低，这将有利于牙哈凝析气藏的高效开发［11－12］。

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Retrograde vaporization dynamic phase behaviors in gas injection development of the Yaha condensate gas reservoir

Chen Wenlong1，Liao Faming1，LüBo2，Miao Jijun2，Chang Zhiqiang2
（1.Graduate School of Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；2.Tarim Oilfield Company，PetroChina，Kurle，Xinjiang 841000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.67－70，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Concerning the problem of the retrograde condensation in the Yaha condensate gas reservoir，we adopted the oil－gas phase equilibrium theory to conduct a simulation research into the retrograde condensate phase behavior and its composition variation in the condensate gas reservoir based on the formation fluid phase behavior experiment on the typical gas well YH301.At the same time we analyzed the behavior variation of retrograde vaporization phase of the injected gas，the formation residual condensate oil and the residual well fluids.The following conclusions are drawn.First，as the formation pressure decreases，the content of C1contained in the condensate oil increases and that of C10＋gradually decreases，and vice versa.Second，if different percentages of the injected gas is added，the critical point of formation condensate oil in the p－T phase diagram moves from the right to the left as the percentage increases from 20 to 80，and when the molar content of injected gas is above 40 percent，the system is turned into the dew point state at 134℃of the formation temperature.Third，when gas is injected into the subsurface residual fluid，the retrograde condensate liquid of the mixture system decreases；and the higher the molar content of the injected gas，the less the retrograde condensate liquid.Fourth，when the molar content of the injected gas is above 40 percent，the dew point pressure of the system and retrograde condensation loss are reduced；with the obvious decrease of retrograde condensate oil saturation，the recovery efficiency of condensate oil will be further improved in the later development of the Yaha condensate gas reservoir.

condensate oil gas field，inject gas，development，retrograde vaporization，dynamic，phase behavior，recovery factor，Tarim Basin，Yaha condensate gas reservoir

陈文龙等.牙哈凝析气藏注气开发过程反蒸发动态相态特征.天然气工业，2012，32（8）：67－70.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.014

“十二五”CNPC重大科技攻关专项“天然气开发关键技术研究”（编号：2011B－1507）资助。

陈文龙，1975年生，工程师，硕士研究生；主要从事油气藏开发工程研究工作。地址：（841000）新疆维吾尔自治区库尔勒市78号信箱。电话：13999015202。E－mail：lvbo20010101＠sina.com

2012－04－24 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.014

Chen Wenlong，engineer，born in 1975，is studying for a Ph.D degree and is now engaged in oil／gas reservoir exploitation research.Add：Mail Box 78，Kurle，Xinjiang，P.R.China

E－mail：lvbo20010101＠sina.com