高温高压富含水气凝析气体系非平衡效应研究

魏栋超 李永杰 姚霖

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500;2.川庆钻探工程有限公司，成都 610000)

高温高压富含水气凝析气藏在实际开发过程中伴随着极为复杂的相态变化。研究表明［1-3］，常规凝析油气相平衡理论已经不能满足含水凝析油气体系相态描述的需要;与此同时，在相变过程中，由于气相的高速流动，气液相来不及达到充分平衡，液相析出后一部分因吸附导致运动滞后而逐渐沉降，一部分也会因高速气流夹带呈气相运动一段距离后才形成液相，存在“析出滞后”现象［4-6］，即非平衡效应。因此，对于高温高压富含水气凝析气藏，考虑含气态水相态变化理论下的非平衡效应对实际生产有着非常重要的工程指导意义。

1 相态理论分析

1.1含水凝析油气体系相态理论

含水体系状态方程为1978年改进的PREOS［7］。方程形式为:

式中:am、bm的计算采用无极性混合规则中最常见的古典范德华混合规则:

对于含一种或多种极性成分的非理想状态混合物体系，需要建立含极性物质的混合规则及能描述非理想状态的模型，Huron和Vidal将已有的混合规则与活度系数相结合，对引力系数进行如下改进:

αij是非随机性参数，τij表示分子间的作用力:

其中gji是j-i组分相互间的能量特征参数g是随温度变化的，表达式如下:

其中(gji-gii)'和(gji-gii)″与温度无关。

当αij=0，则有

此时Huron-Vidal混合规则可化简为古典混合规则。

该模型可用于含极性物质体系如高温高压含水气凝析油气体系的相态计算。

1.2 非平衡压降理论

AX米尔扎赞扎杰［5］对凝析气系统的非平衡特征做了大量研究，得到非平衡状态下凝析气体系中凝析油含量与压力变化速度量化关系:

式中:A=qmax/(pb-pmax)，pb、pmax— 分别表示体系露点压力和最大反凝析压力;qmax— 最大反凝析压力析出的凝析液量;K(t)—系统弛豫时间函数，可表示为K(t)=K0e-t/T，它遵守 K(t)＞0，dK(t)/dt＜0，K(∞)=0，K0— 重量系数;T— 弛豫时间。

根据非平衡压降过程中凝析气体系凝析油含量方程，可得到瞬时非平衡相变液量摩尔分数表达式:

式中:L'—瞬时非平衡相变凝析液摩尔分数;L—平衡相变凝析液量摩尔分数。

2 相态变化特征分析

2.1 实验装置

实验所用设备为JEFRI全观测无汞高温高压多功能地层流体分析仪。该装置带有一个容积为150 mL整体可视的PVT室，设备主要参数:温度为-30～200℃，精度0.1℃;压力为0.1～70 MPa，精度0.01 MPa，满足凝析油气体系相态研究要求。

2.2 实验方法及内容

实验温度为136.5℃，露点压力为57.0 MPa，样品组成见表1。

(1)平衡压降实验。保持露点压力下体积恒定，降压待体系平衡后排气。测定各级压力下油气采出量、体系PVT筒中反凝析液量。

(2)非平衡压降实验。保持露点压力下体积恒定，使体系以一定的压力降速度(dp/dt=0.028 MPa/s)连续降压排气，记录该过程中的凝析油采出程度及产出水变化规律。

表1 样品组分、组成分析数据(摩尔百分比)

2.3 凝析油采出程度实验分析

定容衰竭过程中凝析油累积采出程度对比关系见图1。

图1 定容衰竭过程中凝析油累积采出程度

在衰竭过程中，非平衡压降各级凝析油累积采出程度高于平衡压降凝析油采出程度。非平衡压降的凝析油最终采出程度为42.55%，比平衡压降凝析油最终采出程度高6.4%。非平衡压降过程中，由于体系稳定时间没有达到油气平衡分离时间，使部分凝析液体以雾气形态存在于气体中，随着天然气一起采出地面，因此在开采过程中适当的非平衡效应可以提高凝析液采出程度。

定容衰竭过程中各级压力下凝析油采出程度见图2。

图2 定容衰竭过程中各级压力下凝析油采出程度

图2表明，非平衡压降过程中各级压力下凝析油采出程度均不同程度的高于平衡压降过程中的凝析油采出程度。同时，在衰竭压力高于最大反凝析压力(35 MPa)时，凝析油采出程度增长幅度较大;压力低于最大反凝析压力后，非平衡压降过程凝析油采出程度增长幅度与平衡过程增长幅度相近。产生这种差异的主要原因是:在最大反凝析压力之前，体系中凝析油含量较高，随着体系压力的降低，体系主要以反凝析为主，非平衡过程中天然气带出的凝析油较多;当体系压力低于最大反凝析压力时，凝析气中凝析油含量较少，体系以反蒸发为主，此时采出气中凝析油以天然气抽提蒸发已经反凝析的凝析油为主，因此，在定容衰竭后期，凝析油增长幅度相差不大，非平衡压降与平衡压降各级的采出程度相差较小。这也表明，在凝析气田开发后期，非平衡效应较弱。

2.4 采出凝析水量实验特征分析

在定容衰竭过程中，体系衰竭到10 MPa时，平衡压降过程产水量20.72 g/m3，而非平衡压降产水量可达36.67 g/m3;到大气压时，平衡压降产水量250.95 g/m3，而非平衡压降过程产水量约达到311.90 g/m3。不同压力下，非平衡压降产水量均比平衡压降产水量高。产水量也与稳定时间有关，非平衡压降过程中，当体系水析出时，由于稳定时间没有达到平衡时间，液态水以小液滴的形式存在于气体中，随着天然气一起采出，因此，非平衡压降产水量比平衡压降过程产水量高。同时，不同压力阶段，产水量差异较大，低压阶段产水量远远高于高压阶段，在低压阶段，防止近井地带凝析水反渗吸水锁至关重要。

2.5 改进PR方程计算适应性分析

用常规PR方程及考虑气态水改进的PR方程计算反凝析液饱和度随压力变化曲线见图3。

图3 反凝析液饱和度对比曲线图

定义相对误差为:

式中:ε— 相对误差，%;Socal— 模拟计算得到反凝析液量饱和度，小数;Soexp— 实验测定反凝析液量饱和度，小数;n—实验点数。

根据相对误差计算公式，改进PR方程及PR方程计算得到的反凝析液饱和度的相对误差分别为4.49%、12.83%。这表明，改进PR状态方程更适合表征高温高压富含水气凝析油气体系相态变化特征。

根据改进PR方程计算的平衡压降反凝析液饱和度数据，结合式(12)计算压降速度dp/dt分别为0.007 MPa/s、0.028 MPa/s下定容衰竭过程中反凝析液饱和度与压力关系曲线(K0=0.21，T=8 800 s)，如图4所示。

图4 反凝析液饱和度计算对比曲线

压降速度越大，非平衡效应越严重，反凝析油饱和度偏离平衡压降下反凝析油饱和度的程度越大;压降程度越大，非平衡累积采出的凝析液越多，地层反凝析油饱和度越低，因此，从静态相态实验分析可知，非平衡效应能降低近井地带反凝析油饱和度，对减缓近井地带反凝析污染有一定的作用。

3 结论与认识

(1)非平衡效应使得凝析液析出滞后，滞后的部分凝析液随着气体一起产出地面，因此，富含水气凝析气藏在开采过程中适当的非平衡效应可以提高凝析油、凝析水的阶段采出程度。

(2)体系压力高于最大反凝析压力，体系中凝析油含量较高，非平衡效应程度强;体系压力低于最大反凝析压力，体系中凝析油含量低，非平衡效应较弱，因此，在凝析气田的实际开发过程中，不同的开发阶段，非平衡效应的程度不同。选择合适的开发时机、适当的增加非平衡效应有利于凝析气藏的高效开发。

(3)改进PR方程计算得到的反凝析液饱和度的相对误差为4.49%，该方程更适合表征高温高压富含水气凝析油气体系相态变化特征。

(4)高温高压富含水气凝析藏在开发过程中，不同阶段，非平衡效应对凝析油、凝析水的影响程度不同。高压阶段，非平衡效应对凝析油的影响程度较大，而低压阶段，对凝析水的影响程度较强。因此，选择适当的阶段，适当的增加非平衡效应在一定程度上有助于减缓近井地带反凝析污染和反渗吸水锁伤害程度，提高富含水气凝析气藏开发效率。

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