考虑相态变化的凝析气藏压井液漏失机理与产能恢复

贾虎，吴晓虎

（油气藏地质与开发工程国家重点实验室 西南石油大学，成都 610500）

考虑相态变化的凝析气藏压井液漏失机理与产能恢复

贾虎，吴晓虎

（油气藏地质与开发工程国家重点实验室 西南石油大学，成都 610500）

以某凝析气井为例，结合油气藏工程和油气相态理论，根据凝析气藏特征建立了单井数值模型，考虑了岩石的毛管压力及毛管滞后现象，研究不同正压差下压井液漏失机理及其对产能恢复的影响。研究结果表明：当近井地带压力增加到凝析油气的临界压力时，油、气、水三相流过渡为油、水两相流，气锁效应降低，水相相对渗透率增加，表现为压井液漏失速率大幅增加；压井液漏失量的增加会影响近井地带凝析油气的相态及储集空间流体分布，从而导致压井液恶性漏失。漏失量越大，再次开井生产时，压井液返排时间越长，返排率越低，凝析油、气恢复稳产所需时间越长。修井过程采取使用防漏型储集层保护液或降低液柱正压差（低密度压井液）的方法可有效避免恶性漏失，保障修井后的产能。图9表5参22

凝析气藏；相态变化；压井液；数值模拟；漏失机理；产能恢复

0 引言

凝析气在世界油气资源中占据较大比例，但其自身复杂的物理化学性质使凝析气藏开发存在一定的难度[1-3]。凝析气藏一般采用衰竭式开发，当近井地带压力降低到凝析油气露点压力，井底附近将会有凝析液产生，形成液锁损害，降低气相相对渗透率，影响凝析油气采收率[4-7]。对于开发中后期的凝析气藏，修井作业频繁，低压凝析气藏修井过程中压井液很容易出现漏失，在毛管压力的作用下滞留在近井地带，造成液锁损害。为减轻压井液漏失造成的地层污染，国内外近些年对低压地层修井作业的储集层保护技术进行了攻关研究，研发了系列储集层保护液体系：针对新疆雅克拉-大捞坝凝析气藏高温高压特征，使用了TB-O型低伤害压井液，解决了修井液漏失、地层污染的问题[8]；针对低压、多压力层系修井难题，研制出固化水压井液，克服了低压层系的修井井漏问题，最大限度地保护了油气层[9]；针对长庆老井储气库低压力高含水特性，采用低伤害暂堵压井液体系，有效封隔了水层[10]；MacPhail等研制了微泡沫流体体系，修井结束后，油气流动能力能很快恢复[11]；Vasquez等研制的新型无固相降滤失型压井液，可有效降低低压地层修井液漏失[12]。但因这些技术的应用成本较高或存在无法解堵的风险，在实际生产中，一般多采用廉价的油田水或消防水作为压井液。

低压凝析气藏修井漏失过程会提高近井地带压力，影响油气相态，致使油、气、水的饱和度和渗流规律发生变化，从而又会加剧压井液的漏失，最终减弱油气复产效果。本文以某凝析气井为研究对象，采用数值模拟方法研究低压凝析气藏修井过程中压井液漏失机理，预测压井液漏失后油气产能恢复规律，旨在为生产实践提供理论支撑。

1 凝析气井单井数值模型的建立

1.1 模型网格设置

以某凝析气井为原型建立地质模型，该凝析气藏初始地层压力为48 MPa，温度为136.5 ℃，临界压力为51.5 MPa，该井的试井探测半径约为300 m，采用CMG-GEM 组分模型进行计算。根据凝析气藏的地质数据和测井数据，建立21×21×16的网格，为能够更好地观察近井地带压力、饱和度的变化，平面上采取对数网格加密设置。垂直方向根据地质层位和射孔情况进行非均匀设置，其中对射孔产层进行了局部加密处理。网格顶端深度为4 963.5 m，网格底部深度为5 163.0 m，垂向控制高度为199.5 m。该凝析气藏的基质孔隙度为18%，渗透率为 50×10-3μm2，岩石的压缩系数为 5×10-6kPa-1，凝析油相对密度为 0.805，凝析气相对密度为0.661，初始含水饱和度为 43.2%。在网格中心同一射孔段设置1口生产井并虚拟1口注水井，生产井用于模拟油气生产情况。为了简化模型，Bahrami等[13-15]在研究致密砂岩气藏钻井液滤失过程时将钻井液的滤失量等效为正压差下的注水量，本文使用同样的方法对压井液漏失进行模拟计算。

1.2 相渗曲线与毛管压力计算模型

在数值模拟过程中，油、气、水的相渗曲线影响拟合效果与模型预测的可靠性，采用Larsen等[16]推导的模型进行计算。计算的主要方程（以气相为例）如下：

其中，（1）式表示自由气饱和度计算公式，（2）式表示液相驱替气相曲线，（3）式表示气相吸入曲线，（4）式表示气水毛管压力曲线，在计算机模拟中采用迭代的方式进行运算。水相和油相的相渗曲线及其毛管压力采用文献[16]的其他相关公式进行计算，油水相对渗透率数据和气液相对渗透率数据初值设置分别如表1和表2所示。

表1 油水相对渗透率数据表

表2 气液相对渗透率数据表

1.3 相态平衡计算模型

相态拟合在数值模拟中至关重要，在计算时采用PR（Peng-Robinson）状态方程[17]：

通过该方程可以计算凝析气各组分的热力学参数，同时也可对凝析气拟组分进行划分。

2 凝析组分相态拟合

利用 CMG软件中的WinProp模块进行拟组分划分，相态平衡采用PR状态方程进行计算。软件对凝析气组分的饱和压力、油罐油密度、液体的体积分数、气体的体积分数、气油比、凝析气藏流体在不同压力下的相对体积（气液两相的总体积与饱和压力下液相体积的比值）以及恒质量膨胀实验（CCE）含液量数据进行了回归拟合，从而可确定各拟组分的摩尔分数。凝析组分实验参数实验值与拟合值如表3所示。

表3 凝析组分实验基本参数及其拟合值

凝析气藏流体在不同压力下的相对体积以及恒质量膨胀实验含液量数据拟合曲线如图1所示。

以上拟合结果表明，拟合相对误差在可接受的范围，组分劈分计算满足精度要求，拟组分回归结果可用于凝析气藏开发数值模拟。经回归分析后的拟组分及其热力学参数如表4所示。

3 凝析气井生产历史拟合

为提高油气藏数值模拟结果的准确度，需对油气藏的不确定参数在合理范围内进行调整，以更好地拟合生产历史数据[18]。利用某凝析气井从2005年8月至2016年8月的生产数据，采用CMG软件中的GEM模块对凝析气井进行了生产历史拟合，产量和地层平均压力历史拟合结果如图2所示。

由图 2可看出，油、气产量和地层压力计算结果与实际数据拟合程度较好，表明参数设置合理，校正后的模型可用于后续压井液漏失机理与产能恢复规律研究。

图1 凝析气实验数据拟合

表4 凝析组分的劈分及其热力学参数

4 模拟结果与分析

4.1 液柱正压差对压井液漏失量的影响

该凝析气藏已经处于生产开发的中后期，目前地层压力系数已降到 0.88，因此采用油田消防水（密度为1.03 g/cm3）进行压井作业必定会产生过高的液柱正压差，造成压井液漏失，对生产井近井地带造成损害，影响产能恢复。计算可得，消防水在4 965 m处产生的液柱压力为50 MPa。模拟结果表明2016年8月地层压力为43.5 MPa，则在此阶段修井产生的净液柱正压差为6.5 MPa。

图2 生产历史拟合曲线

从施工安全和产能恢复的角度考虑，需对比研究不同液柱正压差下的漏失量与产能恢复情况。模拟时将静液柱压力分别设置为46、48、50、52、54、56和58 MPa，产生的液柱正压差分别对应为2.5、4.5、6.5、8.5、10.5、12.5和14.5 MPa。压井液漏失时间设置为3 d，压井液的漏失等效为注水井注水。重新开井生产之后，将油气井的工作制度设置为定液量生产，日产液量设置为20 m3。为研究压井液的漏失规律，对压井液在不同液柱正压差下的漏失速率及漏失量进行分析。不同液柱正压差下压井液漏失速率随时间的变化如图 3所示，压井液累计漏失量与压井液液柱正压差的关系如图4所示。

由图3可知，当液柱正压差小于等于10.5 MPa时，压井液的漏失速率相对平稳，但液柱正压差为 12.5 MPa和14.5 MPa时，漏失速率快速增加，且正压差越大，漏失速率增幅越明显，达到漏失速率明显增加的拐点所需时间越短。图4表明当液柱正压差大于 10.5 MPa时，随着液柱正压差的增加，压井液累计漏失量增幅更明显，液柱正压差不再与漏失速率成正比关系，不再满足达西线性渗流规律。为探究压井液液柱正压差较高时的异常漏失现象，对漏失后近井地带地层压力及油、气、水饱和度变化进行分析，结果如图 5和图6所示。

脑梗死是一种受遗传因素和环境因素共同影响的具有高发病率、高致残率、高医疗费的常见老年病之一。人类一些基因多态性与脑梗死的遗传易感性相关[1-4]。已有研究显示花生四烯酸细胞色素P450(cytochrome P450 proteins，CYP)代谢基因如EPHX2 G806A可能与脑梗死的发生相关[2]，而关于另一重要参与花生四烯酸代谢的CYP2C19基因与脑梗死研究较少。本研究采用基因芯片技术对本院收集的老年人 CYP2C19 基因rs4244285、rs4986893两个单核苷酸多态位点进行基因分型，以探讨CYP2C19基因多态性与老年人脑梗死的相关性，并为临床提供个体化用药。

图3 液柱正压差对漏失速率的影响

图4 累计漏失量与液柱正压差的关系

由图 5分析得知，随着液柱正压差的增加，近井地带压力升高，压力传播距离变大，当液柱正压差大于10.5 MPa后，井底附近压力已经接近油气的临界压力。由图 6可知，随着液柱正压差的增加，近井地带的含水饱和度快速上升，油、气饱和度逐渐降低。在压井液液柱正压差较大时，当近井区流体压力达到临界点，气相组分会不断溶入液相中，使得气相体积和近井流体的总体积大幅度缩小，为压井液进入地层提供了充分的空间；这个过程中，近井区的地层压力上升比较缓慢，长时间保持与井筒之间的压差，为漏失提供了充足的动力，导致漏失速率和累计漏失量均较大。当液柱正压差较小时，气藏内气相不会完全溶入液相，主要表现为气相的压缩作用，因而压力快速上升，并很快与井筒压力达到动态平衡，漏失速率快速降低并趋于稳定，所以漏失量较小。在液柱正压差增幅相同的条件下，前一种情况油藏内气相体积的减小量远远大于后者，漏失量也明显大于后者。同时在近井地带的压力大于临界压力之后，近井地带流体由油、气、水三相流逐渐过渡为油水两相流，气锁效应降低，水相流动阻力减弱，促使水相相对渗透率迅速增加。此外，压井液在漏失的过程中，会向阻力最小的方向流动。漏失量增大时，对其周围凝析气产生的压力也增大，气相溶解到油相的速度相应加快，水相短时间内占据气相空间，近井周围的储集空间流体分布发生变化，直至动态平衡。因此，凝析油气相态变化以及储集空间流体的重新分布与压井液大幅增加的漏失速率彼此相互影响，从而导致压井液恶性漏失现象。

图5 不同液柱正压差下近井地带地层压力分布

图6 不同液柱正压差下近井地带油、气、水三相饱和度变化

4.2 压井液漏失对近井地带储集层的影响

4.2.1 近井地带含水饱和度变化

为评估压井液在不同液柱正压差下的漏失程度，对不同液柱正压差下近井地带含水饱和度变化与压井液的漏失半径进行分析，如图7所示。

其中，在液柱正压差为2.5、4.5、6.5、8.5、10.5、12.5和 14.5 MPa下对应的压井液漏失半径分别为13.0、15.5、19.0、22.0、23.0、30.0和 34.5 m。结果表明，随着压井液液柱正压差的增加，近井地带含水饱和度逐渐升高，压井液漏失半径增大，波及区域变广，表明在较高液柱正压差下压井液更容易侵入地层。在大港油田老油区作业过程中，工作液严重漏失，造成作业井明显减产甚至停产，导致作业失败[19]；同样，在塔河油田雅克拉白垩系气藏的修井过程中，修井液的大量漏失，造成岩性圈闭的严重损害，导致自喷井减产甚至停喷[8]。模拟结果及现场作业结果均表明，压井液漏失量越多，近井地带地层损害越严重。

图7 不同正压差下近井地带含水饱和度变化

4.2.2 压井液返排情况

压井液返排率是评价储集层损害程度的重要指标，一般要求修井后漏失的压井液能尽快返排而确保恢复产能。本次模拟以30 d生产时间作为参考，对压井液的返排量进行分析。

根据不同液柱正压差下压井液漏失后重新开井生产的累计产水量计算，得到对应的返排情况如表 5所示。将正压差为零作为对照（不修井正常生产），不同液柱正压差下修井后投产的累计产水量与不修井正常生产时累计产水量的差值近似为压井液的返排量，压井液累计漏失量在前文中已计算，定义压井液返排量与累计漏失量的比值为压井液的返排率。

表5 压井液的返排率

由以上结果可知，随着液柱正压差的增加，累计产水量逐渐上升，但返排率随之降低。表明在毛管压力及毛管滞后作用下，压井液漏失量越多，越不容易高效、彻底返排，给产能恢复带来负面影响，这种现象在低渗气藏—致密气中更加明显。

4.3 压井液漏失对产能恢复的影响

修井后，对不同压井液液柱正压差下的产能恢复进行为期 1年的预测，以研究低压凝析气藏压井液漏失对油气产能恢复的影响。图8和图9分别表示不同液柱正压差下压井液漏失后油气井的产油量和产气量随时间的变化。

图8 不同液柱正压差下压井液漏失后产油量随时间的变化

图9 不同液柱正压差下压井液漏失后产气量随时间的变化

模拟结果表明，重新投产前期的油、气产量随着压井液液柱正压差的增加而降低，后期逐渐趋于稳定。由于较高液柱正压差导致大量压井液的漏失，前期产水量过多，影响了油气生产，恢复稳产所需时间也就更长。当压井液在正压差分别为2.5、4.5、6.5、8.5、10.5、12.5和14.5 MPa的情况下作业漏失后，油、气产量恢复稳产所需时间分别为35、49、74、80、115、154和273 d，漏失量越大，近井地带因水锁效应及毛管滞后现象制约产能越难恢复。采用低密度储集层保护液可降低压井液液柱正压差，有效降低压井液的漏失量；重新投产后，产水量降低，可有效缩短油气产量恢复时间，从而提高油气开发经济效益[20-22]。

5 结论与建议

当近井地带的压力超过临界值后，漏失量快速增加，不再满足达西线性渗流规律，其原因在于液柱正压差过大使生产井附近压力达到凝析油气的临界压力，改变了凝析油气相态以及储集空间流体分布，导致压井液漏失速率大幅增加；而压井液漏失量的增加会影响近井地带凝析油气的相态及储集空间流体分布，从而导致压井液恶性漏失现象。

随着压井液液柱正压差的增加，漏失量增大，造成漏失半径扩大，近井地带液锁损害更为严重，在毛管压力及毛管滞后的影响下，压井液返排时间增加，返排率降低，油、气恢复稳产所需时间增长。

低压凝析气藏压井作业时，需结合油气藏工程和油气相态理论研究井漏问题，为避免压井液恶性漏失，可采取使用防漏型储集层保护液或降低液柱正压差（低密度压井液）的方法进行控制，最大程度地保护储集层。

符号注释：

a，b——常数；C——Land常数，无因次；Krg——气相相对渗透率，无因次；Krg,drain——水驱气时对应的气相相对渗透率，无因次；Krg,imb——气驱水时对应的气相相对渗透率，无因次；Krg,input——气相相对渗透率输入值，无因次；Krog——气液两相中的油相相对渗透率，无因次；Krow——油水两相中的油相相对渗透率，无因次；Krw——水相相对渗透率，无因次；p——凝析气压力，Pa；pcgw——气水毛管压力，MPa；pcog——油气毛管压力，kPa；pcogi——油气毛管滞后压力，kPa；pcow——油水毛管压力，kPa；pcowi——油水毛管滞后压力，kPa；R——理想气体常数，8.314 J/（mol·K）；Sg——含气饱和度，%；Sgf——自由气饱和度，%；Sgf,trans——自由气饱和度转化值，%；Sgr——束缚气饱和度，%；Sl——含液饱和度，%；So——含油饱和度，%；Sw——含水饱和度，%；Swi——束缚水饱和度，%；Sw,start——最大毛管压力对应的含气饱和度，%；T——凝析气温度，K；V——凝析气摩尔体积，m3/mol；α——递减指数；Δp——压井液液柱正压差，MPa。

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（编辑 刘恋）

Killing fluid loss mechanism and productivity recovery in a gas condensate reservoir considering the phase behavior change

JIA Hu, WU Xiaohu
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

A single well numerical model considering rock capillary pressure and hysteresis was built to study killing fluid loss mechanism and its influence on productivity recovery under different positive pressure differentials based on the gas reservoir characteristics of the gas condensate well by combining the reservoir engineering and oil and gas phase behavior theory. The results show that when reservoir pressure of near wellbore zone increases to the critical pressure of condensate oil, the three-phase (oil, gas, water)flow will change to two-phase (oil, water) flow, the gas block effect will weaken, and water-phase relative permeability will increase,which can be manifested as sharp increase of killing fluid loss rate; and the rising fluid loss into the reservoir can affect the phase of condensate oil and gas and fluid distribution in the storage space near wellbore, and consequently lead to abnormal killing fluid loss. The larger the fluid loss volume, the longer the time is needed to flow back the killing fluid after going into operation again and the lower the fluid flow back efficiency, and the longer the time need to recover stable production of condensate oil and gas will be. Using fluid loss control solution or lowering liquid-column positive pressure differential (by using low-density killing fluid) can effectively avoid abnormal fluid loss during overbalanced well workover and guarantee productivity recovery after well workover.

gas condensate reservoir; phase behavior change; killing fluid; numerical simulation; loss mechanism; productivity recovery

国家科技重大专项（2016ZX05027003-007）

TE372

A

1000-0747(2017)04-0622-08

10.11698/PED.2017.04.16

贾虎, 吴晓虎. 考虑相态变化的凝析气藏压井液漏失机理与产能恢复[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4)： 622-629.

JIA Hu, WU Xiaohu. Killing fluid loss mechanism and productivity recovery in a gas condensate reservoir considering the phase behavior change[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 622-629.

贾虎（1983-），男，湖北武汉人，博士，西南石油大学副教授，主要从事提高油气采收率、油田化学、复杂油气藏储集层保护方面的教学与科研工作。地址：四川省成都市新都区西南石油大学国家重点实验室，邮政编码：610500。E-mail：tiger-jia@163.com；jiahuswpu@swpu.edu.cn

2016-10-22

2017-05-20