凝析气藏反凝析伤害评价方法及应用

邹春梅，汤 勇，晏 军，孙杰文，李俞虹，崔轶男

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；3.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500）

在凝析气藏衰竭开采过程中，当井底压力降到地层凝析气露点压力以下时，地层流体的重组分将析出，且最早发生在近井地带[1-6]。当凝析油饱和度低于临界流动饱和度时，反凝析油会不断堆积，这将导致近井凝析气流动通道减小，降低气井产能，并使得凝析油采收率降低[7-8]。要解除反凝析伤害，提高凝析气藏开发效果，对反凝析及其伤害状况需要有清楚的认识[9-11]。目前，国内外普遍采用的方法有气藏工程计算法、室内实验法、试井解释法及数值模拟法等。总体上，对气藏反凝析的单因素研究较多，而对反凝析程度及伤害半径等综合评价和实际应用研究较少。因此，建立了反凝析定性和定量的评价方法。通过相态评价和生产动态气油比明确气藏是否发生反凝析，综合多种方法评价气藏反凝析伤害程度。应用该方法对国外让纳若尔凝析气藏反凝析特征进行了综合评价，为气藏反凝析伤害治理及开发决策提供了依据。

1 反凝析定性识别方法

1.1 凝析气井多区渗流特征

气藏发生反凝析后，凝析气井周围将由原来的气水两相变为油气水三相。在忽略地层水的情况下，将流动区域划分为3个区（图1）：I区为气相，只有气相流动；II区为气油两相区，反凝析油低于临界流动饱和度；III区是最靠近井筒的区域，由于反凝析堆积作用，凝析油饱和度高于临界流动饱和度，油气两相均参与流动[11-13]。在II区和III区，由于反凝析油的存在，使得气相流动通道降低，造成反凝析伤害，通过油气相渗可以得到气相流动能力的降低幅度，较重烃的析出也使得产出气相凝析油含量降低。

图1 凝析气井多区渗流特征[2]Fig.1 flow characteristics in multiple regions for condensate gas well

1.2 相态评价方法

定容衰竭实验是评价凝析气藏相态变化的主要手段。依据定容衰竭实验中反凝析油饱和度与压力之间的关系可以对气藏开发过程中流体相态进行判别。若地层压力低于露点压力，则可判断地层发生了反凝析；若井底流压高于露点压力，则可判断地层未发生反凝析。当然，该方法是在所取实验样品能反映气藏实际，以及所测试的定容衰竭实验和地层压力比较准确的情况下进行的判断，如果没有开展定容衰竭实验，则可以采用生产动态气油比评价方法。

1.3 生产动态分析方法

生产气油比评价方法的原理是当气藏反生反凝析后，较重烃会析出，产出的凝析气组分变得更加轻质，致使气井生产气油比具有变大的趋势。因此，生产气油比持续上升是评价凝析气藏发生反凝析的动态方法。

2 反凝析伤害定量评价方法

2.1 反凝析气井产能评价

通过反凝析对产能影响可以评价反凝析伤害程度，该方法是通过反凝析影响的气井产能方程，反凝析油饱和度与压力的关系，以及油气相渗曲线进行评价。

模型假设：凝析气藏气井生产过程中出现油、气两相渗流，气相黏度小，流速大，为非达西渗流；油相黏度大，流速小，为达西渗流。引入拟压力建立考虑凝析油流动的产能方程，式（1）为拟压力形式的产能方程，式（2）为考虑凝析油的拟压力计算公式。通过模型计算不同压力下的气井产能，可以对比考虑反凝析和不考虑反凝析的产能差异，从而评价反凝析存在对气井产能的影响程度。

式（1）—（2）中：ρsc为标准状况下凝析气密度，kg/m3；re，rw分别为供给半径，井半径，m；βg为气的惯性指数，MPa·s2/kg；Krg，Kro分别为气、油相对渗透率；Lg为地层中气的质量流量与总的质量流量之比；r为井筒半径，m；μg，μo分别为气、油黏度，mPa·s；Qsc为标准状况下凝析气的产量，m3/d；h为气层厚度，m；S为表皮系数；K为地层绝对渗透率，10-3μm2；ψ（p）为两相拟压力函数，kg·MPa/（m3·mPa·s）；pe为边界压力，MPa；pwf为井底流，MPa；p为压力，MPa；pb为饱和压力，MPa；ρo，ρg分别为油、气密度，kg/m3。

2.2 污染表皮系数评价

当生产初期井底附近压力就已降至露点压力以下，地层中有大量凝析油析出，生产时间为t时，地层中达到凝析油临界流动饱和度的径向半径计算公式[11]为：

式中：rb为生产时间为t时达到凝析油临界流动饱和度的径向半径，m；Z为气体压缩因子；Tf为气层温度，K；Y=dC/dp为反转凝析系数（单位压降的单位气体的凝析油减少量）（C为每m3气有多少凝析油，m3/m3）；t为生产时间，d；Soc为凝析油临界流动饱和度；Φ为孔隙度，小数；pr为地层压力，MPa。

因凝析油析出而引起的污染表皮系数计算公式[11]为：

式中：Sb为因凝析油析出而引起的污染表皮系数；Krgc为Soc（凝析油临界流动饱和度）的气体相对渗透率。

2.3 反凝析数值模拟

在流体高温高压相态拟合基础上，利用组分油藏模拟器建立单井径向模型，在生产历史拟合的基础上可以动态模拟气井生产过程。通过数值模拟可以输出凝析油饱和度随时间、空间的变化，以及气相相对渗透率随时间、空间的变化，这可以直接反映气藏反凝析过程及反凝析污染半径变化。

2.4 压力恢复试井

压力恢复试井分析是评价油气井地层污染的有效手段。凝析气井生产压降主要发生在井底附近，反凝析在井底附近的聚集会形成一个污染区，在试井曲线上反映为一个下降的台阶[14-15]。台阶的出现说明外区渗流能力强，也从侧面说明近井带渗流能力相对更低，受到污染，所以应用试井分析也可以判断反凝析是否发生，以及评价反凝析的伤害程度。

3 实例应用及综合分析

3.1 气藏概况

哈萨克斯坦让纳若尔气藏为带油环的凝析气藏，前期开发油环，为保持气藏压力采取屏障注水措施[16-17]。A南气顶属于让纳若尔构造石炭系中石炭统上КТ-1层碳酸盐岩地层，岩性为石灰岩，气藏发育较大的气顶和较窄的油环，气藏原始地层温度60℃，原始地层压力28.61 MPa。自气藏由油环转气顶开发以来，已出现明显的凝析油含量下降及气油比升高。以让纳若尔气藏169井为例，应用上述反凝析分析与评价方法，分析气井反凝析特征，评价气井反凝析程度，从而弄清气藏反凝析特征，明确反凝析伤害程度，进而为气藏下一步开发决策提供依据。

3.2 反凝析现状分析

根据气顶凝析气原始井流物组成，应用相态特征分析方法和生产气油比对让纳若尔气藏169井反凝析现状进行分析。根据气井定容衰竭实验获得的反凝析油饱和度与压力关系（图2）可知，169井在定容衰竭过程中最大反凝析液量约为10%，最大反凝析压力约为14 MPa。而目前气藏压力约为16 MPa，气井正处于反凝析液量最大的阶段。

图2 定容衰竭实验反凝析油饱和度与压力关系Fig.2 Relation between retrograde condensate oil saturation and pressure of constant volume depletion experiment

图3 169井生产动态曲线Fig.3 Production performance curves of well-169

从169井生产动态曲线（图3）来看，2015年4月以后产油量出现递减，气油比明显大幅度升高，说明气井发生了反凝析，但是，气井的产气量和压力的递减却较慢，因此，反凝析对气井的正常生产影响程度较小。结合该区基本地质特征认识分析其原因为让纳若尔凝析气藏储集层为碳酸盐岩，储层厚度约40 m，储层厚度较大，层间动用差异可在地层发生反凝析后对气井产量进行一定程度的补充，此外，储层孔洞裂缝发育，储层平均渗透率在40×10-3μm2左右，因此，近井带反凝析对裂缝和溶洞难以造成严重堵塞，总体上地层渗流通道仍然畅通。尽管反凝析对气井的正常生产影响较小，但却造成了大量凝析油滞留地层，损失严重。

3.3 反凝析伤害评价

3.3.1 反凝析对气井产能的影响

169井产能评价基本参数如表1所示。利用式（1）方法计算了凝析油对气井产能影响（图4）。分析可知：①考虑凝析油的产能比不考虑凝析油的产能低，凝析油对气井产量的影响率小于16%；②地层压力越低，反凝析对产能的影响程度越严重；③当地层压力为14.57 MPa时，随着生产压差的增大，反凝析对气井产量的影响程度先增大、后减少，这是因为井底压力进一步下降时，凝析油的反蒸发作用可以降低凝析油饱和度，减小反凝析对气井产量的影响。

表1 169井产能计算基本参数Table1 Basic calculation data for productivity of well-169

图4 不同地层压力下反凝析对气井产量的影响规律Fig.4 Effect regular of retrograde condensate on gas rate under different reservoir pressure

3.3.2 反凝析油临界流动半径评价

根据169井基本参数，应用式（3）和式（4）计算不同生产时间反凝析油临界流动半径和表皮系数（图5）。由图5可见：随着生产时间的增加，达到凝析油临界流动饱和度的径向半径和表皮系数不断增大，但增长速度不断减慢。气井已开井生产968 d，目前气井达到凝析油临界流动饱和度的半径约为6 m，反凝析污染表皮系数为1.8。

图5 反凝析油临界流动半径和表皮系数随时间的变化曲线Fig.5 Curves of pollution radius and pollution skin factor varies with time

3.3.3 反凝析数值模拟

通过组分油藏数值模拟方法对169井近井带反凝析油饱和度与距离关系进行模拟，所需储层参数如表1所示。单井模型网格个数划分为10×32×15。I方向网格尺寸大小依次为0.284 3、0.593 6、0.840 7、1.795 4、3.834 4、8.188 8、17.488 3、37.348 7、100、300 m。K方向按储层厚度划分。生产历史拟合时定日产气、拟合井底流压、气油比和日产油，拟合结果满足工程要求，分析了近井带反凝析油饱和度与距离的关系（图6）。由图6可见：随着生产时间的延长，反凝析油饱和度整体增加，近井20 m范围存在较为明显的反凝析，凝析油临界流动半径在7.3 m左右，与图5中评价结果基本一致。

图6 不同生产时间反凝析油饱和度与距离的关系曲线Fig.6 Relation between retrograde condensate oil saturation and distance in different production time

3.3.4 压力恢复试井评价

根据169井压力恢复诊断曲线（图7），采用“变井储+表皮+径向复合+无限大边界”模型进行试井解释。从图中可看出后期远井带渗透率变好，这说明近带存在污染。压力恢复试井解释表皮系数为8.02，该方法解释结果比图5中略高，主要是公式（4）中评价的污染表皮来源于近井带临界流动油区域，且压力恢复试井涉及的反凝析区域比临界流动区域大。

气藏开发至今，累计进行了有效压力恢复试井10井次，压力恢复试井解释结果如表2所示。根据气井压力恢复试井解释结果可知，6口气井反凝析污染较为严重。

图7 169井双对数曲线拟合图Fig.7 Dual logarithmic curve matching chart of well-169

表2 压力恢复解释结果Table2 Interpretation results of pressure build-up testing

4 结论及认识

1）气藏的相态特征和生态动态特征可以及时确定气藏是否发生反凝析；产能评价、污染表皮系数、数值模拟和试井分析等方法则可以定量研究气藏反凝析伤害程度和伤害半径。

2）不同的反凝析定量评价方法获得气井反凝析伤害程度不同。污染表皮系数评价方法操作简单，可以用于快速评价；数值模拟方法准确度高，因素考虑全面；试井方法具有多解性，可以作为辅助方法。

3）让纳若尔实例凝析气藏综合分析认为：气藏已经发生反凝析，反凝析对油产能影响大，对气产能影响小。总体上反凝析低于16%，属于低伤害，污染半径在20 m左右，凝析油临界流动半径介于6～7 m。

4）气井产能受反凝析影响较小的主要原因是40 m厚碳酸盐岩储层裂缝和溶洞的存在减轻了反凝析堵塞，总体上气相渗流通道是畅通的，而且气藏屏障注水对压力的保持也起到积极作用。