低渗透凝析气藏产能影响因素分析

解超　成行荣　刘桥　张兴旭

摘   要：低渗透凝析气藏兼具低渗透储层的特殊性质和凝析气藏的特征。在实际生产期间，低渗透特征会造成凝析气藏出现反凝析和反渗析现象，而反凝析和反渗析现象的出现对于气藏开采极为不利。本文以长庆油田区块低渗透凝析气藏为对象，深入分析开发过程中，反凝析与反渗析对此类型气藏产能的影响，从而有针对性的采取应对之法，进而提高低渗透凝析气藏产能。

关键词：低渗透  气藏  产能  反凝析  反渗析

中图分类号：TE328                                 文献标识码：A                       文章编号：1674-098X（2020）03（c）-0069-02

近年来，国内外的勘探程度均呈现越来越高的趋势，深层低渗凝析气藏越来越多的出现在公众面前，此类气藏在凝析气田开发中的地位也日益重要。凝析气藏开发的一个重要特征便是反凝析现象，这类现象的出现不仅会损失凝析油，还会降低气相的渗流能力，更重要的是还会客观上给气藏开发带来更大难度，不利于相关企业经济效益的提升。基于此，本文以长庆油田深层低渗凝析气藏为例，深入分析低渗透凝析气藏的开发技术难点，提出低渗透凝析气藏产能影响因素，对于提高低渗透凝析气藏产能具有重要意义。

1  长庆油田概况

长庆油田（PCOC）成立于1970年4月，总部位于陕西省西安市，是中国第一大油气田。勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万km2。长庆油田工作的鄂尔多斯盆地自然环境艰苦，北部是荒原大漠，南部是黄土高原，山大沟深、沟壑纵横、梁峁交错。水源、林缘、沙地、自然保护区较多，环境敏感，安全环保风险较高。盆地油气资源丰富， 品位较差，开发难度大。长庆油田下有一层为低渗透储层，测试也见到较低的油气产能，是下一步产能接替的潜力阵地。但前期资料及认识也凸显了该目的层具有埋藏深、物性差、储层分布不连续、有边底水发育、高温、高压异常、流体性质复杂、产能低等低渗油气藏复杂特征，导致该层一直无法实现有效评价及有效开发动用，目前该层尚未投入开发。

2  低渗透凝析气藏的开发技术难点

2.1 低渗透凝析气藏资源储层的构造影响因素

低渗凝析气藏资源作为一种低渗透油气资源，在构造上主要受断层、裂缝、透镜体等因素影响。地质断裂活动会造成地层的改变，进而造成地层流体性质、压力系统等产生变化，使气藏储层的埋藏条件发生变化。在部分致密砂岩储层中，存在一定的透镜体，对气藏资源分布存在影响，因为透镜体的形状、分布和大小等存在差异，造成气藏开发困难。低渗透气藏虽然自身渗流能力较低，但只要配合一定的裂缝体系，就可获得较高的工业气流，但研究发现，低渗透气藏特别是埋深较大的气藏资源，在自然作用下裂缝大多呈现闭合状态，宽度仅为 10～50um，如不采取压裂等增产措施，很难获取较高的工业气流[1]。

2.2 低渗透凝析气藏储层的基本特征

一是具有较强的非均质性，储集层的各向异性较强，厚度和岩性等开发参数都不稳定，小层开发和对比较为困难。二是具有低孔低渗的特征，低渗储层孔隙结构多为次生孔隙、微细孔隙、粒间孔隙和裂缝等基本类型，特别是受砂岩作用较强，存在较多的次生孔隙，连接的吼道直径多在 2um以下，且具有较高的泥质含量。特别是埋深较大的气藏，因深度加大、压力增高而渗透率急剧减小，且恢复原压力后渗透率无法恢复原值。三是存在较高的含水饱和度，低渗透凝析气藏束缚水饱和度多在 40%以上，且具备较高的残余气饱和度，气藏开发中伴随着含水饱和度的增加，造成气藏渗流的相对渗透率降低，影响油气资源开发[2]。

2.3 低渗透凝析气藏资源的开发难点

基于低渗凝析气藏储层的构造特征和基本特征，造成其开发中存在一定的技术难点：受渗流状况较差影响，单井可控储量较小，投产后产能递减较快，难以实现长期稳产;气井自然条件下产能较低，若不采取压裂、酸化等技术措施，会造成气井产能难以提升;因非均质性较强，投产后气井主力储层动用程度较高，采气速度较快，而非主力储层恰恰相反，造成层间矛盾更加突出，无法有效动员各储层间的产能;储层含水饱和度较高，加之开发中的反凝析作用等影响，造成油井井筒积液出水较多，影响气井生产;气井的生产压差和压降都比较大，采气指数较低，压力资源有限;受孔隙结构影响，储层多表现为细歪度型的毛管压力曲线，喉道较为细小，需要较高的排驱压力[3]。

3  产能影响因素分析

低渗透油藏的显著特征就是渗透率低，压力传播慢，需要很长时间才能把压力传到远处。因此，油井生产常常表现出能量不足，产量遞减快。低渗透凝析层产能大小的影响因素是反凝析及反渗析[4]。从产能方程角度，可进一步量化分析两个特征对产能的影响，典型产能方程可简化为：

Qsc=C×K×dP

从方程中可以看出，影响低渗凝析气藏产能的因素包括渗透率及有效生产压差。

3.1 渗透率

当井底压力降至露点压力以下时，井底附近出现反凝析现象，随着凝析油的不断析出，当近井地带油相饱和度大于临界油饱和度，将形成油气两相流，此时气相有效渗透率为Ki×Krg，如果随着含油饱和度的增加，油相相对渗透率提高，气相相对渗透率随之降低。

地层水或凝析油无法被气流携带出井筒时，将形成井底积液。关井时井底积液可能在井筒回压、储层岩石润湿性和微孔隙毛细管压力作用下，向中低渗储层的微毛细管孔道产生反向渗吸，形成“反渗吸水锁”。水锁的存在进一步堵塞了气体渗流通道，降低气相有效渗透率，加剧近井地层的伤害。

3.2 生产压差

在产能方程中反凝析、液锁、完井污染等都可以等效为附加压力损失加以表征，即：

dP=Pi-Pwf=dP有效+dP污染+dP反凝析+dP反渗析

由上式可知，实际低渗凝析气藏中，dP=Pi-Pwf并不能完全成为生产驱动压差，而是要克服反凝析、反渗析等特征的影响，进而损失一部分压力，即dP污染+dP反凝析+dP反渗析，而dP有效作为实际有效生产压差，要小于dP。因此，受反凝析效应影响，测试的单井产能要小于该气藏的理论供气能力[5]。

4  建议

（1）在充分调研国内外文献的基础上，结合上文所述分析，尤其是影响低渗凝析气藏产能的因素，为提高低渗透凝析气藏产能，提出了注甲醇段塞+氮气吞吐解除反凝析污染、反渗吸水锁，恢复气井产能的方法。

（2）针对有水锁效应的凝析气藏，设计了注甲醇段塞+氮气吞吐的方法解除反凝析污染、水锁堵塞，并进行了实验，实验结果表明注甲醇段塞+氮气吞吐的方法能有效解除反凝析、水锁伤害，提高气井产能。

5  结语

综上所述，凝析气藏尤其是低渗透凝析气藏资源，在实际的开发过程中存在诸多技术难点，本文在探讨其储层特征和开发特征等基础上，分析反凝析与反渗析对低渗透凝析气藏产能的影响，发现影响低渗凝析气藏产能的因素主要包括渗透率及有效生产压差，进而有针对性制定科学合理的开采方案，如此可有效提升气藏采收率。

参考文献

[1] 杨东东，段宇，王美楠，等.渤海异常高压凝析气藏产能评价模型建立及应用[J].石油化工应用，2018，37（7）：1-4.

[2] 杨凯.QK深层凝析气藏气井产能评价与采收率标定[D].西南石油大学，2018.

[3] 陈盼盼.龙凤山凝析气藏压裂产能预测及设计优化研究[D].中国石油大学，2017.

[4] 刘鹏超.盆5低渗透凝析气藏储层伤害因素对气井产能影响程度研究[D].西南石油大学，2011.

[5] 蔡记元.低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术[J].化工管理，2016（27）：76.