让纳若尔A南凝析气藏CO2吞吐提高凝析油产量研究

赫安乐，邹春梅，崔轶男，晏 军，张合文，汤 勇

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

让纳若尔油田位于哈萨克斯坦阿克纠宾州穆戈贾尔地区[1]，是中国石油在海外开发最早的碳酸盐岩油气田[2]。A 南凝析气藏位于让纳若尔油田KT-I 油层组顶部，有一个宽度不足1 000 m的窄油环[3]，气藏开发策略为“先油后气”。由于地层压力下降，导致凝析油不断析出和聚集[4-5]。在岩石表面吸附和毛管压力捕集下，凝析油难以流动，大量滞留地层，导致气藏生产气油比迅速增加，凝析油产量快速递减。

目前，凝析气藏常用的补充地层能量、解除反凝析、提高凝析油采收率方式主要包括循环注气驱和注气吞吐2种[6-8]。其中，注气吞吐常用于解除近井地带反凝析。由于CO2在原油中溶解度较大，且具有较强抽提烃类物质[9-11]和降低凝析气露点压力的能力[12-13]，使CO2在解除凝析气藏反凝析、改善气藏开发效果、提高采收率方面得以广泛应用[14-15]。因此，针对A南凝析油产量递减快的问题，以A南某典型井为例，开展气藏反凝析程度评价，弄清地层流体反凝析规律和凝析油分布特征。在此基础上，定量研究CO2吞吐提高凝析油效果，揭示CO2吞吐增油机理，从而为制订解除气藏反凝析、提高凝析油产量技术政策奠定基础。

1 A南凝析气藏基本特征

A 南是一个带有窄油环的背斜碳酸盐岩凝析气藏，油气界面-2 560 m。气藏原始地层压力28.61 MPa，地层温度61.2 ℃，露点压力25.2 MPa，地露压差小。储层平均厚度42.3 m，平均孔隙度14.3%，平均渗透率44.5×10-3μm2。天然气以CH4为主，低含CO2和H2S，凝析油含量250 g/m3，凝析油密度731.8 kg/m3，凝析油含量中等，天然气组成详见表1。

A 南凝析气藏于1983年首先开发底部油环，历经天然能量和注水开发2 个阶段，2014年9月在原采油井的基础上逐步转为开发顶部凝析气藏，现已完成38 口油井转气井。从气藏生产动态曲线来看（图1），自A 南由采油转采气以来，天然气产量较为稳定，原油产量持续递减，从2015年8月开始生产气油比持续快速上升。这说明气藏已发生反凝析现象，造成大量凝析油在地层损失，但气藏的反凝析伤害程度较轻，对气井产能的影响较小。

表1 天然气组成Table 1 Composition of natural gas

图1 A南凝析气藏生产动态曲线Fig.1 Production performance curves of South A condensate gas reservoir

2 气藏反凝析程度评价

2.1 地层流体反凝析规律

为明确A南凝析气藏反凝析程度，以A南气藏某典型井为例。首先根据气井流体采样恢复气藏原始流体组成与流体性质，然后根据气藏原始流体组成和流体性质，在拟合凝析气PVT实验的基础上，基于相平衡理论，采用WinProp预测该井地层流体在恒质膨胀（CCE）和定容衰竭（CVD）过程中液相体积分数变化规律（图2）。从流体定容衰竭预测结果来看，该井最大反凝析压力约为13 MPa，最大反凝析饱和度约为9.1%。根据气井采气前的地层压力测试情况，该井由采油转采气时地层压力约为21 MPa。结合流体恒质膨胀预测结果，说明天然气在正式开发前，由于气藏先开发油环引起气藏底部天然气压力下降，从而导致天然气恒质膨胀发生反凝析，反凝析油饱和度约为7.6%。喻莲、赵伦等认为：截至2010年底，气藏压力下降已造成凝析油损失高达290×104t[16]。

图2 恒质膨胀和定容衰竭实验液相体积分数变化曲线Fig.2 Relation between liquid volume fraction and pressure of constant composition expansion and constant volume depletion experiments

2.2 地层反凝析油分布特征

根据该典型井地层特征、流体性质、流体反凝析规律和渗流物理特征，采用CMG-GEM 建立该井油藏数值模拟模型，模型采用径向非均匀网格，模型网格总数10×32×9。模型半径470 m，平面径向网格步长最小0.3 m，最大300 m；模型有效厚度45.4 m，纵向网格步长最小1.8 m，最大18.8 m。模型孔隙度为14%，渗透率为45×10-3μm2。根据该井生产历史动态，建立管流模型，定气产量生产，拟合该井凝析油产量和井口油压（图3）。拟合结果表明，模型生产历史拟合精度较高、误差较小，模型质量可靠。

图3 A南气藏某典型井生产历史拟合结果Fig.3 Production history matching results of a typical well in South A condensate gas reservoir

在该井生产历史拟合的基础上，定量评价储层反凝析程度。从2017年12月该井凝析油饱和度分布来看（图4），随着径向距离的增大，地层中凝析油饱和度逐渐减小。特别是在井筒附近30 m 范围内，反凝析程度较高，凝析油在地层中损失较大，凝析油饱和度范围为22.44%～29.51%。此外，近井地带的凝析油饱和度大于地层流体的最大反凝析饱和度，说明生产过程中远井地带的反凝析油逐渐向近井地带运移、堆积。因此，为解除地层反凝析应首先考虑降低近井地带凝析油饱和度。

图4 A南气藏某典型井含油饱和度分布（2017年12月1日）Fig.4 Oil saturation distribution of a typical well in South A condensate gas reservoir（December 1,2017）

3 CO2吞吐提高采收率机理

3.1 膨胀机理

在目前地层压力温度（压力17 MPa，温度61.2 ℃）条件下开展注气膨胀实验，研究CO2注入对凝析油气体系膨胀性质的影响。实验结果表明，随着原油中CO2摩尔含量的增加，原油体积膨胀明显，当注入CO2摩尔含量升至15 %时，原油体积膨胀系数为1.29（图5）。凝析油体积膨胀越大，油藏中残余的凝析油量就越少。此外，溶解于原油的CO2形成的膨胀能可使地层中一部分的残余油变成可流动的油，提高了地层中凝析油的流动能力。

图5 膨胀系数随注入CO2摩尔含量变化曲线Fig.5 Relation between crude oil expansion coefficient and CO2 injection mole fraction

3.2 降黏作用

图6 CO2不同注入时期原油黏度变化Fig.6 Variation of crude oil viscosity at different CO2 injection stages

在2.2节中描述的数值模拟模型的基础上，模拟CO2在注入量500×104m3、注入速度25×104m3/d、焖井时间10 d 条件下吞吐增油效果。对比CO2吞吐前后原油黏度变化（图6），由于CO2的黏度比凝析油的黏度小得多，当CO2溶解于凝析油时，近井地带凝析油黏度显著下降，由吞吐前的0.13 mPa·s 平均降至0.07 mPa·s，降低了46.15%。随着凝析油黏度的降低，原油流动能力大大增加，更容易被驱替，减轻了井底聚集的凝析油对地层的伤害。这一结果也与室内注气膨胀实验测得的原油黏度随注入气摩尔含量变化相一致，印证了数值模拟模型的可靠性（图7）。

图7 原油黏度随注入CO2摩尔含量变化曲线Fig.7 Relation between crude oil viscosity and CO2 injection mole fraction

3.3 萃取原油中轻质和中间组分

和3.2 节中的模拟条件相同，对比CO2吞吐前后油相中轻质和中间组分分布情况（图8）。焖井结束时，油相中的C2—C6组分含量降低，说明焖井期间，CO2萃取了凝析油中的轻质和中间组分，使其蒸发[17-18]。CO2自身具有膨胀性强、波及速度快、波及范围广、扩散迅速的特点。因此，凝析油在CO2的作用下能更好地流动。

图8 CO2不同注入时期油相中轻质和中间组分含量变化Fig.8 Variation of light and intermediate component content in oil phase at different CO2 injection stages

4 CO2吞吐提高凝析油效果研究

4.1 CO2对地层流体反凝析规律的影响

为揭示CO2解除反凝析的机理，明确CO2对气藏流体露点压力和定容衰竭规律的影响，基于相平衡理论，采用WinProp 模拟该典型井地层流体注入CO2后，在定容衰竭压降过程中液相体积分数变化规律（图9）。从模拟结果来看，地层流体在注入CO2后，露点压力由25.2 MPa下降至14.7 MPa，最大反凝析压力由13 MPa 下降至6 MPa，最大反凝析饱和度由9.1%下降至0.71%，CO2对降低地层流体反凝析效果明显。

图9 注CO2前后定容衰竭实验液相体积分数Fig.9 Liquid volume fraction by constant volume depletion experiment before and after CO2 injection

4.2 CO2解除反凝析效果

在该井生产动态历史拟合的基础上，模拟不同CO2注入量条件下地层凝析油饱和度分布情况。对比模拟结果（图10），注入CO2可有效降低井筒周围凝析油饱和度，特别是在近井地带30 m 附近，CO2解除反凝析效果较为明显。并且随着CO2注入量的增加，地层中凝析油饱和度降低幅度越明显。但当CO2注入量小于1 000×104m3时，随着径向距离逐渐增加，地层中凝析油饱和度反而略高于原始凝析油饱和度。这说明当CO2注入量较小，CO2不仅不能够完全蒸发地层中的凝析油，而且还在气驱作用下将没有被CO2蒸发的凝析油推向远井端。

图10 不同CO2注入量条件下地层凝析油饱和度分布规律Fig.10 Distribution of formation condensate oil saturation under different CO2 injection volume

4.3 CO2吞吐增油效果定量评价

根据A南气藏该典型井早期生产动态，模拟CO2注入速度25×104m3/d、焖井时间10 d 时，气井在不同CO2注入量条件下吞吐增油效果。从不同CO2注入量时，日产油模拟结果来看（图11），CO2可有效提高气井凝析油产量，随着CO2注入量的增加气井凝析油产量增加越明显，气井平均凝析油产量分别提高了0.41 m3/d、1.78 m3/d、1.90 m3/d 和1.91 m3/d。从不同CO2注入量条件下生产1年的气井累积增油情况来看（图12），CO2注入量越多，CO2吞吐累积增油效果越好，当CO2注入量超过500×104m3，CO2增油幅度显著降低。

图11 不同CO2注入量条件下日产油曲线Fig.11 Daily oil production curve under different CO2 injection volume

图12 不同CO2注入量条件下累积增油量曲线Fig.12 Cumulative oil increase volume curve under different CO2 injection volume

结合不同CO2注入量条件下地层凝析油饱和度分布情况（图10），CO2吞吐的主要增油机理在于CO2对地层中凝析油的蒸发作用。地层凝析油蒸发量越大，CO2吞吐增油效果越好。此外，注气时的气驱作用，尽管能降低井筒周围凝析油饱和度，解除近井地带的反凝析。但是这并未改变地层凝析油的赋存状态，反而导致凝析油被推向地层深处，进而被岩石颗粒吸附、捕集而造成凝析油损失。因此，在应用CO2吞吐增加凝析气藏凝析油产量时，应根据井筒附近的凝析油量，采用较大的CO2注入量，尽可能增大地层中凝析油的蒸发量，避免凝析油被CO2驱向远井端而造成二次损失。

5 结论

1）让纳若尔A 南凝析气藏的反凝析分为恒质膨胀和定容衰竭2 个阶段。凝析油主要聚集在井筒周围30 m内，凝析油饱和度范围22.44%～29.51%。

2）CO2在地层凝析油中溶解后的膨胀和降黏作用以及对凝析油中轻质和中间组分的萃取是CO2吞吐提高凝析油采收率的主要机理。

3）注入CO2后，凝析气露点压力由25.2 MPa下降至14.7 MPa，最大反凝析压力由13 MPa下降至6 MPa，最大反凝析饱和度由9.1%下降至0.71%。CO2可以显著降低凝析气露点压力、最大反凝析压力和最大反凝析饱和度，对降低地层流体反凝析效果明显。

4）CO2吞吐解除反凝析的机理主要在于注入CO2后的新体系露点压力降低，反凝析液量降低，凝析油蒸发到气相中。为确保CO2吞吐的增油效果，建议CO2的周期注入量超过500×104m3。