注甲醇解除凝析气藏反凝析污染数值模拟研究

乐 平，杨智帆，曾凡成，张 梨

(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.吉林油田勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

0 引言

在凝析气藏衰竭开采过程中，当地层压力逐渐降至露点压力以下，随着流体相态开始发生变化，地层中的一部分以气态存在的凝析油开始反凝析[1]。由于这部分凝析油滞留在储层岩石的孔隙表面，地层渗流通道被堵塞，使得气相渗透率大幅度降低[2]，以上现象即为反凝析现象。目前凝析气藏的渗透率基本都小于1 mD[3-4]，而影响此类气藏生产开发的因素中，反凝析污染的影响巨大[5-7]，需确定凝析油的污染程度，采取与之对应的解除反凝析污染措施，来达到低渗凝析气藏的高效、合理、经济开发的目的。

目前，评价凝析油污染程度的方法主要有经验公式法、常规岩心衰竭实验法、试井分析法、数值模拟法等[8-11]。众多方法中，仅实验法的适应性较高；而水力压裂[12-13]、循环注气[14]、单井吞吐注气[15]是解除凝析气藏近井区反凝析污染常用的技术手段[2]。但单纯注气吞吐难以有效地将反凝析液推向远井区，不能较好地解除近井地层反凝析堵塞；循环注气由于需要气源充足且实施成本高，在解除低渗气藏反凝析堵塞方面性价比不高；水力压裂虽能提高地层流体的渗流能力，但其作业成本高，而且对于低渗透凝析气藏容易导致水锁效应，反而降低开发效果[16]。而注甲醇解除反凝析污染[17-18]作为一种新方法，该文应用油藏数值模拟技术，建立了单井的径向数值模型[19]，结合注甲醇解堵机理室内评价试验，开展注甲醇和注气解除反凝析污染的模拟研究，进行解堵措施参数优选，为SJ低渗凝析气藏的合理开发提供理论依据。

1 气藏特征

1.1 气藏储层特征

SJ凝析气藏位于吉林省梨树断陷—苏家屯气田，由上至下可分为两个层组，分别是营一段组和火石岭组，该凝析气藏的储层物性见表1。可以看出:营一段组储层的整体孔渗物性较好，储层较薄，呈现大面积连片分布，而火石岭组作为主要产气层，孔渗物性较差，气层单层厚度变化大，储层之间连通性差，岩性多样，非均质性强，储层内部渗流主要通过裂缝沟通，地露压差小，底水能量不充足[20]。

表1 SJ凝析气藏储层物性

1.2 凝析气相态特征

SJ凝析气藏凝析油含量为149.32 g/m3，最大反凝析饱和度为4.12%，判别该凝析气藏属于中含凝析油凝析气藏[5]。实测地层流体露点压力为25.15～28.82 MPa，地露压差为0.59～2.61 MPa，一旦压力降至露点压力以下，反凝析现象开始出现，近井地层大量反凝析液开始积聚，以致渗流通道发生堵塞，气相渗流能力变差，这不仅影响高品质的凝析油的开发，还会影响开发气井的产能，同时还会造成巨大的经济损失[7]。图1所示为SJ-2井的P-T实验相图，图中C点是泡点线和露点线的汇合点，称为临界点；CP点所对应的压力为临界凝析压力，MPa；CT点所对应的温度为临界凝析温度，℃；R点对应的是气藏条件下的原始地层压力29.96 MPa，地层温度为110 ℃。开发过程中地层温度基本不变，随着地层压力从原始地层压力开始下降，相图从R点向下移动，当降低至28.82 MPa时与露点线相交，这时凝析油开始析出，以微小雾状液滴形式存在，附着在储层喉道壁上的部分液滴挤占了气体渗流通道的空间，增加了气体流动阻力。随着压力进一步降低，等液量线对应数值变大，反凝析液量逐渐增多，反凝析污染程度增大，从而降低气井产能和采收率。

图1 SJ-2井P-T相态特征

1.3 反凝析污染评价实验

通过定容衰竭(CVD)实验进行相应的反凝析污染评价实验[18]，来分析反凝析污染伤害机理。利用现场分离器取得的凝析油和天然气，按生产气油比复配凝析气样品，通过PVT仪进行高压物性分析实验[1]。选用3组未造缝长岩心和3组造缝长岩心进行岩心单独衰竭实验，并进行相应的衰竭实验模拟近井区和远井区凝析油污染，对比测定气测滲透率下降幅度，分析不同岩心的反凝析污染程度，进行SJ低渗凝析气藏反凝析污染评价。

地层流体相态实验需凭借加拿大DBR公司研制和生产的JEFRI带观测窗无汞高温高压地层流体PVT分析仪(如图2所示)来开展，实验仪器主要包括注入泵系统、温控系统、流量计、PVT筒、气相色谱、闪蒸分离器、密度仪、电子天平和气体增压泵[19]，实验流程如图3所示。

图2 高压蓝宝石流体相态测定仪

图3 地层流体分析仪流程

根据现场PVT资料，按照目标气藏地层温度和地层压力，严格按照石油天然气行业标准中的针对油气藏流体物性分析的方法(SY/T 5542—2009)[20]，进行地层流体样品配制，所配制流体气油比为5 379 m3/m3，其凝析油的密度为0.742 g/cm3，所配制样品的井流物组成中C11+相对密度为0.776，C11+分子量137，稳定油密度0.742 2 g/cm3。

利用前期配制的样品凝析气和高温高压实际岩心驱替装置，通过长岩心衰竭实验模拟近井压力不断降至露点压力28.82 MPa，分别对6组样品岩心进行全直径长岩心衰竭开采对应的物理模拟实验，在同一个衰竭压差下，记录6组岩心的气相渗透率数据，计算污染后的渗透率下降幅度，实验结果见表2。

表2 样品岩心实验数据

分析未造缝岩心1～3组实验结果可知，凝析油污染程度受岩心原始渗透率的影响。岩心的原始渗透率较低时，凝析油污染的影响力度更大，且污染后岩心渗透率有大幅度减小。这一规律在造缝岩心4～6组实验结果中也同样适用，岩心的原始渗透率与凝析油污染程度呈反比。对比发现，造缝岩心渗透率的下降幅度远大于未造缝岩心。分析认为:岩石经过压裂造缝后，复杂裂缝带动渗透率高的渗流通道的形成，伴随着凝析油在裂缝通道中快速运移和堆积，导致气相渗流通道更容易堵塞，岩心渗透率大幅降低[18]；此外，压裂造缝后的岩石在地层压力下降后，容易引发应力敏感，从而大幅降低岩石渗透率。

2 低渗凝析气藏数值模拟研究

2.1 储层三维地质模型

凝析气藏储层为扇三角洲沉积，通过导入由地震解释得到的精确砂岩厚度等值线图进行构造建模。利用钻井资料、地震资料、测井解释资料，导入井头、井轨迹以及测井数据，通过导入沉积相图，针对生产层位营城组和火石岭组进行沉积相模型的建立。

整个三维可视化地质建模的最终目的在于油藏属性建模部分，它是基于构造模型的建立，采用随机模拟的方法预测井间属性参数分布情况，通过沉积相加以控制趋势，建立油藏属性的三维空间展布模型[21]。孔隙度、渗透率的分布受砂体即沉积相的影响较大

采用沉积相加以控制趋势，随机模拟目标工区的属性模型，通过测井数据的孔渗物性参数(见表3)，进行序贯高斯模拟和克里金插值，建立目标工区的孔隙度模型、渗透率模型以及含水饱和度模型。净毛比模型通过物性下限确定(孔隙度大于6.5%)，然后利用已建立的属性模型计算区块储量。

表3 工区各地层孔渗物性参数表

图4所示为精细三维地质模型。工区网格总数为94×69×160=1 037 760，其平面网格精度为50 m×50 m，网格垂向厚度平均为1.1 m，工区面积约为7.17 km2，基本符合地层区域划分的边界。储量拟合天然气储量误差控制在2.5%，原油储量误差控制在1.4%。

图4 精细三维地质模型

2.2 PVT相态参数拟合

目前测得凝析油的密度为0.748 g/cm3(20 ℃)，黏度为2.162 mPa·s(50 ℃)，蜡含量为1.1%，胶质含量为0.12%，沥青质含量为0.37%，硫含量为0.230%，气油比为2 589 m3/m3，属于中含凝析油凝析气藏。

利用Eclipse当中的PVTi模块进行相态PVT拟合，将定容衰竭测试所获得的反凝析液量随压力变化的数据作为实验参考数据，对SJ-2井流体多组分进行合理归并或劈分，归并为以下8个组分，通过调整状态方程的多个参数，完成饱和压力、相对体积、CVD凝析液量、气油比等参数的拟合，流体组分见表4。

表4 流体组分表

流体组分表表明:流体高含甲烷、低含中间烃和重烃C5+和C11+。通过Eclipse软件当中的PVTi模块进行相态拟和实验，进行SJ-2井复配样和井下样的流体PVT参数拟合，拟合数值见表5。

表5 SJ-2井复配样和井下样及流体PVT参数

2.3 单井径向流模型

针对凝析气藏近井区反凝析污染，可回注天然气、注入甲醇或甲醇结合干气吞吐解堵。该研究通过建立SJ-2井的单井数值模型进行凝析油解堵模拟和吞吐参数优选，模拟采用单井径向网格系统，网格划分为10×6×25，I方向网格尺寸大小为0.2 m，0.4 m，0.8 m，1.6 m，3.2 m，8 m，25 m，50 m，100 m，200 m，如图5所示，单井数值模型建模参数见表6。归一化多组岩心气水和油气相渗曲线，模型历史拟合的主要指标误差控制在5%以内，保证了后续注甲醇解除反凝析污染数值模拟研究的准确性[22]。

图5 单井径向网格模型

表6 单井数值模型建模参数

3 注甲醇解除反凝析污染数值模拟研究

3.1 解除反凝析污染机理

注甲醇结合干气吞吐是解除凝析气井反凝析污染的有效方法，注入甲醇可以增加烷烃和地层水两组分的互溶性，降低体系界面张力，从而提高凝析油气相对渗透率[23]，降低近井凝析油的饱和度。甲醇溶于烃类和地层水能够有效地提升中质烃和水的蒸发能力，起到了有效解除近井带反凝析伤害的作用[24]。

该研究结合实验中测得的注入甲醇后相渗的变化规律，认为甲醇注入后油气渗流能力被大幅提高，毛管压力近似为零，所以给甲醇波及的模型网格设置单独的油气相渗曲线，表征模拟甲醇作用之后的油气流动状态。利用公式计算近井地带注入流体的波及范围，甲醇用量按地层孔隙体积30%计算，再附加1.2倍的用量系数，共计注入60 m3甲醇。在模型中对甲醇波及区域进行分区调用不同相渗曲线，Ⅰ区为原始模型的油气相对渗透率示意图(如图6a所示)；Ⅱ区为甲醇波及区内采用的渗透率曲线，即等效注入甲醇的油气相渗曲线(如图6b所示)。

图6 油气相渗曲线与等效油气相渗曲线

3.2 注气总量

选用E300组分模拟器等效模拟注入60 m3甲醇，然后进行注干气吞吐模拟。利用该研究模型模拟了7种不同的干气周期注入量(16×104m3，24×104m3，32×104m3，40×104m3，48×104m3，56×104m3，64×104m3)下，单井累计增油量和换油率随注入量的变化曲线[25]。由图7可知，干气注入量的增加使得地层压力局部上升，一定程度上缓解了凝析油的反凝析，在充分能量置换后，更多的凝析油被气体挟带出井筒，导致单井的累计增油量不断增大。由于干气置换的效率较低，所以注入更多的干气并不能得到等比例的增油量，从而导致换油率逐渐下降[26]。当干气注入量超过40×104m3时，换油率对应的曲线呈现出下降幅度趋缓的现象，这时的投入产出比约为2.3。因此推荐干气注入量为40×104m3。

图7 累计增油量和换油率与注入量变化的规律曲线

3.3 注气速度

合理的注气速度可以维持地层压力稳定，有效提高凝析气藏的采收率。利用上述数值模型，比较了7种不同的注入速度(1×104m3/d，2×104m3/d，3×104m3/d，4×104m3/d，5×104m3/d，6×104m3/d，7×104m3/d)下目标井的累计增油量和换油率[25]，模拟结果如图8所示。在注入速度达到4×104m3/d之前，累计增油量和换油率随着注入速度的增加而大幅增加，注入速度超过这一临界值后，累计增油量和换油率增加幅度放缓，考虑到单井注气速度受注气压力限制，不能无限制增加，且摩阻随井筒注入速度增加而增加[24]，故推荐其合理注入速度为4×104m3/d。

图8 累计增油量和换油率与注入速度变化的规律曲线

3.4 焖井时间

焖井时间过短，注入气在井底附近扩散不充分，造成凝析油重质组分的置换抽提不充分，无法起到提高凝析油采收率的作用；焖井时间过长则会影响正常生产，降低天然气和凝析油产量，故存在最优焖井时间。模拟计算了7种焖井天数(5 d，7 d，9 d，11 d，13 d，15 d，17 d)的累计增油量和换油率[27]，计算结果见图9。随着焖井时间的增加，注入气体能充分在储层中进行扩散和置换，导致累计增油量与换油率曲线出现上升趋势；而过长的关井时间不利于正常生产，即增油量与换油率曲线开始下降，但变化幅度并不明显。当焖井天数为11 d时，累计增油量和换油率均达到最高值，故推荐焖井天数为11 d[27]。

图9 累计增油量和换油率与焖井天数变化的规律曲线

3.5 注甲醇效果对比

根据上述数值模拟得到的最优注气参数，进行注甲醇效果对比的方案模拟。方案一:不作任何解除反凝析污染措施，以5×104m3/d的产气速度模拟生产5年，得到对应的天然气采收率和凝析油采收率；方案二:在不注入甲醇的情况下，直接以上述最优注气参数，实施干气吞吐工艺，得到对应的天然气采收率和凝析油采收率；方案三:注入甲醇60 m3后，再进行方案二的措施，模拟相同的生产时间，得到对应的天然气采收率和凝析油采收率。表7为3组方案模拟结果的对比情况，可以看出:因反凝析污染，未进行解堵措施的生产过程中，凝析油和天然气采出程度降低幅度大；而干气吞吐后气井天然气采收率提高6%，因此，若能循环注气，建议注气吞吐保压开采；相对单独注气吞吐，周期注醇注气解堵的开采效果更好，天然气采收率有小幅提高，凝析油的采出程度大幅提高[28]，通过数值模拟研究认为目标井注入60 m3的甲醇后[29]，注气速度为4×104m3/d、周期注气量为40×104m3、焖井时间为11 d为最优凝析油解堵方案[30]。

表7 3组方案的天然气采收率和凝析油采收率

4 结论

1)通过对比SJ凝析气藏储层不同渗透率岩心的伤害评价试验结果，可以发现:岩心初始渗透率越低，试验后岩心的渗透率的减少量增大，反凝析污染伤害程度更大，气相渗透率的下降幅度越大。尤其是对于造缝后的岩心，由于凝析油的运移和堵塞以及应力敏感，导致岩心渗透率大幅下降，受凝析油污染的影响更严重。

2)凝析气藏注入甲醇后，甲醇-烃-水混合物相互溶解，降低体系界面张力，从而提高凝析油气相对渗透率，能有效解除近井带反凝析污染。注醇注气数值模拟研究表明:目标井注入60 m3的甲醇后，以周期注入量40×104m3、注入速度4×104m3/d、焖井时间11 d的干气解堵效果良好；研究表明注甲醇+注气吞吐解除凝析气藏反凝析污染比单独注气吞吐更为有效。

3)SJ凝析气藏储层低孔低渗，地露压差为0.59～2.61 MPa，随着地层压力降至露点压力以下，凝析油饱和度增大，造成近井反凝析伤害，降低气井产能与采收率。针对地露压差小的凝析气藏，在有循环注气条件下，建议保压开采，在无循环注气条件下，建议周期注醇注气解堵，减少反凝析污染，提高凝析油和天然气采收率。