缝洞型凝析气藏衰竭开采影响因素实验

李爱芬，范新昊，高占武，初君峰，崔仕提

(1.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266000；2.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018；3.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

0 引 言

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩凝析油气资源十分丰富，约占全国探明凝析气总量的40%[1-4]。缝洞型凝析气藏通常采用衰竭式开发或注气保压开采方式[5-6]，衰竭式开发由于其具有投资费用低、投资回收期短等特点，成为中国凝析气藏的主要开发方式[7]。但缝洞型凝析气藏采用衰竭式开发存在凝析油损失大、气井产能低等问题，因此，缝洞型凝析气藏衰竭开采的影响因素及开发规律研究是目前迫切需要解决的难题。前人针对凝析气藏的开发方式和相态分析开展了大量实验研究，实验大多在PVT筒或通过人工造洞造缝在全直径岩心和拼接的长岩心中进行，王娟[8]、郭平等[9]向缝洞中填入砂砾，研究了充填程度对凝析油采收率的影响；邓兴梁等[10]研究了缝洞不同连通方式对凝析油采收率的影响；肖阳等[11]研究了底水对凝析油采收率的影响；史林祥[12]、隋淑玲[13]、郭平等[14]研究了衰竭速度对凝析油采收率的影响。上述研究中降压速度对凝析油采收率影响程度缺乏准确的结论，且没有开展缝洞位置、气油比及采出气组分变化规律等方面的研究。因此，文中通过制作不同缝洞位置的长岩心模型，开展了衰竭开采条件下降压速度、缝洞位置对凝析油及天然气采收率影响的实验研究，以期更好地指导缝洞型凝析气藏的开发实践。

1 实验测试

1.1 实验准备

(1) 实验流体配制。参照国家标准GB/T 26981—2011[15]，按照分离器气油比为1 527 m3/m3、地层温度为134.6 ℃、原始地层压力为65.00 MPa、露点压力为55.45 MPa，配制凝析气(采用现场取得的某区块油样及气样)；实验用水为研究区地层水，根据现场分析资料在室内自行配制，总矿化度为5 901 mg/L，水型为CaCl2型。

(2) 实验岩心处理。将研究区碳酸盐岩岩石放入岩心钻取机中钻取岩心；并利用切割机切平断面，将制备好的岩心放入恒温箱中烘干12 h；烘干后对天然岩心进行渗透率、孔隙度等基础物性测试(表1)。

表1 长岩心基础物性

利用线切割机将各块岩心沿纵向均匀切成两半，用电钻对岩心进行人工造洞，洞直径为6.5 mm，深度为2 mm，间隔为1 cm。抽真空饱和地层水，计算其总缝洞孔隙体积为2.114 cm3。用垫片模拟缝，缝宽为0.1 cm，热缩套固定，开展衰竭开采实验。

1.2 实验流程

长岩心衰竭开采实验流程如图1所示，共设计2个降压速度(10.00、6.50 MPa/h)、3种缝洞位置(上部、侧部、下部)的6组实验，研究压降速度、缝洞位置对采收率的影响。

图1 衰竭开采实验流程图

实验步骤为：①高压容器盛满水，接好实验流程，并恒温至地层温度；保持气体压力在露点压力以上，用注气排水法，把凝析气及干气分别转入高压容器中。②用干气排除岩心上游管线中的水，气驱造束缚水，通过累计产出水量计算束缚水饱和度(至少每小时记录1次)。③关闭岩心出口阀(回压增至65.00 MPa)，逐渐增加环压及岩心中干气压力，使孔隙压力增至65.00 MPa；用凝析气驱替岩心中的干气，直至产出气油比与凝析气一次脱气气油比相等。④控制回压阀，以恒定速度降压，通过分离器及集气袋记录累计产油量、累计产气量及产出气组分(至少每小时记录1次)，当压力降低至枯竭压力(7.00 MPa)时，停止实验。⑤重复步骤③、④，记录不同降压速度、缝洞位置下的累计产油量、累计产气量及产出气组分。

2 实验结果及分析

2.1 缝洞位置对凝析油采收率的影响

表2为不同缝洞位置、降压速度下长岩心衰竭开采的凝析油采收率。由表2可知：相同降压速度下，缝洞在目的层上部时凝析油采收率最大，在侧部时次之，在下部时最小。造成这种差异是油气重力差异和裂缝孔洞位置关系导致的，当孔洞在裂缝下部时，析出的凝析油由于重力作用会沉降在洞的底部保持静止，不利于被气体携带采出，凝析油滞留情况最为严重；而孔洞在裂缝上部或侧部时，析出的凝析油不利于附着在洞内部，有利于被气体携带采出，采收率较高。相同缝洞位置时，降压速度越快，凝析油的采收率越高，说明降压速度快时岩心中部分凝析油还未析出便被采出。6组衰竭实验凝析油采收率曲线如图2所示。

表2 衰竭实验凝析油采收率

图2 衰竭开采实验凝析油采收率

2.2 缝洞位置对天然气采收率的影响

表3为不同缝洞位置、降压速度下长岩心衰竭开采的天然气采收率。由表3可知：相同降压速度下，缝洞在目的层上部时天然气采收率最大，在侧部时次之，在下部时最小，与凝析油采收率规律相同。其原因为凝析油的聚集会影响天然气的流动能力，析出的凝析油随着压力的降低逐渐膨胀，由于裂缝孔洞位置关系的影响，凝析油滞留量越多，可采出的天然气将变少。因此，孔洞在裂缝上部时，天然气的流动性能最好，天然气采收率最高。缝洞位置相同时，降压速度越快，天然气采收率越高，与凝析油采收率规律相同，且天然气采收率明显高于凝析油采收率(图3)。由图3可知，天然气采收率在衰竭压力为30.00～40.00 MPa时出现增幅变缓的趋势，这与现场通过定容衰竭实验测得最大反凝析液量的压力范围一致，可作为判断凝析气藏开发过程中是否达到最大反凝析压力的依据。

表3 衰竭实验天然气采收率

图3 衰竭开采实验天然气采收率

2.3 气油比变化

6组衰竭开采实验的单次采出气油比规律一致。以洞在上部、降压速度为10.0 MPa/h为例(图4)，压力衰竭过程中，在露点压力之上，气油比曲线呈波动状，无规律；气油比开始逐渐减小的点即为露点压力，图中从55.00 MPa开始气油比逐渐下降，这与现场通过恒质膨胀实验测得的露点压力54.45 MPa相近；气油比最低段出现在最大反凝析压力附近，图中最低段出现在30.00～40.00 MPa，这与该组实验天然气采收率增幅变缓段一致；此后气油比逐渐增大，说明反凝析现象逐渐减弱，采出凝析油逐渐减少，衰竭实验接近尾声。

图4 衰竭开采实验气油比曲线

由于孔隙介质壁面会与流体发生界面相互作用，出现毛细凝聚现象[16]，而碳酸盐岩储层孔隙表面粗糙，比表面积大，重烃组分更易在孔隙介质表面发生吸附与聚集，加快凝析液的析出，从而加剧反凝析进程，造成凝析气体系的露点压力上升[17]。因此，露点压力与实验室的测试结果存在误差，此时可通过气油比曲线得到露点压力，结果更准确。

2.4 采出气甲烷含量变化

采出气组分变化也可以反映凝析油和天然气采收率的变化，由于采出气中甲烷含量达到90%以上，故仅对比6组实验过程中采出气甲烷含量(图5)。由图5可知：采出气中甲烷含量与凝析油采收率负相关，采出气中甲烷含量越高，说明采出气中重组分越少，凝析油采收率越低。

图5 衰竭开采实验采出气中甲烷含量变化

3 结 论

(1) 降压速度相同时，缝洞在目的层上部时凝析油、天然气采收率最大，在侧部时次之，在下部时采收率最小；缝洞位置相同时，降压速度越快，凝析油、天然气采收率越高。缝洞位置会影响凝析油在岩心中的剩余量，快速降压会导致凝析油还未在岩心中析出便被采出。

(2) 衰竭实验中气油比开始逐渐减小的点即为露点压力，气油比最低段在最大反凝析压力附近。碳酸盐岩缝洞孔隙结构会导致凝析气露点压力发生变化，主要原因是重烃组分在孔隙介质表面发生吸附与聚集，加剧反凝析进程造成凝析气体系露点压力上升。

(3) 采出气中甲烷含量与凝析油采收率负相关，甲烷含量高则凝析油采收率低。