陳文龍 廖發(fā)明 呂波 苗繼軍 常志強(qiáng)

1.西南石油大學(xué)研究生學(xué)院 2.中國石油塔里木油田公司

牙哈凝析氣藏注氣開發(fā)過程反蒸發(fā)動態(tài)相態(tài)特征

陳文龍1廖發(fā)明1呂波2苗繼軍2常志強(qiáng)2

1.西南石油大學(xué)研究生學(xué)院 2.中國石油塔里木油田公司

針對牙哈凝析氣藏出現(xiàn)的反凝析問題，利用油氣相平衡理論，在對典型氣井YH301井地層流體相態(tài)實驗擬合的基礎(chǔ)上，模擬研究了該凝析氣藏的反凝析相態(tài)特征和組分變化特征，同時分析了注入氣與地層剩余凝析油和剩余井流物的反蒸發(fā)相態(tài)變化特征。結(jié)果表明：①隨著地層壓力的降低，凝析氣中C1含量逐漸增加，C10＋的含量逐漸降低，反之也成立；②加載不同比例注入氣后，隨著注入氣比例從20%增加到80%，地層反凝析油的p—T相圖臨界點從右向左偏移，當(dāng)注入氣摩爾含量超過40%后，整個體系在地層溫度134℃下已經(jīng)變成露點狀態(tài)；③地下剩余流體注氣后混合物體系反凝析液量降低，注入氣所占摩爾含量越高，反凝析液量降低越多；④注入氣摩爾含量大于40%有利于降低體系露點壓力和反凝析液量，使凝析氣不會再顯著發(fā)生反凝析損失，反凝析飽和度明顯降低，有利于牙哈凝析氣藏開發(fā)中后期進(jìn)一步提高凝析油的采收率。

凝析油氣田 注氣 開發(fā) 反蒸發(fā) 動態(tài) 相態(tài) 采收率 塔里木盆地 牙哈凝析氣藏

牙哈凝析氣田位于新疆庫車縣境內(nèi)，構(gòu)造處于塔里木盆地塔北隆起輪臺斷隆中段牙哈斷裂構(gòu)造帶上，其中牙哈2－3為主力凝析氣藏區(qū)塊。該氣藏具有儲量大、埋藏深、原始地層壓力高、地露壓差小、凝析油含量高、石蠟含量高等特點，是一個近飽和的特高凝析油含量高壓凝析氣藏。牙哈2－3氣藏區(qū)塊于2000年11月全面投入循環(huán)注氣開發(fā)。由于氣竄和注氣量等因素，目前牙哈凝析氣田出現(xiàn)的問題有：地層壓力下降，反凝析現(xiàn)象愈加突出；反凝析使重組分損失逐漸增加，氣井產(chǎn)能降低，采氣指數(shù)下降，生產(chǎn)壓差增加，表皮污染嚴(yán)重［1－3］。

針對反凝析問題，基于相平衡理論，以YH301井地層流體PVT相態(tài)實驗為基礎(chǔ)，在相態(tài)擬合基礎(chǔ)上，模擬研究反凝析動態(tài)相態(tài)特征及反凝析油反蒸發(fā)相態(tài)特征。為尋求牙哈凝析氣藏注氣中后期減輕或解除反凝析污染提供支持［4－6］。

1 牙哈凝析氣田反凝析相態(tài)特征

表1為牙哈凝析氣田YH 301井地層流體組分分析表。由表1可見：地層流體C1摩爾含量在75.67%，C2～C6在13.68%，屬于中間烴含量較高的凝析氣藏流體。按組分性質(zhì)相似相近的原則，把原始井流物的組分延伸并歸并為9個擬組分，即：CO2、N2、C1、C2～C3、iC4～iC5、nC5～C6、C7～C10、C11～C23和C26～C30。主要對露點壓力、氣油比、地面油密度和定容衰竭的氣相偏差因子及反凝析液量飽和度進(jìn)行了擬合。

表1 YH301井N1 j的流體組成表

地層溫度下露點壓力和單次閃蒸實驗數(shù)據(jù)擬合如表2所示。地層溫度下定容衰竭實驗反凝析液飽和度和氣相偏差因子擬合結(jié)果如圖1所示。

表2 地層流體飽和壓力與單次閃蒸數(shù)據(jù)對比表

圖1 定容衰竭實驗反凝析液量擬合圖

由表1和圖1可見：實驗值和計算值相對誤差均小于2%，總體擬合效果較好，能滿足后續(xù)相態(tài)模擬計算的需要。最大反凝析液量高，達(dá)到23%。

1.1 反凝析過程地層凝析氣和凝析油組成變化特征

通過定容衰竭實驗的模擬計算，可得到不同衰竭壓力下氣相、油相和井流物的組成，由此分析反凝析過程油氣組成的變化特征。本次計算出了從地層壓力52.28 MPa衰竭到34.00 MPa時不同壓力下反凝析油、凝析氣及井流物組成變化（表3）。

由表3結(jié)果可見，隨著地層壓力的降低，凝析氣中C1含量逐漸增加，C10＋的含量逐漸降低；凝析油中C1的摩爾含量逐漸降低，C10＋的含量逐漸增加。這說明反凝析發(fā)生后，重組分從凝析氣中凝析形成凝析油，使得凝析氣變輕，反凝析油變重?？傮w上隨著衰竭開發(fā)的進(jìn)行，剩余地層流體中重組分所占比例越來越大。

1.2 反凝析過程地層凝析氣相p—T相圖變化

在反凝析組成分析的基礎(chǔ)上，模擬計算了不同壓力下地層凝析氣相的p—T相圖（圖2）。由圖2可見：從52.28 MPa下降到45.00 MPa，隨著壓力的減低，凝析氣露點壓力降低，包絡(luò)線向下縮小。始終處于飽和狀態(tài)。

表3 隨壓力降低反凝析油、氣及井流物組成變化表

圖2 反凝析后凝析氣相p—T相圖

1.3 剩余地層凝析氣反凝析特征

通過得到的不同壓力下地層凝析氣相組成，模擬計算了不同凝析氣的反凝析特征。地層凝析氣相反凝析液相飽和度與壓力的關(guān)系模擬如圖3所示。由圖3可見，隨著壓力的降低，凝析氣相中反凝析液量降低，這主要是由于隨著壓力的降低，凝析氣相中輕質(zhì)組分含量比重加大，越來越輕，凝析油含量越來越少所致。

圖3 YH301井不同壓力下凝析氣反凝析特征圖

2 牙哈凝析氣田注氣反蒸發(fā)相態(tài)機(jī)理

在對反凝析油氣組成和相態(tài)分析基礎(chǔ)上，對反凝析油與注入氣相態(tài)特征和地層剩余井流物與注入氣的相態(tài)特征進(jìn)行了模擬研究，分析了注入氣對降低反凝析、使反凝析油再蒸發(fā)為氣相的機(jī)理［7］。

2.1 反凝析油—注入氣相態(tài)特征

在不同衰竭壓力下反凝析油組分和組成基礎(chǔ)上，模擬研究反凝析油與注入氣之間的相態(tài)特征。本次模擬研究了衰竭到48.00 MPa時的反凝析油與注入氣之前的相態(tài)特征，主要包括反凝析油本身的相態(tài)特征，注入不同摩爾含量的氣之后整個體系的相態(tài)特征以及注入氣與反凝析油的混相能力［8－9］。

圖4為48.00 MPa下反凝析油與不同比例注入氣混合后p—T相圖變化特征。其中注入氣為采出分離器氣。由結(jié)果圖可見，隨著注入氣比例從20%增加到80%，臨界點從右向左偏移，當(dāng)注入氣摩爾含量超過40%后，整個體系在地層溫度134℃下已經(jīng)變成露點狀態(tài)，說明地層反凝析油已經(jīng)變成凝析氣狀態(tài)。

圖4 隨注氣量增加反凝析油p—T相圖變化圖

圖5為反凝析油飽和壓力隨注入氣摩爾含量變化的p—X相圖。由圖5可見，隨著注氣量增加，凝析油飽和壓力升高，說明要溶解所注入的氣，必須增加壓力。而且，當(dāng)注入氣摩爾含量接近50%的時候，體系達(dá)到臨界狀態(tài)（臨界點），說明此時體系從泡點狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)槁饵c狀態(tài)，即從反凝析油變成凝析氣，凝析油被完全蒸發(fā)［10］。

圖5 反凝析油注氣p—X相圖特征圖

2.2 地層剩余流體—注氣相態(tài)特征

模擬了YH301井地層流體衰竭到40.00 MPa（接近最大反凝析壓力）后的剩余地層流體與注入氣的相態(tài)特征。模擬計算了6種不同剩余流體與注入氣的混合體系，注入氣摩爾含量分別為10%、20%、30%、40%、50%和60%。對新混合體系的反凝析液量隨壓力的變化和露點壓力進(jìn)行了模擬計算。

圖6為剩余地層流體與注入氣混合后反凝析液量變化。由圖6可見，注氣后混合物體系反凝析液量降低，注入氣所占摩爾含量越高，反凝析液量降低越多。當(dāng)注入氣摩爾含量達(dá)到60%時，最大反凝析液量約為7%，為原始井流物的30%。注氣量低于40%時，混合物體系注氣露點壓力略有升高，當(dāng)注氣量超過40%后體系露點壓力從53.00 MPa下降到49.00 MPa。

圖6 衰竭到40.00 MPa剩余地層流體與

因此，注入氣摩爾含量大于40%有利于降低體系露點壓力和反凝析液量，使凝析氣不容易反凝析，而且反凝析飽和度降低，這將有利于凝析氣藏的開發(fā)。

3 結(jié)論及認(rèn)識

1）隨著地層壓力的降低，凝析氣中C1含量逐漸增加，C10＋的含量逐漸降低；凝析油中C1的摩爾含量逐漸降低，C10＋的含量逐漸增加。這說明反凝析發(fā)生后，重組分從凝析氣中凝析形成凝析油，使得凝析氣變輕，反凝析油變重。

2）隨著壓力的降低，凝析氣相中反凝析液量降低，凝析油含量越來越少。

3）反凝析油與不同比例注入氣混合后p—T相圖變化為隨著注入氣比例從20%增加到80%，臨界點從右向左偏移，當(dāng)注入氣摩爾含量超過40%后，整個體系在地層溫度134℃下已經(jīng)變成露點狀態(tài)，說明地層反凝析油已經(jīng)變成凝析氣狀態(tài)。

4）地下剩余流體注氣后混合物體系反凝析液量降低，注入氣所占摩爾含量越高，反凝析液量降低越多。當(dāng)注入氣摩爾含量達(dá)到60%時，最大反凝析液量約為7%，為原始井流物的30%。注氣量低于40%時，混合物體系注氣露點壓力略有升高，當(dāng)注氣量超過40%后體系露點壓力降低。注入氣摩爾含量大于40%有利于降低體系露點壓力和反凝析液量，使凝析氣不容易反凝析，而且反凝析飽和度降低，這將有利于牙哈凝析氣藏的高效開發(fā)［11－12］。

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Retrograde vaporization dynamic phase behaviors in gas injection development of the Yaha condensate gas reservoir

Chen Wenlong1，Liao Faming1，LüBo2，Miao Jijun2，Chang Zhiqiang2
（1.Graduate School of Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；2.Tarim Oilfield Company，PetroChina，Kurle，Xinjiang 841000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.67－70，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Concerning the problem of the retrograde condensation in the Yaha condensate gas reservoir，we adopted the oil－gas phase equilibrium theory to conduct a simulation research into the retrograde condensate phase behavior and its composition variation in the condensate gas reservoir based on the formation fluid phase behavior experiment on the typical gas well YH301.At the same time we analyzed the behavior variation of retrograde vaporization phase of the injected gas，the formation residual condensate oil and the residual well fluids.The following conclusions are drawn.First，as the formation pressure decreases，the content of C1contained in the condensate oil increases and that of C10＋gradually decreases，and vice versa.Second，if different percentages of the injected gas is added，the critical point of formation condensate oil in the p－T phase diagram moves from the right to the left as the percentage increases from 20 to 80，and when the molar content of injected gas is above 40 percent，the system is turned into the dew point state at 134℃of the formation temperature.Third，when gas is injected into the subsurface residual fluid，the retrograde condensate liquid of the mixture system decreases；and the higher the molar content of the injected gas，the less the retrograde condensate liquid.Fourth，when the molar content of the injected gas is above 40 percent，the dew point pressure of the system and retrograde condensation loss are reduced；with the obvious decrease of retrograde condensate oil saturation，the recovery efficiency of condensate oil will be further improved in the later development of the Yaha condensate gas reservoir.

condensate oil gas field，inject gas，development，retrograde vaporization，dynamic，phase behavior，recovery factor，Tarim Basin，Yaha condensate gas reservoir

陳文龍等.牙哈凝析氣藏注氣開發(fā)過程反蒸發(fā)動態(tài)相態(tài)特征.天然氣工業(yè)，2012，32（8）：67－70.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.014

“十二五”CNPC重大科技攻關(guān)專項“天然氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究”（編號：2011B－1507）資助。

陳文龍，1975年生，工程師，碩士研究生；主要從事油氣藏開發(fā)工程研究工作。地址：（841000）新疆維吾爾自治區(qū)庫爾勒市78號信箱。電話：13999015202。E－mail：lvbo20010101＠sina.com

2012－04－24 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.014

Chen Wenlong，engineer，born in 1975，is studying for a Ph.D degree and is now engaged in oil／gas reservoir exploitation research.Add：Mail Box 78，Kurle，Xinjiang，P.R.China

E－mail：lvbo20010101＠sina.com