陳中華 楊洪志 徐偉 李明秋

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

1 凝析氣藏概況

四川盆地安岳地區(qū)須二段氣藏位于川中古隆中斜平緩構(gòu)造帶，屬于低孔（平均孔隙度8.32%）、致密（巖心覆壓滲透率在0.03～0.1mD之間）、高含水飽和度（巖心平均含水飽和度為67%）非常規(guī)碎屑巖氣藏。該氣藏氣井普遍產(chǎn)凝析油，部分井產(chǎn)原油，氣井生產(chǎn)油氣比和流體相態(tài)特征分布無明顯規(guī)律性，產(chǎn)原油井位置、層段與構(gòu)造和海拔無關，不存在明顯的油氣界面。常規(guī)相態(tài)特征研究方法判斷該氣藏為帶“油環(huán)”的飽和凝析氣藏，但實鉆資料和生產(chǎn)動態(tài)未表現(xiàn)出帶“油環(huán)”的飽和凝析氣藏特征，處于同一構(gòu)造部位和海拔高度的井，部分井產(chǎn)原油（如 Y106、Y53－X2、Y118等），部分井不產(chǎn)原油（如Y103）（圖1）。因此，需要對該氣藏相態(tài)特征和氣藏類型開展深入研究，搞清氣藏類型，明確凝析油含量，為該氣藏合理開發(fā)方式的選擇和油氣產(chǎn)量預測提供依據(jù)[1]，同時為類似氣藏的研究提供借鑒。

2 飽和凝析氣藏依據(jù)

圖1 安岳地區(qū)須二段氣藏產(chǎn)凝析油、原油柱狀圖

流體取樣和高壓物性實驗是判斷氣藏類型的基礎[1]。根據(jù)相平衡原理[2]，對氣藏8口井10井次的高壓物性取樣進行檢驗，除Y113井和Y103井第一次井口取樣樣品合格性有待考察外，其余井次樣品相關性均在80%以上，認為分離器取樣從相平衡的角度而言是合格的，可以進行相關相態(tài)特征研究（表1）。

表1 安岳地區(qū)須二段氣藏取樣和PVT實驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

2.1 傳統(tǒng)方法判別

傳統(tǒng)氣藏類型判斷方法有相圖法[3]和經(jīng)驗法，其中經(jīng)驗法又有4種[2]之多。根據(jù)8個樣品擬合的相圖判斷，除2口氣井（Y106和Y53－X2）具有飽和凝析氣藏的特征外，其余樣品均只表現(xiàn)出凝析氣藏的特征（圖2、3）；根據(jù)經(jīng)驗判斷法，各井均為凝析氣藏，且四參數(shù)法、φ1參數(shù)法、含氣系數(shù)與C2＋含量關系法均判斷Y106和Y53－X2井為飽和或者帶“油環(huán)”的凝析氣井（表2）。根據(jù)4種專門判斷是否帶油環(huán)的常規(guī)經(jīng)驗法，安岳地區(qū)須二段氣藏7口井均為帶“油環(huán)”或者帶“大油環(huán)”的凝析氣藏（表3）。實際上，安岳地區(qū)須二段氣藏產(chǎn)原油井位置、層段與構(gòu)造和海拔無關，尚未發(fā)現(xiàn)明顯的油氣界面，常規(guī)方法判斷氣藏類型與實際存在差異。

圖2 WD12井擬合相態(tài)圖

圖3 Y53－X2井擬合相態(tài)圖

表2 常規(guī)方法判別結(jié)果統(tǒng)計表

表3 是否帶油環(huán)的參數(shù)計算表

2.2 室內(nèi)實驗判斷

飽和凝析氣藏在分離器取樣進行PVT實驗，由于部分重質(zhì)組分的丟失，通常表現(xiàn)出露點壓力與井底流壓呈線性關系。安岳地區(qū)須二段氣藏的 WD12、X12、Y103井取樣壓力與實測露點壓力呈線性關系，且擬合相關性較好，R2＝0.864 8；而 Y101、Y106和Y53－X2井則表現(xiàn)出過剩油的特征（圖4）。因此，該氣藏為飽和凝析氣藏是可以肯定的，是否就像傳統(tǒng)方法判斷的那樣具有“油環(huán)”，還需進一步論證。

3 氣藏局部存在“油墊”

選取產(chǎn)油量最高的Y53－X2氣井進行分析，該井投產(chǎn)第一個月，平均日產(chǎn)氣2.04×104m3，平均日產(chǎn)油35.27t，油氣比達到 17.29t／104m3，產(chǎn)出油密度0.805 5g／cm3，含蠟量13.63%，屬于原油。在實驗室測得Y53－X2井原始地層條件下飽和油的氣油比為216.49m3／m3，飽和凝析氣氣油比為4 883.75m3／m3，結(jié)合實際生產(chǎn)過程中產(chǎn)出流體的油氣比，計算該井不同時間產(chǎn)出天然氣與產(chǎn)出原油在地下的體積比（表4），結(jié)果表明產(chǎn)出流體中原油的比例迅速降低，表現(xiàn)為局部聚集原油的特征。Y53－X2井采氣曲線也表明隨著生產(chǎn)的進行，產(chǎn)出原油迅速下降，該井投產(chǎn)279 d后，氣產(chǎn)量基本保持2×104m3／d，油產(chǎn)量從初期的45t／d降至2.0t／d（圖5），油產(chǎn)量及油氣比迅速下降，同樣說明井底附近原油有限。

圖4 高壓物性取樣露點壓力與井底流壓關系圖

表4 Y53－X2井產(chǎn)出原油與凝析氣折算到地下條件的體積比值表

圖5 Y53－X2井產(chǎn)油產(chǎn)氣曲線圖

結(jié)合傳統(tǒng)與室內(nèi)實驗判斷結(jié)果綜合分析安岳地區(qū)須二段氣藏為飽和凝析氣藏，由于儲層的非均質(zhì)性導致了局部有少量原油存在，即使個別井可能會出現(xiàn)開井初期產(chǎn)出大量原油的現(xiàn)象，但是隨著生產(chǎn)的進行，原油產(chǎn)出量也會迅速下降，由此，將安岳地區(qū)須二段氣藏類型確定為帶“油墊”的飽和凝析氣藏。從成藏的角度看，可能由于致密強非均質(zhì)氣藏中原油的差異聚集或原油的裂解，致使局部存在少量原油。

4 流體相態(tài)恢復計算凝析油含量

由于安岳地區(qū)須二段氣藏為飽和凝析氣藏，地面取不到具有代表性的流體樣品，無法準確確定凝析油含量，對氣藏流體相態(tài)的認識和氣藏開發(fā)動態(tài)的預測造成不利影響。采用相態(tài)恢復理論[4－7]對原始流體相態(tài)特征進行恢復，可以量化和預測氣藏油氣產(chǎn)量。

根據(jù)相態(tài)恢復理論，利用數(shù)值模擬軟件Eclipse中的高壓物性分析模型（PVTi），選取取樣時間早、相平衡較好的X12井的高壓物性實驗數(shù)據(jù)進行相態(tài)恢復。首先，對原始PVT數(shù)據(jù)進行模擬形成臨界參數(shù)場；然后，在目前壓力下，向平衡凝析氣中逐漸加入少量平衡油，再計算露點壓力，若計算的露點壓力低于地層壓力，則繼續(xù)在新的露點壓力下加入該壓力下的平衡油，直到露點壓力恢復到原始地層壓力。恢復到原始地層壓力下的流體組分，可以代表原始氣藏條件下的流體。相態(tài)恢復前后對照表表明，相態(tài)恢復后潛在凝析油含量C5＋提高了1.75%，凝析油含量達到249g／m3（表5）。通過相態(tài)恢復模擬飽和凝析氣藏地層流體高壓物性特征，為開發(fā)技術政策制定和氣藏動態(tài)預測奠定了基礎。

表5 X12井擬組分擬合前后對照表

將相態(tài)恢復研究成果運用于氣藏模擬和方案預測中，氣井的產(chǎn)氣量、產(chǎn)油量、井口壓力等關鍵生產(chǎn)指標能夠得到較好擬合，在此基礎上建立氣藏預測模型預測氣藏產(chǎn)量，產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量與實際吻合程度較高，油氣比基本吻合（圖6），高壓物性實驗、常規(guī)凝析氣藏類型判別與生產(chǎn)靜動態(tài)特征相結(jié)合的氣藏類型判別方法和相態(tài)恢復理論確定的氣藏類型是正確的、預測的凝析油含量是可靠的。

圖6 方案預測與氣藏實際生產(chǎn)對照圖

5 凝析油采收率及提高采收率的開發(fā)措施建議

定容衰竭實驗表明當壓力衰竭至18MPa時，反凝析液量達到最大為10.14%，而在分級壓力為4 MPa時，凝析油的采收率為16.99%，天然氣采收率為82.54%（圖7、8）。飽和凝析氣藏一當開井，在地層中即有凝析油析出，安岳地區(qū)須二段氣藏氣井目前的生產(chǎn)動態(tài)以及試井解釋分析表明近井地帶已經(jīng)有凝析油析出，存在反凝析傷害。

圖7 定容衰竭過程中反凝析液量變化圖

圖8 定容衰竭過程中凝析油、天然氣采收率變化圖

凝析氣藏通常的開采方式主要有衰竭式開采、循環(huán)注氣（露點壓力以上注氣和露點壓力注氣）以及單井吞吐[8－10]。實驗及理論研究證明多孔介質(zhì)中凝析油的采收率高于PVT筒高壓物性實驗[11－13]。因此采用室內(nèi)巖心物理模擬實驗優(yōu)選合理開發(fā)方式，結(jié)果表明在氣藏平均束縛水飽和度為49%，廢棄壓力為4MPa條件下，采用衰竭式開發(fā)，凝析油采收率能夠達到33.48%，天然氣采收率為84.64%，在露點壓力以上注氣，能夠提高凝析油采收率40.06%，在反凝析液飽和度最大壓力下注氣，能夠提高凝析油采收率14.06%，單井干氣吞吐和加甲醇段塞的單井干氣吞吐，分別提高凝析油采收率14.12%和17.64%（表6）?？紤]安岳地區(qū)須二段氣藏為低孔、低滲的砂巖氣藏，非均質(zhì)性強，不建議采用循環(huán)注氣的開采方式，另外加甲醇段塞雖然能夠解除水鎖，降低氣液的界面張力，提高氣相相對滲透率[14]，但是考慮到注入成本以及后期的處理，建議單井采用先衰竭后干氣吞吐的開采方式，可提高凝析油采收率，達到效益開發(fā)的目的。

表6 巖心開發(fā)實驗結(jié)果表

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