赫安樂，鄒春梅，崔軼男，晏 軍，張合文，湯 勇

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500）

讓納若爾油田位于哈薩克斯坦阿克糾賓州穆戈賈爾地區(qū)[1]，是中國石油在海外開發(fā)最早的碳酸鹽巖油氣田[2]。A 南凝析氣藏位于讓納若爾油田KT-I 油層組頂部，有一個寬度不足1 000 m的窄油環(huán)[3]，氣藏開發(fā)策略為“先油后氣”。由于地層壓力下降，導(dǎo)致凝析油不斷析出和聚集[4-5]。在巖石表面吸附和毛管壓力捕集下，凝析油難以流動，大量滯留地層，導(dǎo)致氣藏生產(chǎn)氣油比迅速增加，凝析油產(chǎn)量快速遞減。

目前，凝析氣藏常用的補充地層能量、解除反凝析、提高凝析油采收率方式主要包括循環(huán)注氣驅(qū)和注氣吞吐2種[6-8]。其中，注氣吞吐常用于解除近井地帶反凝析。由于CO2在原油中溶解度較大，且具有較強抽提烴類物質(zhì)[9-11]和降低凝析氣露點壓力的能力[12-13]，使CO2在解除凝析氣藏反凝析、改善氣藏開發(fā)效果、提高采收率方面得以廣泛應(yīng)用[14-15]。因此，針對A南凝析油產(chǎn)量遞減快的問題，以A南某典型井為例，開展氣藏反凝析程度評價，弄清地層流體反凝析規(guī)律和凝析油分布特征。在此基礎(chǔ)上，定量研究CO2吞吐提高凝析油效果，揭示CO2吞吐增油機理，從而為制訂解除氣藏反凝析、提高凝析油產(chǎn)量技術(shù)政策奠定基礎(chǔ)。

1 A南凝析氣藏基本特征

A 南是一個帶有窄油環(huán)的背斜碳酸鹽巖凝析氣藏，油氣界面-2 560 m。氣藏原始地層壓力28.61 MPa，地層溫度61.2 ℃，露點壓力25.2 MPa，地露壓差小。儲層平均厚度42.3 m，平均孔隙度14.3%，平均滲透率44.5×10-3μm2。天然氣以CH4為主，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，天然氣組成詳見表1。

A 南凝析氣藏于1983年首先開發(fā)底部油環(huán)，歷經(jīng)天然能量和注水開發(fā)2 個階段，2014年9月在原采油井的基礎(chǔ)上逐步轉(zhuǎn)為開發(fā)頂部凝析氣藏，現(xiàn)已完成38 口油井轉(zhuǎn)氣井。從氣藏生產(chǎn)動態(tài)曲線來看（圖1），自A 南由采油轉(zhuǎn)采氣以來，天然氣產(chǎn)量較為穩(wěn)定，原油產(chǎn)量持續(xù)遞減，從2015年8月開始生產(chǎn)氣油比持續(xù)快速上升。這說明氣藏已發(fā)生反凝析現(xiàn)象，造成大量凝析油在地層損失，但氣藏的反凝析傷害程度較輕，對氣井產(chǎn)能的影響較小。

表1 天然氣組成Table 1 Composition of natural gas

圖1 A南凝析氣藏生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.1 Production performance curves of South A condensate gas reservoir

2 氣藏反凝析程度評價

2.1 地層流體反凝析規(guī)律

為明確A南凝析氣藏反凝析程度，以A南氣藏某典型井為例。首先根據(jù)氣井流體采樣恢復(fù)氣藏原始流體組成與流體性質(zhì)，然后根據(jù)氣藏原始流體組成和流體性質(zhì)，在擬合凝析氣PVT實驗的基礎(chǔ)上，基于相平衡理論，采用WinProp預(yù)測該井地層流體在恒質(zhì)膨脹（CCE）和定容衰竭（CVD）過程中液相體積分數(shù)變化規(guī)律（圖2）。從流體定容衰竭預(yù)測結(jié)果來看，該井最大反凝析壓力約為13 MPa，最大反凝析飽和度約為9.1%。根據(jù)氣井采氣前的地層壓力測試情況，該井由采油轉(zhuǎn)采氣時地層壓力約為21 MPa。結(jié)合流體恒質(zhì)膨脹預(yù)測結(jié)果，說明天然氣在正式開發(fā)前，由于氣藏先開發(fā)油環(huán)引起氣藏底部天然氣壓力下降，從而導(dǎo)致天然氣恒質(zhì)膨脹發(fā)生反凝析，反凝析油飽和度約為7.6%。喻蓮、趙倫等認為：截至2010年底，氣藏壓力下降已造成凝析油損失高達290×104t[16]。

圖2 恒質(zhì)膨脹和定容衰竭實驗液相體積分數(shù)變化曲線Fig.2 Relation between liquid volume fraction and pressure of constant composition expansion and constant volume depletion experiments

2.2 地層反凝析油分布特征

根據(jù)該典型井地層特征、流體性質(zhì)、流體反凝析規(guī)律和滲流物理特征，采用CMG-GEM 建立該井油藏數(shù)值模擬模型，模型采用徑向非均勻網(wǎng)格，模型網(wǎng)格總數(shù)10×32×9。模型半徑470 m，平面徑向網(wǎng)格步長最小0.3 m，最大300 m；模型有效厚度45.4 m，縱向網(wǎng)格步長最小1.8 m，最大18.8 m。模型孔隙度為14%，滲透率為45×10-3μm2。根據(jù)該井生產(chǎn)歷史動態(tài)，建立管流模型，定氣產(chǎn)量生產(chǎn)，擬合該井凝析油產(chǎn)量和井口油壓（圖3）。擬合結(jié)果表明，模型生產(chǎn)歷史擬合精度較高、誤差較小，模型質(zhì)量可靠。

圖3 A南氣藏某典型井生產(chǎn)歷史擬合結(jié)果Fig.3 Production history matching results of a typical well in South A condensate gas reservoir

在該井生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，定量評價儲層反凝析程度。從2017年12月該井凝析油飽和度分布來看（圖4），隨著徑向距離的增大，地層中凝析油飽和度逐漸減小。特別是在井筒附近30 m 范圍內(nèi)，反凝析程度較高，凝析油在地層中損失較大，凝析油飽和度范圍為22.44%～29.51%。此外，近井地帶的凝析油飽和度大于地層流體的最大反凝析飽和度，說明生產(chǎn)過程中遠井地帶的反凝析油逐漸向近井地帶運移、堆積。因此，為解除地層反凝析應(yīng)首先考慮降低近井地帶凝析油飽和度。

圖4 A南氣藏某典型井含油飽和度分布（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吞吐提高采收率機理

3.1 膨脹機理

在目前地層壓力溫度（壓力17 MPa，溫度61.2 ℃）條件下開展注氣膨脹實驗，研究CO2注入對凝析油氣體系膨脹性質(zhì)的影響。實驗結(jié)果表明，隨著原油中CO2摩爾含量的增加，原油體積膨脹明顯，當(dāng)注入CO2摩爾含量升至15 %時，原油體積膨脹系數(shù)為1.29（圖5）。凝析油體積膨脹越大，油藏中殘余的凝析油量就越少。此外，溶解于原油的CO2形成的膨脹能可使地層中一部分的殘余油變成可流動的油，提高了地層中凝析油的流動能力。

圖5 膨脹系數(shù)隨注入CO2摩爾含量變化曲線Fig.5 Relation between crude oil expansion coefficient and CO2 injection mole fraction

3.2 降黏作用

圖6 CO2不同注入時期原油黏度變化Fig.6 Variation of crude oil viscosity at different CO2 injection stages

在2.2節(jié)中描述的數(shù)值模擬模型的基礎(chǔ)上，模擬CO2在注入量500×104m3、注入速度25×104m3/d、燜井時間10 d 條件下吞吐增油效果。對比CO2吞吐前后原油黏度變化（圖6），由于CO2的黏度比凝析油的黏度小得多，當(dāng)CO2溶解于凝析油時，近井地帶凝析油黏度顯著下降，由吞吐前的0.13 mPa·s 平均降至0.07 mPa·s，降低了46.15%。隨著凝析油黏度的降低，原油流動能力大大增加，更容易被驅(qū)替，減輕了井底聚集的凝析油對地層的傷害。這一結(jié)果也與室內(nèi)注氣膨脹實驗測得的原油黏度隨注入氣摩爾含量變化相一致，印證了數(shù)值模擬模型的可靠性（圖7）。

圖7 原油黏度隨注入CO2摩爾含量變化曲線Fig.7 Relation between crude oil viscosity and CO2 injection mole fraction

3.3 萃取原油中輕質(zhì)和中間組分

和3.2 節(jié)中的模擬條件相同，對比CO2吞吐前后油相中輕質(zhì)和中間組分分布情況（圖8）。燜井結(jié)束時，油相中的C2—C6組分含量降低，說明燜井期間，CO2萃取了凝析油中的輕質(zhì)和中間組分，使其蒸發(fā)[17-18]。CO2自身具有膨脹性強、波及速度快、波及范圍廣、擴散迅速的特點。因此，凝析油在CO2的作用下能更好地流動。

圖8 CO2不同注入時期油相中輕質(zhì)和中間組分含量變化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對地層流體反凝析規(guī)律的影響

為揭示CO2解除反凝析的機理，明確CO2對氣藏流體露點壓力和定容衰竭規(guī)律的影響，基于相平衡理論，采用WinProp 模擬該典型井地層流體注入CO2后，在定容衰竭壓降過程中液相體積分數(shù)變化規(guī)律（圖9）。從模擬結(jié)果來看，地層流體在注入CO2后，露點壓力由25.2 MPa下降至14.7 MPa，最大反凝析壓力由13 MPa 下降至6 MPa，最大反凝析飽和度由9.1%下降至0.71%，CO2對降低地層流體反凝析效果明顯。

圖9 注CO2前后定容衰竭實驗液相體積分數(shù)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

在該井生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合的基礎(chǔ)上，模擬不同CO2注入量條件下地層凝析油飽和度分布情況。對比模擬結(jié)果（圖10），注入CO2可有效降低井筒周圍凝析油飽和度，特別是在近井地帶30 m 附近，CO2解除反凝析效果較為明顯。并且隨著CO2注入量的增加，地層中凝析油飽和度降低幅度越明顯。但當(dāng)CO2注入量小于1 000×104m3時，隨著徑向距離逐漸增加，地層中凝析油飽和度反而略高于原始凝析油飽和度。這說明當(dāng)CO2注入量較小，CO2不僅不能夠完全蒸發(fā)地層中的凝析油，而且還在氣驅(qū)作用下將沒有被CO2蒸發(fā)的凝析油推向遠井端。

圖10 不同CO2注入量條件下地層凝析油飽和度分布規(guī)律Fig.10 Distribution of formation condensate oil saturation under different CO2 injection volume

4.3 CO2吞吐增油效果定量評價

根據(jù)A南氣藏該典型井早期生產(chǎn)動態(tài)，模擬CO2注入速度25×104m3/d、燜井時間10 d 時，氣井在不同CO2注入量條件下吞吐增油效果。從不同CO2注入量時，日產(chǎn)油模擬結(jié)果來看（圖11），CO2可有效提高氣井凝析油產(chǎn)量，隨著CO2注入量的增加氣井凝析油產(chǎn)量增加越明顯，氣井平均凝析油產(chǎn)量分別提高了0.41 m3/d、1.78 m3/d、1.90 m3/d 和1.91 m3/d。從不同CO2注入量條件下生產(chǎn)1年的氣井累積增油情況來看（圖12），CO2注入量越多，CO2吞吐累積增油效果越好，當(dāng)CO2注入量超過500×104m3，CO2增油幅度顯著降低。

圖11 不同CO2注入量條件下日產(chǎn)油曲線Fig.11 Daily oil production curve under different CO2 injection volume

圖12 不同CO2注入量條件下累積增油量曲線Fig.12 Cumulative oil increase volume curve under different CO2 injection volume

結(jié)合不同CO2注入量條件下地層凝析油飽和度分布情況（圖10），CO2吞吐的主要增油機理在于CO2對地層中凝析油的蒸發(fā)作用。地層凝析油蒸發(fā)量越大，CO2吞吐增油效果越好。此外，注氣時的氣驅(qū)作用，盡管能降低井筒周圍凝析油飽和度，解除近井地帶的反凝析。但是這并未改變地層凝析油的賦存狀態(tài)，反而導(dǎo)致凝析油被推向地層深處，進而被巖石顆粒吸附、捕集而造成凝析油損失。因此，在應(yīng)用CO2吞吐增加凝析氣藏凝析油產(chǎn)量時，應(yīng)根據(jù)井筒附近的凝析油量，采用較大的CO2注入量，盡可能增大地層中凝析油的蒸發(fā)量，避免凝析油被CO2驅(qū)向遠井端而造成二次損失。

5 結(jié)論

1）讓納若爾A 南凝析氣藏的反凝析分為恒質(zhì)膨脹和定容衰竭2 個階段。凝析油主要聚集在井筒周圍30 m內(nèi)，凝析油飽和度范圍22.44%～29.51%。

2）CO2在地層凝析油中溶解后的膨脹和降黏作用以及對凝析油中輕質(zhì)和中間組分的萃取是CO2吞吐提高凝析油采收率的主要機理。

3）注入CO2后，凝析氣露點壓力由25.2 MPa下降至14.7 MPa，最大反凝析壓力由13 MPa下降至6 MPa，最大反凝析飽和度由9.1%下降至0.71%。CO2可以顯著降低凝析氣露點壓力、最大反凝析壓力和最大反凝析飽和度，對降低地層流體反凝析效果明顯。

4）CO2吞吐解除反凝析的機理主要在于注入CO2后的新體系露點壓力降低，反凝析液量降低，凝析油蒸發(fā)到氣相中。為確保CO2吞吐的增油效果，建議CO2的周期注入量超過500×104m3。