注甲醇解除凝析氣藏反凝析污染數(shù)值模擬研究

樂 平，楊智帆，曾凡成，張 梨

(1.西南石油大學 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，成都 610500；2.吉林油田勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000)

0 引言

在凝析氣藏衰竭開采過程中，當?shù)貙訅毫χ饾u降至露點壓力以下，隨著流體相態(tài)開始發(fā)生變化，地層中的一部分以氣態(tài)存在的凝析油開始反凝析[1]。由于這部分凝析油滯留在儲層巖石的孔隙表面，地層滲流通道被堵塞，使得氣相滲透率大幅度降低[2]，以上現(xiàn)象即為反凝析現(xiàn)象。目前凝析氣藏的滲透率基本都小于1 mD[3-4]，而影響此類氣藏生產(chǎn)開發(fā)的因素中，反凝析污染的影響巨大[5-7]，需確定凝析油的污染程度，采取與之對應的解除反凝析污染措施，來達到低滲凝析氣藏的高效、合理、經(jīng)濟開發(fā)的目的。

目前，評價凝析油污染程度的方法主要有經(jīng)驗公式法、常規(guī)巖心衰竭實驗法、試井分析法、數(shù)值模擬法等[8-11]。眾多方法中，僅實驗法的適應性較高；而水力壓裂[12-13]、循環(huán)注氣[14]、單井吞吐注氣[15]是解除凝析氣藏近井區(qū)反凝析污染常用的技術(shù)手段[2]。但單純注氣吞吐難以有效地將反凝析液推向遠井區(qū)，不能較好地解除近井地層反凝析堵塞；循環(huán)注氣由于需要氣源充足且實施成本高，在解除低滲氣藏反凝析堵塞方面性價比不高；水力壓裂雖能提高地層流體的滲流能力，但其作業(yè)成本高，而且對于低滲透凝析氣藏容易導致水鎖效應，反而降低開發(fā)效果[16]。而注甲醇解除反凝析污染[17-18]作為一種新方法，該文應用油藏數(shù)值模擬技術(shù)，建立了單井的徑向數(shù)值模型[19]，結(jié)合注甲醇解堵機理室內(nèi)評價試驗，開展注甲醇和注氣解除反凝析污染的模擬研究，進行解堵措施參數(shù)優(yōu)選，為SJ低滲凝析氣藏的合理開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 氣藏特征

1.1 氣藏儲層特征

SJ凝析氣藏位于吉林省梨樹斷陷—蘇家屯氣田，由上至下可分為兩個層組，分別是營一段組和火石嶺組，該凝析氣藏的儲層物性見表1?？梢钥闯?營一段組儲層的整體孔滲物性較好，儲層較薄，呈現(xiàn)大面積連片分布，而火石嶺組作為主要產(chǎn)氣層，孔滲物性較差，氣層單層厚度變化大，儲層之間連通性差，巖性多樣，非均質(zhì)性強，儲層內(nèi)部滲流主要通過裂縫溝通，地露壓差小，底水能量不充足[20]。

表1 SJ凝析氣藏儲層物性

1.2 凝析氣相態(tài)特征

SJ凝析氣藏凝析油含量為149.32 g/m3，最大反凝析飽和度為4.12%，判別該凝析氣藏屬于中含凝析油凝析氣藏[5]。實測地層流體露點壓力為25.15～28.82 MPa，地露壓差為0.59～2.61 MPa，一旦壓力降至露點壓力以下，反凝析現(xiàn)象開始出現(xiàn)，近井地層大量反凝析液開始積聚，以致滲流通道發(fā)生堵塞，氣相滲流能力變差，這不僅影響高品質(zhì)的凝析油的開發(fā)，還會影響開發(fā)氣井的產(chǎn)能，同時還會造成巨大的經(jīng)濟損失[7]。圖1所示為SJ-2井的P-T實驗相圖，圖中C點是泡點線和露點線的匯合點，稱為臨界點；CP點所對應的壓力為臨界凝析壓力，MPa；CT點所對應的溫度為臨界凝析溫度，℃；R點對應的是氣藏條件下的原始地層壓力29.96 MPa，地層溫度為110 ℃。開發(fā)過程中地層溫度基本不變，隨著地層壓力從原始地層壓力開始下降，相圖從R點向下移動，當降低至28.82 MPa時與露點線相交，這時凝析油開始析出，以微小霧狀液滴形式存在，附著在儲層喉道壁上的部分液滴擠占了氣體滲流通道的空間，增加了氣體流動阻力。隨著壓力進一步降低，等液量線對應數(shù)值變大，反凝析液量逐漸增多，反凝析污染程度增大，從而降低氣井產(chǎn)能和采收率。

圖1 SJ-2井P-T相態(tài)特征

1.3 反凝析污染評價實驗

通過定容衰竭(CVD)實驗進行相應的反凝析污染評價實驗[18]，來分析反凝析污染傷害機理。利用現(xiàn)場分離器取得的凝析油和天然氣，按生產(chǎn)氣油比復配凝析氣樣品，通過PVT儀進行高壓物性分析實驗[1]。選用3組未造縫長巖心和3組造縫長巖心進行巖心單獨衰竭實驗，并進行相應的衰竭實驗模擬近井區(qū)和遠井區(qū)凝析油污染，對比測定氣測滲透率下降幅度，分析不同巖心的反凝析污染程度，進行SJ低滲凝析氣藏反凝析污染評價。

地層流體相態(tài)實驗需憑借加拿大DBR公司研制和生產(chǎn)的JEFRI帶觀測窗無汞高溫高壓地層流體PVT分析儀(如圖2所示)來開展，實驗儀器主要包括注入泵系統(tǒng)、溫控系統(tǒng)、流量計、PVT筒、氣相色譜、閃蒸分離器、密度儀、電子天平和氣體增壓泵[19]，實驗流程如圖3所示。

圖2 高壓藍寶石流體相態(tài)測定儀

圖3 地層流體分析儀流程

根據(jù)現(xiàn)場PVT資料，按照目標氣藏地層溫度和地層壓力，嚴格按照石油天然氣行業(yè)標準中的針對油氣藏流體物性分析的方法(SY/T 5542—2009)[20]，進行地層流體樣品配制，所配制流體氣油比為5 379 m3/m3，其凝析油的密度為0.742 g/cm3，所配制樣品的井流物組成中C11+相對密度為0.776，C11+分子量137，穩(wěn)定油密度0.742 2 g/cm3。

利用前期配制的樣品凝析氣和高溫高壓實際巖心驅(qū)替裝置，通過長巖心衰竭實驗模擬近井壓力不斷降至露點壓力28.82 MPa，分別對6組樣品巖心進行全直徑長巖心衰竭開采對應的物理模擬實驗，在同一個衰竭壓差下，記錄6組巖心的氣相滲透率數(shù)據(jù)，計算污染后的滲透率下降幅度，實驗結(jié)果見表2。

表2 樣品巖心實驗數(shù)據(jù)

分析未造縫巖心1～3組實驗結(jié)果可知，凝析油污染程度受巖心原始滲透率的影響。巖心的原始滲透率較低時，凝析油污染的影響力度更大，且污染后巖心滲透率有大幅度減小。這一規(guī)律在造縫巖心4～6組實驗結(jié)果中也同樣適用，巖心的原始滲透率與凝析油污染程度呈反比。對比發(fā)現(xiàn)，造縫巖心滲透率的下降幅度遠大于未造縫巖心。分析認為:巖石經(jīng)過壓裂造縫后，復雜裂縫帶動滲透率高的滲流通道的形成，伴隨著凝析油在裂縫通道中快速運移和堆積，導致氣相滲流通道更容易堵塞，巖心滲透率大幅降低[18]；此外，壓裂造縫后的巖石在地層壓力下降后，容易引發(fā)應力敏感，從而大幅降低巖石滲透率。

2 低滲凝析氣藏數(shù)值模擬研究

2.1 儲層三維地質(zhì)模型

凝析氣藏儲層為扇三角洲沉積，通過導入由地震解釋得到的精確砂巖厚度等值線圖進行構(gòu)造建模。利用鉆井資料、地震資料、測井解釋資料，導入井頭、井軌跡以及測井數(shù)據(jù)，通過導入沉積相圖，針對生產(chǎn)層位營城組和火石嶺組進行沉積相模型的建立。

整個三維可視化地質(zhì)建模的最終目的在于油藏屬性建模部分，它是基于構(gòu)造模型的建立，采用隨機模擬的方法預測井間屬性參數(shù)分布情況，通過沉積相加以控制趨勢，建立油藏屬性的三維空間展布模型[21]?？紫抖取B透率的分布受砂體即沉積相的影響較大

采用沉積相加以控制趨勢，隨機模擬目標工區(qū)的屬性模型，通過測井數(shù)據(jù)的孔滲物性參數(shù)(見表3)，進行序貫高斯模擬和克里金插值，建立目標工區(qū)的孔隙度模型、滲透率模型以及含水飽和度模型。凈毛比模型通過物性下限確定(孔隙度大于6.5%)，然后利用已建立的屬性模型計算區(qū)塊儲量。

表3 工區(qū)各地層孔滲物性參數(shù)表

圖4所示為精細三維地質(zhì)模型。工區(qū)網(wǎng)格總數(shù)為94×69×160=1 037 760，其平面網(wǎng)格精度為50 m×50 m，網(wǎng)格垂向厚度平均為1.1 m，工區(qū)面積約為7.17 km2，基本符合地層區(qū)域劃分的邊界。儲量擬合天然氣儲量誤差控制在2.5%，原油儲量誤差控制在1.4%。

圖4 精細三維地質(zhì)模型

2.2 PVT相態(tài)參數(shù)擬合

目前測得凝析油的密度為0.748 g/cm3(20 ℃)，黏度為2.162 mPa·s(50 ℃)，蠟含量為1.1%，膠質(zhì)含量為0.12%，瀝青質(zhì)含量為0.37%，硫含量為0.230%，氣油比為2 589 m3/m3，屬于中含凝析油凝析氣藏。

利用Eclipse當中的PVTi模塊進行相態(tài)PVT擬合，將定容衰竭測試所獲得的反凝析液量隨壓力變化的數(shù)據(jù)作為實驗參考數(shù)據(jù)，對SJ-2井流體多組分進行合理歸并或劈分，歸并為以下8個組分，通過調(diào)整狀態(tài)方程的多個參數(shù)，完成飽和壓力、相對體積、CVD凝析液量、氣油比等參數(shù)的擬合，流體組分見表4。

表4 流體組分表

流體組分表表明:流體高含甲烷、低含中間烴和重烴C5+和C11+。通過Eclipse軟件當中的PVTi模塊進行相態(tài)擬和實驗，進行SJ-2井復配樣和井下樣的流體PVT參數(shù)擬合，擬合數(shù)值見表5。

表5 SJ-2井復配樣和井下樣及流體PVT參數(shù)

2.3 單井徑向流模型

針對凝析氣藏近井區(qū)反凝析污染，可回注天然氣、注入甲醇或甲醇結(jié)合干氣吞吐解堵。該研究通過建立SJ-2井的單井數(shù)值模型進行凝析油解堵模擬和吞吐參數(shù)優(yōu)選，模擬采用單井徑向網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格劃分為10×6×25，I方向網(wǎng)格尺寸大小為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，如圖5所示，單井數(shù)值模型建模參數(shù)見表6。歸一化多組巖心氣水和油氣相滲曲線，模型歷史擬合的主要指標誤差控制在5%以內(nèi)，保證了后續(xù)注甲醇解除反凝析污染數(shù)值模擬研究的準確性[22]。

圖5 單井徑向網(wǎng)格模型

表6 單井數(shù)值模型建模參數(shù)

3 注甲醇解除反凝析污染數(shù)值模擬研究

3.1 解除反凝析污染機理

注甲醇結(jié)合干氣吞吐是解除凝析氣井反凝析污染的有效方法，注入甲醇可以增加烷烴和地層水兩組分的互溶性，降低體系界面張力，從而提高凝析油氣相對滲透率[23]，降低近井凝析油的飽和度。甲醇溶于烴類和地層水能夠有效地提升中質(zhì)烴和水的蒸發(fā)能力，起到了有效解除近井帶反凝析傷害的作用[24]。

該研究結(jié)合實驗中測得的注入甲醇后相滲的變化規(guī)律，認為甲醇注入后油氣滲流能力被大幅提高，毛管壓力近似為零，所以給甲醇波及的模型網(wǎng)格設置單獨的油氣相滲曲線，表征模擬甲醇作用之后的油氣流動狀態(tài)。利用公式計算近井地帶注入流體的波及范圍，甲醇用量按地層孔隙體積30%計算，再附加1.2倍的用量系數(shù)，共計注入60 m3甲醇。在模型中對甲醇波及區(qū)域進行分區(qū)調(diào)用不同相滲曲線，Ⅰ區(qū)為原始模型的油氣相對滲透率示意圖(如圖6a所示)；Ⅱ區(qū)為甲醇波及區(qū)內(nèi)采用的滲透率曲線，即等效注入甲醇的油氣相滲曲線(如圖6b所示)。

圖6 油氣相滲曲線與等效油氣相滲曲線

3.2 注氣總量

選用E300組分模擬器等效模擬注入60 m3甲醇，然后進行注干氣吞吐模擬。利用該研究模型模擬了7種不同的干氣周期注入量(16×104m3，24×104m3，32×104m3，40×104m3，48×104m3，56×104m3，64×104m3)下，單井累計增油量和換油率隨注入量的變化曲線[25]。由圖7可知，干氣注入量的增加使得地層壓力局部上升，一定程度上緩解了凝析油的反凝析，在充分能量置換后，更多的凝析油被氣體挾帶出井筒，導致單井的累計增油量不斷增大。由于干氣置換的效率較低，所以注入更多的干氣并不能得到等比例的增油量，從而導致?lián)Q油率逐漸下降[26]。當干氣注入量超過40×104m3時，換油率對應的曲線呈現(xiàn)出下降幅度趨緩的現(xiàn)象，這時的投入產(chǎn)出比約為2.3。因此推薦干氣注入量為40×104m3。

圖7 累計增油量和換油率與注入量變化的規(guī)律曲線

3.3 注氣速度

合理的注氣速度可以維持地層壓力穩(wěn)定，有效提高凝析氣藏的采收率。利用上述數(shù)值模型，比較了7種不同的注入速度(1×104m3/d，2×104m3/d，3×104m3/d，4×104m3/d，5×104m3/d，6×104m3/d，7×104m3/d)下目標井的累計增油量和換油率[25]，模擬結(jié)果如圖8所示。在注入速度達到4×104m3/d之前，累計增油量和換油率隨著注入速度的增加而大幅增加，注入速度超過這一臨界值后，累計增油量和換油率增加幅度放緩，考慮到單井注氣速度受注氣壓力限制，不能無限制增加，且摩阻隨井筒注入速度增加而增加[24]，故推薦其合理注入速度為4×104m3/d。

圖8 累計增油量和換油率與注入速度變化的規(guī)律曲線

3.4 燜井時間

燜井時間過短，注入氣在井底附近擴散不充分，造成凝析油重質(zhì)組分的置換抽提不充分，無法起到提高凝析油采收率的作用；燜井時間過長則會影響正常生產(chǎn)，降低天然氣和凝析油產(chǎn)量，故存在最優(yōu)燜井時間。模擬計算了7種燜井天數(shù)(5 d，7 d，9 d，11 d，13 d，15 d，17 d)的累計增油量和換油率[27]，計算結(jié)果見圖9。隨著燜井時間的增加，注入氣體能充分在儲層中進行擴散和置換，導致累計增油量與換油率曲線出現(xiàn)上升趨勢；而過長的關(guān)井時間不利于正常生產(chǎn)，即增油量與換油率曲線開始下降，但變化幅度并不明顯。當燜井天數(shù)為11 d時，累計增油量和換油率均達到最高值，故推薦燜井天數(shù)為11 d[27]。

圖9 累計增油量和換油率與燜井天數(shù)變化的規(guī)律曲線

3.5 注甲醇效果對比

根據(jù)上述數(shù)值模擬得到的最優(yōu)注氣參數(shù)，進行注甲醇效果對比的方案模擬。方案一:不作任何解除反凝析污染措施，以5×104m3/d的產(chǎn)氣速度模擬生產(chǎn)5年，得到對應的天然氣采收率和凝析油采收率；方案二:在不注入甲醇的情況下，直接以上述最優(yōu)注氣參數(shù)，實施干氣吞吐工藝，得到對應的天然氣采收率和凝析油采收率；方案三:注入甲醇60 m3后，再進行方案二的措施，模擬相同的生產(chǎn)時間，得到對應的天然氣采收率和凝析油采收率。表7為3組方案模擬結(jié)果的對比情況，可以看出:因反凝析污染，未進行解堵措施的生產(chǎn)過程中，凝析油和天然氣采出程度降低幅度大；而干氣吞吐后氣井天然氣采收率提高6%，因此，若能循環(huán)注氣，建議注氣吞吐保壓開采；相對單獨注氣吞吐，周期注醇注氣解堵的開采效果更好，天然氣采收率有小幅提高，凝析油的采出程度大幅提高[28]，通過數(shù)值模擬研究認為目標井注入60 m3的甲醇后[29]，注氣速度為4×104m3/d、周期注氣量為40×104m3、燜井時間為11 d為最優(yōu)凝析油解堵方案[30]。

表7 3組方案的天然氣采收率和凝析油采收率

4 結(jié)論

1)通過對比SJ凝析氣藏儲層不同滲透率巖心的傷害評價試驗結(jié)果，可以發(fā)現(xiàn):巖心初始滲透率越低，試驗后巖心的滲透率的減少量增大，反凝析污染傷害程度更大，氣相滲透率的下降幅度越大。尤其是對于造縫后的巖心，由于凝析油的運移和堵塞以及應力敏感，導致巖心滲透率大幅下降，受凝析油污染的影響更嚴重。

2)凝析氣藏注入甲醇后，甲醇-烴-水混合物相互溶解，降低體系界面張力，從而提高凝析油氣相對滲透率，能有效解除近井帶反凝析污染。注醇注氣數(shù)值模擬研究表明:目標井注入60 m3的甲醇后，以周期注入量40×104m3、注入速度4×104m3/d、燜井時間11 d的干氣解堵效果良好；研究表明注甲醇+注氣吞吐解除凝析氣藏反凝析污染比單獨注氣吞吐更為有效。

3)SJ凝析氣藏儲層低孔低滲，地露壓差為0.59～2.61 MPa，隨著地層壓力降至露點壓力以下，凝析油飽和度增大，造成近井反凝析傷害，降低氣井產(chǎn)能與采收率。針對地露壓差小的凝析氣藏，在有循環(huán)注氣條件下，建議保壓開采，在無循環(huán)注氣條件下，建議周期注醇注氣解堵，減少反凝析污染，提高凝析油和天然氣采收率。