海上特殊凝析氣藏流體相態(tài)及混相特征

張 露 韓 東 稅蕾蕾 唐 磊 楊發(fā)榮 李寶剛 鄭祖號 張旭東

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

0 引 言

中國陸上凝析氣藏分布廣泛、儲量豐富。近年來在近海陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了渤海錦州、東海平洲及南海西部等多個凝析氣田。渤海油氣田的潛山凝析氣田，地層流體普遍具有近臨界態(tài)、高含凝析油、地露壓差小等特點，屬特殊凝析氣藏，開發(fā)難度很大。

目前可供參考的海上特殊凝析氣藏通過注氣方式得到高效開發(fā)的實例較少，近些年國內(nèi)外學者針對凝析氣藏的開發(fā)開展了多項技術攻關及實驗研究，2011年UKNS凝析氣藏進行注CO2提高地層剩余油采收率室內(nèi)實驗，通過一維長細管預測了最小混相壓力，結(jié)果顯示能夠?qū)⒉墒章侍岣?0百分點［1］；針對文留區(qū)塊、福山、東河塘等油田，一些學者相繼開展了凝析氣藏相態(tài)及注氣配伍性研究［2?5］，結(jié)果表明，天然氣的注入能夠在一定程度上很好地改善地層剩余油的高壓物性，同時還具有很好的增容膨脹效果。目前國內(nèi)外對于凝析氣藏注氣提高采收率的研究已具備了一定的技術支撐，但是主要以注CO2、N2和干氣等為主［6］，對于注伴生氣［7?8］，特別是注含CO2的天然氣來提高凝析氣藏采收率的情況并不多見，由于海上流體具有成藏特殊、平臺空間有限、流體及儲層物性特征復雜等特點，如何高效開發(fā)海上凝析氣藏對于四大海域來說都很重要［9］，因此伴生氣回注能否實踐開展一直備受關注。

本文以海上特殊凝析氣藏地層流體相態(tài)為研究基礎，通過全過程壓降進行可視化相態(tài)特征分析，總結(jié)海上特殊凝析氣藏與常規(guī)凝析氣藏在壓降過程中現(xiàn)象的不同，進一步在PVT釜中利用壓降形成從上至下的凝析氣體系—混合油氣體系—剩余油體系［10］，在室內(nèi)模擬開展不同油氣體系注伴生氣混相機理研究，進一步明確渤海深層凝析氣藏流體相態(tài)特征及注伴生氣混相機理，為中后期氣藏的開發(fā)提供注氣提高采收率的技術儲備［11］。

1 地層流體相態(tài)特征

A井原始地層溫度為170.1 ℃，地層壓力為50.57 MPa，單次閃蒸氣油比931.802 4 m3/m3，溫壓系統(tǒng)偏高，分別對原始地層條件以及衰竭開采后目前地層條件下各流體進行PVT高壓物性特征分析［12］，模擬衰竭開采至地層壓力20 MPa。

1.1 原始地層流體高壓物性測試

A井原始地層流體井流物組成如表1所示，C1+N2摩爾分數(shù)為70.707%；C2―C6+CO2摩爾分數(shù)為21.252%；C7+摩爾分數(shù)為8.041%，與國內(nèi)其他油田凝析氣藏井流物組成相比，A井地層流體屬于中高含甲烷、中含中間烴、中低含重質(zhì)烴的凝析氣體系。

表1 A井原始井流物組成Table 1 Composition of original well fluid in Well A

圖1（a）為原始地層流體的p?T相圖，臨界溫度48.985 ℃，臨界壓力41.627 MPa，飽和壓力46.270 MPa；恒質(zhì)膨脹實驗測試結(jié)果顯示：在露點壓力點附近，隨著壓力的降低發(fā)生乳光效應，當壓力降至40 MPa附近時發(fā)生輕烴抽提分層現(xiàn)象，壓力降至6 MPa體積膨脹5.82倍，圖1（b）為恒質(zhì)膨脹過程中流體相態(tài)變化圖像，同樣的輕烴抽提分層現(xiàn)象發(fā)生在定容衰竭實驗過程中。

圖1 原始地層流體相態(tài)特征Fig. 1 Phase characteristics of original formation fluid

定容衰竭實驗測試結(jié)果顯示，當壓力降低至20 MPa時，反凝析達到最大程度，飽和度為22.005%。

從定容衰竭過程井流物中重質(zhì)組分累計采出量變化及反凝析液相相對體積與無因次壓力關系對比情況來看（圖2（a）、（b）），A井地層靜態(tài)反凝析損失屬于中偏高程度，早期應該合理控制采氣速度進行保壓開采，最大限度提高凝析油的采收率，并加強生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測，嚴防邊底水過早侵入氣藏導致氣藏開發(fā)過程的復雜化［13］。

圖2 定容衰竭實驗測試結(jié)果Fig. 2 CVD test results

1.2 衰竭開采后地層流體相態(tài)特征

模擬預測從前期衰竭開采至地層壓力為20 MPa的地層流體相態(tài)，此時地層流體不再處于單相凝析氣體系，而是以帶氣頂?shù)膿]發(fā)油形式存在于地層，油氣處于兩相平衡狀態(tài)，中間存在輕烴凝析油體系過渡帶［14］，地層各流體組成見表2。

表2 A井衰竭開采后井流物組成Table 2 Composition of well fluid in Well A after depletion development

從頂部凝析氣體系與底部凝析油體系p?T疊加相圖中可以看出（圖3（a）），頂部凝析氣體系和底部凝析油體系相交于同一點，即此時頂部凝析氣體系與底部凝析油體系處于油氣平衡狀態(tài)，頂部凝析氣體系的露點壓力與底部凝析油體系的泡點壓力相等，且均等于地層壓力［15］。從中部輕烴凝析油體系的p?T相圖可以看出（圖3（b）），如果把3個流體體系p?T相圖疊加亦會相交于同一點。

圖3 衰竭開采后地層流體相態(tài)特征Fig. 3 Phase characteristics of formation fluid after depletion development

2 伴生氣－地層流體的配伍性及混相機理

A井的伴生氣組分及含量如表3所示。其中，C1+N2的摩爾分數(shù)為80.437%；C2—C6+CO2的摩爾分數(shù)為19.549%；C7+的摩爾分數(shù)為0.014%，屬于高含甲烷、中低含中間烴、微含重質(zhì)烴的氣相組成［1］。

表3 A井伴生氣組分及含量Table 3 Composition and content of associated gas in Well A

2.1 伴生氣－頂部凝析氣體系

頂部凝析氣體系的氣油比為4 097.360 6 m3/m3，脫氣油密度為0.797 6 g/cm3，模擬頂部注氣，將A井產(chǎn)出的伴生氣回注至頂部凝析氣體系中，評價伴生氣與頂部凝析氣體系之間的配伍性。表4給出了飽和壓力隨注氣量的變化情況，隨著注氣量的增加，飽和壓力（露點壓力）逐漸減小，有效降低了地層發(fā)生壓降即產(chǎn)生反凝析損失的程度［16］。

表4 頂部凝析氣體系注伴生氣飽和壓力Table 4 Saturation pressure of associated gas injection in top condensate gas system

從頂部凝析氣體系注氣p?T相圖來看（圖4（a）），隨著注氣量的增加，平衡體系的流體包絡線逐漸收縮，兩相區(qū)變小，液相體積減小。從該體系注氣液量收縮曲線可以看出（圖4（b）），隨著注氣量的增加，體系中的液相體積分數(shù)明顯下降，這也是凝析氣體系注氣減小反凝析傷害的機理體現(xiàn)。由于頂部凝析氣體系氣油比偏高，反凝析程度不大，對比頂部凝析氣體系注氣液量收縮變化曲線，降低反凝析液量<1%，注氣在整體減小反凝析傷害上效果并不明顯，但減小程度明顯［17］。

圖4 頂部凝析氣體系注氣相態(tài)特征Fig. 4 Phase characteristics of gas injection in top condensate gas system

2.2 伴生氣－中部輕烴凝析油體系

中部輕烴凝析油體系處于過渡帶位置，流體組成呈現(xiàn)重于頂部凝析氣體系而輕于底部凝析油體系的特點，脫氣油密度0.801 0 g/cm3，體系氣油比

187.980 5 m3/m3。

從中部輕烴凝析油體系注氣飽和壓力變化情況可以看出（圖5（a）），隨著注氣量的增加，中部輕烴凝析油體系飽和壓力明顯增加，當注氣摩爾分數(shù)達到70%時，增加幅度放緩，實際上當注入量進一步增加，飽和壓力會發(fā)生下降，這是因為體系進一步注氣后發(fā)生相態(tài)反轉(zhuǎn)導致的，這一點在注氣p?T相圖上體現(xiàn)為體系的包絡線隨注入量的增加逐漸向左上方偏移，兩相區(qū)由窄長型變?yōu)閷挾绦停▓D5（b）），一方面是由于體系注氣后增容膨脹，另一方面體現(xiàn)在混相之后，流體體系高壓物性向有利于開采的方向變化。

圖5 中部輕烴凝析油體系注氣相態(tài)特征Fig. 5 Phase characteristics of gas injection in middle light hydrocarbon condensate oil system

圖6（a）、（b）分別給出了一次接觸混相壓力和多次接觸混相壓力的預測情況［18］。在不考慮孔隙介質(zhì)，從流體相態(tài)的角度通過模擬計算得到中部輕烴凝析油體系與注入伴生氣的一次接觸混相壓力為27.23 MPa，多次接觸混相壓力為26.80 MPa，且呈現(xiàn)出典型的向后接觸凝析氣驅(qū)混相機理，混相壓力低、效果好；注入伴生氣在補充地層能量的同時能夠很好地與中部輕烴凝析油體系達到混相狀態(tài)。

圖6 中部輕烴凝析油體系注氣混相壓力預測Fig. 6 Prediction of miscible pressure of gas injection in middle light hydrocarbon condensate oil system

2.3 伴生氣－底部凝析油體系

底部凝析油較中部輕烴凝析油密度略大，氣油比偏小，體系較重，是地層發(fā)生反凝析之后凝析油的主要聚集帶，高含凝析油凝析氣藏一旦發(fā)生反凝析，在斷塊密閉較好的情況下，注氣能夠大幅度提高底部凝析油的采出程度［19］。

為進一步分析底部凝析油體系回注伴生氣的實驗機理，分析了隨注氣量的增加飽和壓力的變化情況以及注氣p?T相圖（圖7）。從圖7可以看出，隨著注氣摩爾分數(shù)從0增加到80%，飽和壓力增長幅度明顯，但并未達到異常高壓，相比于中部輕烴凝析油體系注氣，其增容膨脹能力更強，這意味著通過注氣大幅度提高底部凝析油體系采收率從理論上是可行的［20］。

圖7 底部凝析油體系注氣相態(tài)特征Fig. 7 Phase characteristics of gas injection in bottom condensate oil system

進一步通過數(shù)值模擬計算預測底部凝析油體系與伴生氣的一次接觸混響壓力和多次接觸混相壓力，如圖8（a）、（b）所示，底部凝析油體系與伴生氣一次接觸混相壓力為47.70 MPa，多次接觸混響壓力為41.63 MPa，三角相圖顯示在低壓條件下呈現(xiàn)向后凝析氣驅(qū)混相的特征，隨著壓力的增加，注入伴生氣的抽提作用逐漸大于溶解作用，即蒸發(fā)氣驅(qū)混相機理體現(xiàn)更加明顯［21］。

3 長細管最小混相壓力預測

在多孔介質(zhì)條件下進行不同壓力下的驅(qū)替實驗，獲得驅(qū)替效率以及驅(qū)替效率與驅(qū)替壓力的關系曲線，其拐點所對應的壓力即為最小混相壓力［22］。細管實驗裝置有長細管、閥門、高壓驅(qū)替泵、分離裝置、回壓閥、恒溫空氣浴等［13，23］（圖9（a））。

圖9 長細管最小混相壓力實驗Fig. 9 Minimum miscible pressure experiment of long slim tube

實驗測試溫度170.1 ℃，測試點壓力分別為28、33、38、43、48、50 MPa。注入氣為A井采出伴生氣，組成見表3。本次將實驗與數(shù)值模擬預測相結(jié)合，進行最小混相壓力測試。驅(qū)替至1.5倍孔隙體積后將不同壓力下的最大驅(qū)替效率繪制在同一坐標內(nèi)，未混相壓力點趨勢線與混相壓力點趨勢線的交點對應的壓力即為最小混相壓力，結(jié)果顯示最小混相壓力為41.58 MPa，如圖9（b）所示；圖9（c）為不同壓力下驅(qū)替效率隨注入量的變化關系曲線，隨著注入壓力的增加，驅(qū)替效率逐漸增加［24?28］。

4 結(jié) 論

（1）目標凝析氣藏地層流體屬于近臨界態(tài)近飽和凝析氣，在海上特殊凝析氣藏壓降過程中觀測到臨界乳光效應及輕烴抽提分層現(xiàn)象；模擬衰竭至20 MPa，反凝析飽和度達到22.005%，反凝析損失嚴重，早期應控制采氣速度保壓開采，并加強生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測，嚴防邊底水過早侵入。

（2）凝析氣回注伴生氣減小反凝析傷害機理主要體現(xiàn)在露點壓力降低和延遲反凝析上；伴生氣對降低頂部凝析氣體系的反凝析傷害作用不大，降低反凝析液量小于1%，但是減小程度明顯；過渡帶（中部）的輕烴凝析油與伴生氣接觸特征為凝析氣驅(qū)混相，多次接觸混相壓力為26.80 MPa，注氣摩爾分數(shù)達到70%時體系發(fā)生相態(tài)反轉(zhuǎn)；底層凝析油體系存在后緣凝析氣驅(qū)溶解作用和前緣蒸發(fā)氣驅(qū)抽提作用雙重機理，相態(tài)反轉(zhuǎn)滯后。

（3）最小混相壓力預測結(jié)果顯示：模擬底部凝析油體系注入伴生氣在井底的最小混相壓力與考慮近井儲層的最小混相壓力基本保持一致，均小于原始地層壓力，能夠達到較好的混相效果。

（4）對于海上特殊凝析氣藏，回注伴生氣能夠通過低壓下的凝析氣驅(qū)機理以及高壓下的蒸發(fā)氣驅(qū)機理極大程度提高地層凝析油的采收率，維持在近混相壓力區(qū)間注伴生氣能夠獲得更大的經(jīng)濟效益。