注CO2改善頁巖凝析氣藏反凝析傷害效果評價

李鵬飛 王愛方 張成林 徐恒艷 王 斌

（1. 中國石油長慶油田公司生產(chǎn)運行部，陜西 西安 710018；2. 中國石油長慶油田公司第四采油廠，陜西 榆林 718500；3. 中國石油長慶油田公司第五采油廠，陜西 榆林 718600；4. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710016）

0 引 言

在凝析氣藏衰竭開發(fā)中，當(dāng)?shù)貙訅毫抵谅饵c壓力時，氣相中的重?zé)N組分會在儲層中液化成凝析油。當(dāng)凝析油飽和度低于臨界流動飽和度時，由于吸附和毛細(xì)管壓力的作用，凝析油無法在儲層中流動，導(dǎo)致孔喉堵塞，氣相相對滲透率降低，油井產(chǎn)能下降［1-3］。目前，評價凝析油堵塞的方法主要是通過開展巖心驅(qū)替實驗，定量測定氣相相對滲透率的變化，實驗方法可分為穩(wěn)態(tài)和擬穩(wěn)態(tài)2 種。穩(wěn)態(tài)法是指以恒定速率通過單獨的容器同時向巖心中注入天然氣和凝析油建立穩(wěn)態(tài)滲流過程，計算出油氣兩相相滲透率［4-6］。然而，這種方法在巖心中建立的液體飽和度不能超過臨界凝析油飽和度，且無法模擬降壓引發(fā)的凝析氣相變對滲流的影響，只能用于定量測定不同含油飽和度下的氣相相對滲透率。擬穩(wěn)態(tài)方法則是通過巖心衰竭實驗測定衰竭前后氣相相對滲透率的變化［7-8］。雖然擬穩(wěn)態(tài)方法能夠反映巖心中凝析氣相變對滲流的影響，但卻忽略了遠(yuǎn)井地帶單相凝析氣對近井地帶反凝析傷害的疊加影響，導(dǎo)致實驗結(jié)果與實際礦場開發(fā)存在較大差異。

此外，解除反凝析傷害的方法眾多，包括注化學(xué)溶劑、產(chǎn)出氣回注、注N2保壓、水力壓裂和酸化等。然而，相比其他注氣介質(zhì)，CO2具有易溶解、易混相、膨脹降黏和環(huán)保等特點。CO2在超臨界條件（壓力大于7.38 MPa、溫度高于31.2 ℃）下還具有密度與液體密度相近、低表面張力（接近零）、導(dǎo)熱系數(shù)高等優(yōu)勢［9-10］。M.H.Gachuz 等［11］對凝析氣藏注CO2和N2的相態(tài)特征進(jìn)行了實驗研究，對比了自然衰竭、注入CO2和注入N2后的凝析油和天然氣的采收率變化。馮文彥［12］通過PVT 相態(tài)實驗研究了不同凝析油含量的凝析氣注CO2后的流體相態(tài)特征，評價了CO2對不同類型凝析氣藏提高采收率的潛力。然而，大部分研究主要集中在CO2注入后的凝析氣相態(tài)變化特征以及CO2注入方式或注入?yún)?shù)優(yōu)化上，很少從CO2解除反凝析傷害角度開展評價研究。鑒于以上問題，本文建立了一種新的凝析氣反凝析傷害評價方法，在考慮近井地帶反凝析疊加效應(yīng)和遠(yuǎn)井地帶單相凝析氣流動特征的基礎(chǔ)上，模擬了頁巖凝析氣藏衰竭開發(fā)中的反凝析傷害，研究了CO2注入體積和注入壓力對反凝析傷害評價指標(biāo)的影響，為解除頁巖凝析氣藏反凝析傷害提供了參考和借鑒。

1 實驗原理

衰竭開發(fā)中的凝析氣藏根據(jù)壓力剖面和相態(tài)特征差異，可將儲層中的凝析氣流動狀態(tài)劃分為3 個區(qū)域（圖1）。區(qū)域1：靠近井筒的近井儲層，此區(qū)域內(nèi)流體包含凝析氣和凝析油，油、氣兩相以不同的速度同時流動。區(qū)域2：距離井筒有一定距離，此區(qū)域內(nèi)流體包含凝析氣和凝析油，但凝析油未達(dá)到臨界流動飽和度，不參與氣相流動。區(qū)域3：遠(yuǎn)離井筒的遠(yuǎn)井儲層，此區(qū)域流體僅為未發(fā)生反凝析的凝析氣。井筒周圍凝析油的聚集來自于區(qū)域1 和區(qū)域2，其中區(qū)域2 的凝析油狀態(tài)分為2 種，一種是凝析油析出后黏附在巖石顆粒表面，由于其飽和度低于臨界流動飽和度而無法流動，另一種是凝析油以小液滴的形式分散于氣相中，氣相由區(qū)域2 流向區(qū)域1，并在區(qū)域1 中停留，這個現(xiàn)象可稱為疊加效應(yīng)。為了在巖心實驗中模擬凝析氣在3 個區(qū)域中的流動狀態(tài)和滲流特征，并考慮疊加效應(yīng)的影響，實驗中長巖心與裝有凝析氣的中間容器相連通，為了避免中間容器內(nèi)壓力下降太快導(dǎo)致氣液兩相分離，在連接中間容器與長巖心時采用微量閥來調(diào)整中間容器凝析氣進(jìn)入長巖心的流速，確保中間容器凝析氣壓力始終高于露點壓力的同時，還能保持流入長巖心的凝析氣為恒壓狀態(tài)。在中間容器中模擬區(qū)域3，在靠近入口端的長巖心內(nèi)部形成區(qū)域2，在靠近出口端的長巖心內(nèi)部形成區(qū)域1。

圖1 儲層中凝析氣反凝析區(qū)域劃分Fig. 1 Division of retrograde condensate areas of condensate gas in reservoir

為了全面評價反凝析對儲層的傷害程度以及注氣解除反凝析傷害的效果，分別引入滲透率傷害率γKg、滲透率提高倍數(shù)ηKg、氣油比變化率γGOR和巖心壓差降低率γΔp等指標(biāo)，其表達(dá)式分別為：

式中：γKg——滲透率傷害率，%；K1——初始狀態(tài)下長巖心滲透率，10-3μm2；K2——長巖心產(chǎn)出端壓力降至最大反凝析壓力后的滲透率，10-3μm2；ηKg——滲透率提高倍數(shù)；K3——不同注氣介質(zhì)注入巖心后的滲透率，10-3μm2；γGOR——氣油比變化率，%；IGOR1——長巖心產(chǎn)出端壓力降至最大反凝析壓力后產(chǎn)出氣油比，m3/m3；IGOR2——注氣后長巖心產(chǎn)出氣油比，m3/m3；γΔp——巖心壓差降低率，%；Δp1——長巖心產(chǎn)出端壓力降至最大反凝析壓力后，長巖心兩端壓差，MPa；Δp2——注氣后長巖心兩端壓差，MPa。

2 實驗設(shè)計

2.1 實驗儀器

反凝析傷害評價實驗裝置由壓力供給系統(tǒng)、長巖心夾持器、回壓控制系統(tǒng)、恒溫控制系統(tǒng)和油氣計量系統(tǒng)5 部分組成。其中，3 臺壓力供給泵分別為ISCO 柱塞泵（最大壓力120 MPa，流速精度0.001 mL/min）、圍壓泵（提供上覆巖石壓力，最大壓力120 MPa）和回壓泵（調(diào)節(jié)回壓閥壓力，最大壓力120 MPa）。核心部分為長巖心夾持器，由西南石油大學(xué)自主研發(fā)，技術(shù)指標(biāo)為：夾持巖心直徑50～150 mm，最大夾持巖心長度1 200 mm，最大壓力150 MPa，最高溫度200 ℃。恒溫控制系統(tǒng)為恒溫箱，最大溫度200 ℃，溫控精度0.01 ℃。油氣計量系統(tǒng)包括油氣冷凝管、干燥器和氣量計。所需其他儀器包括中間容器、分子真空泵、閥門和管線等，具體實驗流程裝置示意見圖2。

圖2 反凝析傷害評價實驗流程及裝置示意Fig. 2 Schematic experiment workflow and equipment of retrograde condensate damage evaluation

2.2 實驗材料

2.2.1 實驗流體

實驗中所用凝析氣樣品是采用目標(biāo)儲層井口分離器氣樣和油樣，依據(jù)中華人民共和國國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 26981—2020《油氣藏流體物性分析方法》［13］進(jìn)行復(fù)配而來。復(fù)配后的凝析氣樣品露點壓力為36.85 MPa（地層溫度118.2 ℃），閃蒸氣油比為1 545.5 m3/m3，每立方凝析氣中含凝析油232.43 g，復(fù)配凝析氣樣品組成見表1。根據(jù)恒質(zhì)膨脹實驗結(jié)果可知，目標(biāo)儲層凝析氣的最大反凝析壓力為18.42 MPa，最大反凝析液體積分?jǐn)?shù)為25.2%。所需實驗流體還包括CO2、干氣和甲醇，其中CO2為商業(yè)氣體，純度為99.95%。干氣為目標(biāo)儲層井口分離器氣（CH4摩爾分?jǐn)?shù)為97.3%），甲醇濃度為99.92%。

表1 復(fù)配凝析氣樣品組成Table 1 Compound condensate sample composition

2.2.2 實驗巖心

從目標(biāo)儲層井下獲取的巖心柱（直徑約12 cm）上分別鉆取若干根直徑約3.8 cm 的小巖心柱塞。采用索式提取器依次用二甲苯和石油醚反復(fù)清洗巖心，并在100 ℃烘箱中干燥巖心。采用氦氣法和脈沖衰減法分別測定巖心的孔隙度和滲透率，然后從中選取滲透率較大的11 塊巖心作為實驗巖心，實驗巖心平均孔隙度為6.36%，平均滲透率為0.028×10-3μm2。根據(jù)長巖心拼接方法［14-15］依次挑選實驗巖心并進(jìn)行排列（表2），復(fù)合長巖心長度為80.08 cm，孔隙體積為58.41 cm3。

表2 頁巖巖心實驗基本參數(shù)Table 2 Basic parameters of shale core in experiment

2.3 實驗方案

（1）按照實驗流程圖連接實驗儀器，然后采用氮氣試壓驗漏檢查整個系統(tǒng)密封性，并用氮氣測定復(fù)合長巖心滲透率；

（2）采用分子真空泵同時從長巖心兩端抽真空48 h，并將恒溫箱溫度設(shè)定為儲層溫度118.2 ℃；

（3）將長巖心出口端的回壓泵壓力設(shè)定為儲層原始壓力59 MPa，向巖心中注入干氣，直到巖心兩端的壓力穩(wěn)定不變，且ISCO 泵的進(jìn)泵速度為0 mL/min 時，停止注干氣；

（4）將復(fù)配凝析氣以恒速0.01 mL/min 注入巖心，驅(qū)替干氣飽和巖心。當(dāng)出口端產(chǎn)出氣油比穩(wěn)定至1 545.5 m3/m3時，巖心飽和凝析氣完成，再次測定長巖心滲透率、氣油比和巖心壓差，并將氣測滲透率標(biāo)記為K1；

（5）將巖心入口端閥門打開，保持巖心入口端與裝有凝析氣的中間容器相連通，并將巖心回壓設(shè)至為最大反凝析壓力。衰竭實驗中始終保持中間容器內(nèi)壓力高于凝析氣露點壓力，以模擬區(qū)域3，長巖心出口端模擬區(qū)域1。中間容器和巖心入口端閥門略微打開，凝析氣以單相流從區(qū)域3 進(jìn)入長巖心，而不攜帶凝析油，凝析油在長巖心內(nèi)部（區(qū)域2 和區(qū)域1）形成。長巖心出口端回壓壓降速度保持在1 MPa/h。記錄實驗中巖心兩端壓差，并測定產(chǎn)出氣油比。當(dāng)回壓達(dá)到最大反凝析壓力時，用平衡氣體繼續(xù)驅(qū)替巖心，測定此時的氣體滲透率（K2）、產(chǎn)出氣油比（IGOR1）和巖心壓差（Δp1）。

（6）關(guān)閉巖心入口端閥門，在最大反凝析壓力下從巖心出口端反向注入干氣（或甲醇、CO2）。當(dāng)入口端和出口端壓力穩(wěn)定后，打開入口端閥門，從入口端再次注入平衡氣。當(dāng)壓力穩(wěn)定后，測定此時的氣相滲透率（K3）、產(chǎn)出氣油比（IGOR2）和巖心壓差（Δp2）。

（7）將巖心拆卸下來，采用索氏提取器依次用二甲苯和石油醚反復(fù)清洗巖心，并重新測定清洗后巖心的孔隙度和滲透率，然后采用清洗后的巖心開展不同注入介質(zhì)、不同注氣量和不同注氣壓力的實驗（表3）。

表3 基準(zhǔn)實驗及各參數(shù)水平取值Table 3 Benchmark experiment and horizontal value of parameters

3 實驗結(jié)果

3.1 不同注入介質(zhì)

長巖心衰竭降壓開發(fā)過程中產(chǎn)出氣油比及氣相滲透率隨巖心出口端壓力的變化關(guān)系見圖3，從圖3中可以看出，當(dāng)出口端壓力高于露點壓力（36.85 MPa）時，產(chǎn)出氣油比相對穩(wěn)定，而當(dāng)出口端壓力降至露點壓力以下時，產(chǎn)出氣油比快速增加。當(dāng)出口端壓力達(dá)到最大反凝析壓力（18.42 MPa）時，產(chǎn)出氣油比達(dá)到最大（7 450.2 m3/m3）。氣相滲透率則隨壓力的降低呈現(xiàn)先緩慢增大后快速減小的趨勢，這主要是由于凝析氣在單相狀態(tài)下的黏度隨壓力的降低而降低，導(dǎo)致氣相滲透率增大，而當(dāng)巖心中出現(xiàn)反凝析時，凝析油堵塞部分孔喉，導(dǎo)致氣相滲透率又大幅下降。

圖3 衰竭降壓開發(fā)中產(chǎn)出氣油比及氣相滲透率與壓力的關(guān)系Fig. 3 Relationship of produced gas-oil ratio and gas permeability vs. pressure in depletion depressurization development

經(jīng)不同注入介質(zhì)的實驗測定，相較于長巖心初始?xì)庀酀B透率，當(dāng)壓力降至最大反凝析壓力時氣相滲透率僅為0.001 4×10-3～0.001 9×10-3μm2，滲透率傷害率達(dá)到80.2%～83.1%，說明反凝析傷害對頁巖滲透率的影響是致命的。與此對應(yīng)的是長巖心壓差的變化如圖4 所示，從圖4 可以看出，在衰竭開發(fā)的前20 h，巖心壓差基本穩(wěn)定在5 MPa 左右，而當(dāng)巖心中出現(xiàn)反凝析后，巖心壓差快速增大，最大巖心壓差能夠達(dá)到15.1～15.3 MPa，氣相滲流阻力提高幅度約達(dá)200%，說明氣相的滲流阻力大幅增加，并引發(fā)產(chǎn)油產(chǎn)氣量的大幅降低。

圖4 衰竭開發(fā)及不同流體注入后巖心壓差隨時間的變化Fig. 4 Variation of core pressure difference with time after depletion development and injection of different fluids

從表4 可以進(jìn)一步看出，長巖心中發(fā)生反凝析后，注入的3 種流體均能不同程度地改善反凝析造成的傷害。其中，注入CO2后氣相滲透率的恢復(fù)效果最好，達(dá)到0.005 4×10-3μm2，滲透率提高倍數(shù)ηKg達(dá)到3.2，其次為注甲醇，ηKg為1.9，注干氣效果最差，ηKg僅為1.5。從產(chǎn)出氣油比變化率γGOR和巖心壓差降低率γΔp可以看出，注入CO2后的產(chǎn)出氣油比降幅最大，由7 450.2 降至5 731.1 m3/m3，變化率達(dá)到23.1%。同時巖心壓差降幅也為最大，由15.3 降至9.8 MPa，降低率達(dá)到36.1%。而干氣注入后的產(chǎn)出氣油比變化率和巖心壓差降低率最小，說明CO2改善反凝析傷害效果最好，其次為甲醇，干氣最差。這是因為CO2不但能大量溶解于凝析油中，降低凝析油黏度、密度和滲流阻力等參數(shù)，提高凝析油膨脹系數(shù)和流度，同時還能有效降低剩余凝析氣的露點壓力，抑制反凝析，緩解剩余凝析氣的2 次反凝析傷害。

表4 不同流體注入前后反凝析傷害評價指標(biāo)Table 4 Condensate damage evaluation indexes before and after different fluids injection

雖然甲醇與甲烷分子結(jié)構(gòu)相似，根據(jù)相似相溶原理［15］，甲醇與烷烴分子可以相互混溶，但是當(dāng)甲醇-烷烴混合物中甲醇的體積分?jǐn)?shù)降至50%時，對烷烴的溶解能力便基本消失，且由于甲醇與水的締合能力強于與烷烴的締合能力，在同時存在烷烴和水的情況下，甲醇會優(yōu)先與水相結(jié)合，導(dǎo)致其解除反凝析效果的穩(wěn)定性較差。而干氣雖然也能溶解于凝析油中，但相比CO2，其溶解度較低，與凝析油的混相壓力較高，且干氣與凝析氣混合后會增大露點壓力，導(dǎo)致反凝析提前，不利于改善反凝析傷害。

3.2 不同CO2注入量

根據(jù)上節(jié)實驗結(jié)果表明，注CO2改善凝析氣反凝析傷害的效果優(yōu)于注甲醇和注干氣，因此本節(jié)主要針對CO2的不同注入量開展研究，對比了CO2在不同注入量作用下的巖心壓差、壓差降低率、平衡時間產(chǎn)出氣油比和氣相滲透率的變化（圖5、圖6）。

圖5 不同CO2注入量作用下的巖心壓差、壓差降低率和平衡時間的變化Fig. 5 Variation of core pressure difference，differential pressure reduction rate and equilibrium time with different CO2 injection volumes

圖6 氣油比變化率和滲透率提高倍數(shù)隨注入量的變化Fig. 6 Variation of gas-oil ratio change rate and permeability increasing multiples with injection volume

由不同CO2注入量作用下的巖心壓差隨時間的變化（圖5（a））可以看出，CO2注入量越大，巖心壓差的下降幅度也越大，同時CO2與凝析油達(dá)到平衡所需的時間（平衡時間指CO2注入結(jié)束后出口端壓力達(dá)到穩(wěn)定所需時間）也越長。結(jié)合圖5（b）可以進(jìn)一步看出，當(dāng)CO2注入量小于0.15 PV 時，巖心壓差降低率和平衡時間隨注入體積的增加而大幅提高，巖心壓差降低率和平衡時間分別達(dá)到54.5%和9.9 h。而當(dāng)CO2注入量大于0.15 PV 時，巖心壓差降低率和平衡時間的增幅明顯降低，增幅分別僅為4.7%和1.1 h。

從圖6 可以進(jìn)一步看出，當(dāng)CO2注入量大于0.15 PV 時，氣油比變化率和滲透率提高倍數(shù)的增幅均顯著降低，尤其是氣相滲透率提高倍數(shù)僅由0.15 PV 對應(yīng)的3.34 倍增加至0.2 PV 對應(yīng)的3.44倍。而氣相滲透率提高倍數(shù)是評價CO2解除反凝析傷害效果的重要指標(biāo)，說明注CO2解除凝析油堵塞的最佳注入量為0.15 PV 左右。這是因為CO2注入后會與巖心中的凝析油發(fā)生復(fù)雜的物理化學(xué)反應(yīng)，包括溶解降黏、膨脹氣驅(qū)和組分傳質(zhì)等作用，降低巖心中凝析油的啟動壓力和滲流阻力，將滯留的凝析油采出，從而達(dá)到解除反凝析傷害的目的［16-17］。雖然注入的CO2更多，意味著CO2的傳質(zhì)距離更遠(yuǎn)，能夠接觸到的凝析油更多，但在壓力不變（9 MPa）的前提下，CO2與原油的反應(yīng)強度則趨于穩(wěn)定，整體平衡時間和巖心壓差降低率變化較小。而在實際礦場開發(fā)中，平衡時間（即悶井時間）被視為非生產(chǎn)時間，增加悶井時間即意味著增加成本，因此，在CO2注入壓力為9 MPa，注入量為0.15 PV 時，巖心尺度下的平衡時間控制在9.9 h即可。

3.3 不同CO2注入壓力

圖7 為不同反凝析傷害評價指標(biāo)與注入壓力的關(guān)系，從圖7 中可以看出，當(dāng)注入壓力由6 MPa 增加至9 MPa 時，滲透率提高倍數(shù)大幅增加，由2.4增至3.2，提高幅度達(dá)33.3%（圖7（a））。氣油比變化率也快速增大， 由20.2% 增至23.1%（圖7（b））。而當(dāng)注入壓力由3 MPa 增至6 MPa 或由9 MPa 增至12 MPa 時，滲透率提高倍數(shù)與氣油比變化率的增幅均明顯偏小，且壓差降低率也隨著注入壓力的增加而逐漸趨于平衡，這一方面是由于隨著注入壓力的增加，CO2逐漸由氣態(tài)向超臨界態(tài)轉(zhuǎn)變，超臨界CO2的密度增大、溶解和擴(kuò)散能力增強，導(dǎo)致凝析油黏度以及油氣界面張力均迅速下降，有利于凝析油產(chǎn)出及解除反凝析傷害。而當(dāng)注入壓力大于臨界壓力并繼續(xù)增大時，CO2溶解擴(kuò)散能力趨于穩(wěn)定，油氣界面下降幅度也隨之減小，導(dǎo)致CO2可動用凝析油量也隨之減少。

圖7 反凝析傷害評價指標(biāo)隨注入壓力的變化Fig. 7 Variation of retrograde condensate damage evaluation indexes with injection pressure

此外，CO2注入壓力越大，油氣之間的平衡時間越長（圖7（a）），呈近線性增加趨勢，這主要是由于注入壓力增加，CO2除溶解擴(kuò)散能力增強外，CO2的抽提萃取能力也大幅增加，能夠與凝析油之間持續(xù)發(fā)生組分傳質(zhì)和濃度擴(kuò)散等作用，而組分傳質(zhì)和濃度擴(kuò)散屬于分子間的相互作用，速度較慢，持續(xù)時間長，導(dǎo)致壓力持續(xù)波動，平衡穩(wěn)定時間較長［18］。因此，在礦場實施CO2吞吐改善反凝析傷害時，建議注入超臨界態(tài)CO2，且CO2注入后悶井一段時間（悶井時間需結(jié)合不同注入壓力下的平衡時間而定），以確保CO2與凝析油充分反應(yīng)，最大程度緩解反凝析傷害。

4 結(jié) 論

（1）通過建立一種同時考慮近井地帶反凝析疊加效應(yīng)和遠(yuǎn)井地帶單相凝析氣滲流特征的反凝析傷害評價新方法，準(zhǔn)確模擬了凝析氣在儲層3 個區(qū)域的相行為變化特征。

（2）當(dāng)長巖心出口壓力降至最大反凝析壓力時，氣相滲透率大幅降低，滲透率傷害率達(dá)到80.2%～83.1%，長巖心兩端壓差也快速增大，最大壓差達(dá)15 MP 以上，氣相滲流阻力提高幅度約達(dá)200%，導(dǎo)致產(chǎn)油產(chǎn)氣量大幅降低。

（3）注CO2改善反凝析傷害效果最好，CO2注入后氣相滲透率提高倍數(shù)達(dá)3.2，氣油比由7 450.2 m3/m3降至5 731.1 m3/m3，變化率達(dá)到23.1%，巖心壓差降低率達(dá)到36.1%。其次為甲醇，注干氣效果最差，滲透率提高倍數(shù)僅為1.5，氣油比變化率和壓差降低率分別為13.3%和18.5%。

（4）注CO2解除反凝析傷害最佳注入?yún)?shù)為注入壓力9 MPa，注入量0.15 PV，油氣平衡時間9.9 h。當(dāng)注入壓力和注入量超過最佳值并繼續(xù)增大時，解除反凝析傷害效果變差。