裂缝—孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验

邓兴梁 郭平 蒋光迹

1.南京大学地球科学系 2.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

裂缝—孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验

邓兴梁1，2郭平3蒋光迹3

1.南京大学地球科学系 2.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征，凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏，国内外对如何提高裂缝—孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此，首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试（平均孔隙度6.5%，平均渗透率1 mD），然后进行造缝（裂缝渗透率5～10 mD），并将岩心组合成长岩心（105.8 cm），最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气（凝析油含量533 g／m3）进行了注气、吞吐和脉冲注气实验，优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明：露点压力以上注气凝析油采收率最高，其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气；与低渗透砂岩凝析气藏不一样，注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝—孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。

柴达木盆地 塔中Ⅰ号气田 碳酸盐岩 储集层 裂缝—孔洞型 长岩心 凝析油气田 采收率

柴达木盆地塔中Ⅰ号气田是以碳酸盐岩为储层的凝析气藏，凝析油含量在500 g／m3以上，裂缝—孔洞型是其重要类型的储集空间。与砂岩凝析气藏不同的是流体渗流更加复杂，采收率相对较低［1］，如何提高此类凝析气藏凝析油采收率［2－4］已成为当前要解决的重要问题。

自凝析油的蒸发现象提出以来，已对影响蒸发的因素进行了深入的研究［5］。反蒸发机理直接影响注气效果，但主要是在均质砂岩岩心中进行，在低渗砂岩凝析气藏中常用的干气吞吐是否仍然适用于裂缝—孔洞型碳酸盐岩凝析气藏还未研究。笔者根据塔中Ⅰ号气田储层与流体进行了实验，在取得的基岩基础上进行造缝，组合形成裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层长岩心，开展了凝析气藏注气、吞吐、脉冲注气等不同开发方式的物理模拟实验研究，优选出提高凝析油采收率的开发方式，为提高凝析油采收率方式选择提供技术支撑。

1 实验准备

1.1 长岩心驱替实验装置

长岩心实验采用华宝HBCD－70高温高压长岩心驱替装置，整个装置主要由注入泵系统、长岩心夹持器、回压调节器、控温系统、配样器、电子天平、密度计、气量计和气相色谱仪组成。最高工作压力70 MPa，最高工作温度180℃。

1.2 流体样品准备

地层流体以原始PVT报告为目标，取实际流体并适当加入液化气配制而成，在地层温度140.6℃下配制凝析油含量533 g／m3。该凝析气藏流体的露点压力为55.4 MPa，衰竭生产时的最大反凝析压力为30.936 MPa，最大反凝析液量为23.231%。注入干气（CH4）含量为94%。

地层水根据现场分析资料在室内自行配制。其总矿化度为137 900 mg／L，水型为CaCl2型。

1.3 岩心制作

取得现场没有裂缝的碳酸盐岩心，清洗烘干后进行孔渗测试，并认为此时的孔渗代表基岩的孔隙度和渗透率参数，实际测试平均孔隙度6.5%，平均渗透率1 mD，然后采用专门的造缝技术进行造缝，并保证造缝后渗透率介于5～10 mD。按此方法进行造缝20块岩心，拼结后形成平均渗透率8.865 m D，平均孔隙度7.7%，总长度为105.8 cm的长岩心来进行实验。

2 实验步骤

本次长岩心实验共5组，最大凝析油饱和度压力及露点压力以上直接注干气2组，不同压力下吞吐实验2组和脉冲注气实验1组，实验温度均为地层温度（140.6℃）。实验方法如下：对岩心抽空，在低压下饱和定量束缚水，用气驱均匀，然后再用天然气建立压力到58 MPa，连通系统及回压阀，保持流动系统通畅；用配制好的凝析气驱替天然气，于长岩心出口处测试气油比，当气油比与进口的配制流体一致时，完成原始状态建立过程，然后进行设计的5组实验。

3 实验结果与讨论

3.1 注气实验

开展了2组不同压力保持水平的注气实验，实际上对应了凝析油析出量多与少的情况，即注气时机的影响；一组实验为地层压力56 MPa，高于露点凝析油未析出；另一组为衰竭到最大凝析油饱和度的对应压力，即31 MPa。图1为凝析油采收率的情况对比图，图2为气油比的对比图。

图1 不同压力点注气凝析油采收率图

图2 不同压力点注气采出流体气油比对比图

从图1和图2可知：在两种不同压力保持情况下，注入量小于1 HCPV时气油比变化不大，由于各自的气油比相差较大，因而造成凝析油采收率相差较大，高于露点压力注气由于气油比能保持原始的较低值，地层中没有凝析油析出影响，因此凝析油采出程度大大提高，而对于处于最大凝析油饱和度情况下的凝析气藏，虽然注气前衰竭已采出部分凝析油，凝析油析出大部分处于低渗透的基岩中，有一定蒸发作用存在，导致突破后的气油比较之高于露点压力的气油比要低一些，但到2 HCPV附近就更接近了，由于初期气油比较高，使最大凝析油饱和度下注气的凝析油采收率总体提高不大，说明裂缝性储层凝析气藏在保持压力高于露点压力下注气是更好的选择。

3.2 注气吞吐实验

注气吞吐在低渗透砂岩凝析气藏有较好的解堵效果，为了研究此技术在裂缝—孔洞型储层中是否有优势，在衰竭到何时更好，笔者进行了最大反凝析油饱和度对应的压力（psom）和废弃压力为10 MPa的注气吞吐实验。回压达到psom后，通过注入干气压力恢复到1.25 psom，然后进行衰竭，当衰竭压力降到psom再注入气体，如此共进行3次，最后衰竭到大气压下。另一个实验是衰竭到废弃压力10 MPa后的吞吐，注入干气使压力恢复到15 MPa左右再进行衰竭，如此共进行3次。图3和图4分别是注气吞吐实验的凝析油采收率和气油比随吞吐次数的变化关系。

图3 注气吞吐凝析油采收率对比图

图4 注气吞吐采出流体气油比对比图

两种实验结果表明凝析油采收率均不高。前者吞吐3次后，凝析油采收率为17.60%，而后者吞吐3次可得凝析油采收率25.61%，这是由于压力增加蒸发部分析出凝析油，但压力下降后马上又析出，没有建立驱动循环，因此采收率低，说明采用单井吞吐效果不好。

3.3 脉冲注气实验

由于不能建立驱动体系，吞吐效果不好，因此进行了脉冲注气实验。首先，衰竭到psom后，以0.125 m L／min速度注入干气，压力恢复到1.25 psom，关闭注入系统，然后衰竭至回压到psom后停止，测试不同压力下的采收率；再进行第2次干气注入压力恢复1.25 psom，再衰竭降到psom，如此循环进行，最后衰竭到大气压下。

图5为脉冲次数与凝析油采收度、气油比的变化关系，在31 MPa开始进行脉冲注气，虽然脉冲压力波动范围都是25%，但由于建立了单向流动通道，因此采收率相对较高，脉冲很多次后仍有一定油量采出，在进行15次脉冲时，油采出程度51.23%，增加凝析油采收率37.62%。说明在裂缝—孔洞型碳酸盐储层中，建立注采循环系统后，有压力脉冲可使部分凝析油得到反蒸发，从而比最大凝析油饱和度下注气凝析油采收率提高了4%左右。

图5 脉冲次数与凝析油采收率、气油比变化图

3.4 长岩心实验结果对比

长岩心实验凝析油采出程度对比情况见表1。

表1 长岩心实验凝析油采出程度对比表

长岩心实验结果表明，裂缝—孔洞型碳酸盐岩凝析气藏的单井吞吐不能有效提高凝析油采收率，对有两口井以上的裂缝单元，应考虑露点压力以上直接注气或最大凝析油饱和度下脉冲注气方式来进行开发。露点压力以上由于凝析油不析出，因此采收率最高。

4 结论与建议

1）裂缝—孔洞型碳酸盐储层注气提高采收率首先应考虑露点以上注气，当初期未能注气而有大量凝析油析出时也应当尽早注气，采气量不够时，可考虑脉冲注气。最大凝析油饱和度下无论是直接注气还是脉冲注气均可较大幅度地提高凝析油采收率，说明在此类储层中注气使反凝析油再蒸发效果较好。

2）注气吞吐在低渗砂岩凝析气藏中常作为一项增产技术，其主要功能用于近井地带解堵，降低气藏废弃压力，而对裂缝—孔洞型碳酸盐岩储层，有裂缝存在，近井地带堵塞已经不是主要问题，因此注干气吞吐效果不好，不宜采用。

3）裂缝—孔洞型储层凝析气藏注气提高凝析油采收率现研究较少，建议开展大量的实验加以完善。

［1］袁士义，叶继根，孙志道，等.凝析气藏高效开发理论与实践［M］.北京：石油工业出版社，2003.

［2］李士伦，郭平，王仲林，等.中低渗透油藏注气提高采收率理论及应用［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［3］李士伦，潘毅，孙雷.提高凝析气藏采收率的新思路［J］.天然气工业，2008，28（9）：1－5.

［4］汤勇，孙雷，杜志敏，等.注甲醇段塞解除凝析气井近井带堵塞实验［J］.天然气工业，2008，28（12）：89－91.

［5］SANGER P J，HAGOORT J.Recovery of gas－condensate by nitrogen injection compared with methane injection［J］.SPE Journal，1998，38（3）：26－33.

A long－core experimental study of different development schemes on fractured cavernous gas condensate reservoirs

Deng Xingliang1，2，Guo Ping3，Jiang Guangji3
（1.Department of Earth Sciences，Nanjing University，Nanjing，Jiangsu 210093，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Kurle，Xinjiang 841000，China；3.State Key Laboratory of Oil ＆Gas Reservoir Geology and Ex ploitation／／Southwest Petroleum U－niversity，Chengdu，Sichuan 610500，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 6，pp.60－62，6／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The fractured cavernous carbonate reservoirs in the Tazhong－I Gas Field，Tarim Basin，present the characteristics of dualporosity and dual－permeability，and the retrograde vaporization mechanism in this kind of reservoir is different from that in sand gas condensate reservoirs，and few studies have been found at home and abroad on how to improve the recovery of fractured cavernous gas condensate reservoirs.In this paper the porosity and permeability of the non－fractured carbonate cores were first measured（the average porosity was 6.5%and the average permeability was 1 mD），then fractures were generated in the cores（the fracture permeability was 5－10 mD）to be combined into a long core with the length of 105.8 cm.After that，the Tazhong－I condensate gas（the condensate oil content is 533 g／m3）was used to perform gas injection，huff and puff and pulsed gas injection to select the best development mode of improving the condensate oil recovery.Experimental results indicate that the best way is gas injection above the dew point，the second is gas injection under the largest condensate oil saturation or pulsed gas injection.Unlike low permeability sand gas condensate reservoirs，huff and puff performs the worst in improving the condensate recovery.The results of this experimental study provide great guidance for the development of fractured cavernous carbonate gas condensate reservoirs with rich condensate oil.

Tarim Basin，fractured cavernous，carbonate stone，long core，evaporation，recovery

国家科技重大专项项目“塔里木盆地大型碳酸盐岩油气田勘探开发示范工程”（编号：2008ZX05049）。

邓兴梁，1969年生，博士研究生；主要从事碳酸盐岩油气开发研究与管理工作。地址：（841000）新疆维吾尔自治区库尔勒市123号信箱。电话：（0996）2172487。E－mail：dxl－tlm＠petrochina.com.cn

邓兴梁等.裂缝—孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验.天然气工业，2011，31（6）：60－62.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.012

2011－02－16 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.012

Deng Xingliang，born in 1969，graduated in petroleum geology from Huadong Petroleum Institute in 1992.He is mainly engaged in research and management of the development of carbonate oil and gas reservoirs.

Add：Kurle，Xinjiang 841000，P.R.China

Tel：＋86－996－2172 487 E－mail：dxl－tlm＠petrochina.com.cn