凝析气藏返排制度优化

刘林，刁素，黄禹忠，尹琅，刘琦

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川 德阳 618000）

川西GM构造沙溪庙组气藏是川西产能建设的重点层位，该气藏由GM33，GM32，GS307等3条主力河道构成，埋深2 300～3 100 m，气井加砂压裂后，排液过程中压力下降快，产凝析油，平均返排率仅35.5%，平均单井压后测试产量1.69×104m3/d，未达地质预期效果。为提高压后产能，需要针对上述问题进行分析，优化合理的返排制度。

1 问题分析

1.1 凝析油产生乳化，堵塞孔道

凝析气藏气油比为 534.3～26 715.0 m3/m3，GM 地区气井油气比约为20 000.0 m3/m3，属于典型的凝析气藏[1]。凝析气藏的气井在开井排液过程中，当井底压力降至流体露点压力以下时，产生反凝析现象，凝析油将从凝析气中析出，使得地层孔隙中凝析液量增加，导致常规配方压裂液易乳化，同时凝析油在地层孔隙表面吸附、聚集，部分减小和堵塞了气体原有的渗流通道，从而导致气体有效渗透率下降，渗流阻力加大，气井返排困难，产能明显下降[2-7]。

1.2 快速返排不适合研究区储层

快速返排不适合中等偏强的速敏和应力敏的储层。据GM沙溪庙组储层岩心敏感性实验评价结果，储层敏感性表现为强应力敏、中等偏强速敏 （临界流速0.008 7 cm3/min）特征。因此，致密气藏常规的压后快速返排，导致井口压力下降过快（通常约10 h，井口压力从45 MPa左右很快降为0），必将造成储层渗透率下降，影响压后产能[8-11]。

2 返排制度优化

2.1 分离器取样进行PVT实验

由于每口井生产初期气油比不稳定，因此，每口实验井选择了2个气油比范围配样[12-13]，进行PVT实验。由实验结果可知：GM32-1井气油比分别为30 000 m3/m3和60 000 m3/m3时，露点压力分别为40.0 MPa和35.0 MPa；GM33井气油比为 30 000 m3/m3和 60 000 m3/m3时，露点压力分别为 43.3 MPa和 34.5 MPa；GS307井气油比为50 000 m3/m3和100 000 m3/m3时，露点压力分别为35.9 MPa和25.0 MPa；GM32河道和GM33河道凝析油体积分数相对较高，露点压力在35.0～40.0 MPa，GS307河道凝析油体积分数相对较低，露点压力在25.0～35.0 MPa。

2.2 井下流体取样进行PVT实验

对GM33-4HF井井下地层流体取样，并进行PVT实验，取样条件见表1。

表1 GM33-4井井下取样样品检查情况

从PVT实验结果可知，GM33-4HF井露点压力为26.20 MPa，低于GM33河道采用分离器取样并根据气油比配样的结果，但本井取样的压力38.60 MPa，取样温度22℃，远小于地层压力52.97 MPa和地层温度82℃，若真实露点压力为40.00 MPa，则此样品的组分已发生变化，不能代表地层的真实情况。但是，本井是井下流体取样后，直接作PVT实验，测得有凝析油析出，证实了在井底压力低于26.20 MPa时，井底乃至地层会有凝析油析出，从而会影响后期的生产。以GM地区产量2.5×104m3/d及水气比1.0 m3/104m3为基准，计算井口/井底压力对比数据，结果如表2所示。根据井筒及生产条件换算，要求测试求产时，井口压力大于20.00 MPa。

表2 GM地区井口/井底压力对比 MPa

2.3 GM地区控压返排措施

GM地区沙溪庙组储层垂深约3 000 m，假设返排初期井筒全部为压裂液，液柱压力为30 MPa，同时，考虑控制返排附加压力值为5 MPa。在此基础上，分别针对JS33-2储层的3条主力河道，提出了控压返排措施。即GM32河道、GM33河道返排过程中，井口压力控制在10～15 MPa；GS307河道返排过程中，井口压力控制在5～10 MPa。若后期测试无水排出，则可视情况关井，以恢复井口压力，要求测试求产时，井口压力大于20 MPa，尽可能避免凝析油析出。相对压后快速返排，控压返排会使排液速度变缓[14-15]，同时，引起的储层压力变化也相对较小，可有效降低储层的速敏和应力敏感伤害。

3 典型井应用与推广

GS302-1井位于GM构造，属于GM32河道，目的层位 JS33-2，垂深 2 938.6～2 956.0 m，声波时差 83 μs/ft（1 ft=30.48 cm），泥质体积分数4%，孔隙度16%，渗透率0.45×10-3μm2。该层完成了39.6 m3支撑剂的加砂压裂，入地液量377.0 m3，压后排液过程中，控制油压在15.0 MPa以上（见图 1），累计排液 235.0 m3，返排率为62.6%，并在油压20.1 MPa下测试天然气日产量为3.252 9×104m3。

图1 GS302-1井返排情况过程油套压变化情况

对比同井场同层位的GS302井，均是单层压裂，储层物性和含气性接近。该井采用快速返排制度，排液过程中压力从42.0 MPa很快降至0，在油压4.5 MPa下，测试天然气产量为1.156 2×104m3/d，远低于采用控压返排制度的GS302-1井的测试产能。

控压返排制度在该区沙溪庙组气藏的GM33-4HF，GS309等12口井中进行了应用，压后平均返排率60.1%，较前期的快速返排制度平均返排率35.5%，提高了69%，压前无天然气产出或天然气微量产出，压后平均测试产量为3.87×104m3/d，较返排制度优化前的1.69×104m3/d提高了129%，增产效果显著。

4 结论

1）致密气藏快速返排制度不适合具有速敏和应力敏感的凝析气藏。

2）根据PVT实验确定露点压力，从而确定了3条河道的返排制度，现场试验表明，可有效提高凝析气藏气井压后的返排率和测试产量。

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