定容凝析气藏单井凝析油污染程度判别

苏英杰 王健伟

（中国石化上海海洋油气分公司研究院 上海 200120）

定容凝析气藏单井凝析油污染程度判别

苏英杰 王健伟

（中国石化上海海洋油气分公司研究院 上海 200120）

目前主要通过试井分析或岩心实验来评价定容凝析气藏单井凝析油污染程度，但试井分析的压力导数经常出现大幅度波动，拟合效果差，而岩心实验方法较为繁琐，不易操作。提出了利用生产压差进行凝析油污染程度判别的思路，其中井底流压通过井下压力计直接读取，平均地层压力选用试凑法计算。实例应用结果表明，试凑法得到的生产压差符合生产实际，结果较为可靠，可以用来判断凝析油污染程度。建议将凝析油污染产生的额外生产压差占总生产压差的百分数作为污染程度的判断标准：当这一百分数小于10%时，凝析油污染程度为轻微；当这一百分数介于10%～20%时，凝析油污染程度为中等；当这一百分数大于20%时，凝析油污染程度为严重。

凝析气藏；凝析油污染；试凑法；生产压差；平均地层压力

1 问题的提出

凝析气藏压力下降至露点压力后会发生反凝析，出现凝析油污染，引起气井产能下降。东海盆地平湖油气田八角亭构造平湖组气藏多为边底水不活跃的定容凝析气藏，地露压差小，气油比低，投入开发后凝析油污染严重。目前主要通过试井分析和岩心实验［1］评价凝析油污染程度，其中岩心实验方法较为繁琐，不易操作，无法对凝析气藏的凝析油污染程度作出快速评价。由于受到反凝析现象、储层非均质性、关井测压时间较短等因素影响，尤其是凝析油含量较高时，凝析气藏试井分析的压力导数经常出现大幅度上下波动。以平湖油气田BG2井为例，该井储层平均孔隙度为14.8%，平均渗透率为21.6 mD，气油比为2 233 m3/m3，凝析油含量为304 g/m3，属中孔中渗高含凝析油凝析气藏（气藏原始压力为34.38 MPa，PVT分析露点压力为34.38 MPa，即气藏投入开发便会出现反凝析现象）。图1为BG2井历次的压力恢复曲线图，可以看出压力“驼峰”、压力导数上下波动等现象特别明显，拟合效果较差。

图1 平湖油气田BG2井压力导数曲线图Fig.1 Pressure derivative curve of well BG2in Pinghu oil and gas fields

通过计算生产压差的变化可以量化凝析油污染程度的变化，但采用测试手段很难得到凝析气藏的真实平均地层压力。图2为平湖油气田BG2井生产曲线图，图3为BG2井历次测试生产压差统计图，对比发现，随着BG2井产气量不断降低，本应逐渐减小的生产压差却始终保持在1 MPa左右，这与渗流理论相矛盾。分析认为，生产压差仅由地层静压和井底流压决定，其中井底流压通过井下压力计可直接读取，可靠性较高；对于地层静压，由于受到测试时间、储层物性参数等因素影响，经常会出现测试值小于真实值的情况，这一现象可以通过东海某气田A3井的实际生产数据得到验证。

图2 平湖油气田BG2井生产曲线图Fig.2 Production curve of well BG2in Pinghu oil and gas fields

图3 平湖油气田BG2井测试生产压差统计图Fig.3 Testing producing pressure drop of well BG2 in Pinghu oil and gas fields

东海某气田A3井储层平均孔隙度17.9%，平均渗透率94 mD，气油比12 000 m3/m3，属于中孔中渗低含凝析油凝析气藏。A3井井下装配有永久式压力计，可以实时记录压力变化。图4为A3井在2013年2月至3月关井期间的压力恢复曲线。虽然此次关井时间较长（达47 d），但直至开井时地层压力仍未恢复至平衡，始终呈现上升趋势，这表明2～3d的常规静压测试得到的地层压力会远小于真实地层压力。与A3井相比，BG2井物性更差，气油比更大，凝析油污染程度会更为严重，恢复至压力平衡的时间也会更长。因此，BG2井各阶段测试得到的地层压力小于真实平均地层压力，无法应用，需要选用其他方法计算真实平均地层压力。

图4 东海某气田A3井压力恢复曲线图Fig.4 Pressure build－up curve of well A3in a gas field，East China Sea

2 平均地层压力计算

笔者采用试凑法［2－4］进行平均地层压力计算。

设气藏原始压力为p0，气藏中某井井控储量为G，在生产时间为t时，累计产量为Gp，此时的地层压力为pt，根据物质平衡方程有

式（1）中：Z0为原始地层压力下偏差因子；Zt为t时刻地层平均压力下偏差因子。

气井生产较为平稳时，可以用二项式产能方程来描述地层压力pt、井底流压pwf和瞬时产气量q之间的关系［1］，即

其中

对于某一特定气藏，a和b可以认为定值。式（1）与式（2）联立可得动用储量G与井底流压pwf之间的关系式

联立多次测试数据，按照下面的计算步骤进行计算：

1）由生产历史和测压历史资料得到历次测压时的产气量q、累积产气量Gp和原始地层压力p0，代入式（3）中可得到关于井底流压pwf、动用地质储量G、系数a、系数b的关系式［5－9］；

2）假定一个动用地质储量G，一般以地质储量为初始值；

3）给定合理的系数a、系数b（a＞0，b＞0）；

4）计算得到一系列井底流压值p＊wf，取E＝（p＊wfpwf）2为目标函数，取最小值即计算流压最接近测试流压时的p＊wf及a、b、G，再利用二项式产能方程或物质平衡方程求取某一时刻的平均地层压力pt。

3 定容凝析气藏单井凝析油污染程度判别

以平湖油气田BG2井为例。表1为该井平均地层压力及生产压差计算结果，可以看出，在生产初期，平均地层压力测试值接近计算值；在生产中后期，平均地层压力计算值逐渐高于测试值。图5为该井生产压差计算值与测试值对比结果，图6为该井生产气油比变化图。研究表明，凝析气藏开发生产前期，凝析油影响较小，气油比相对较为稳定；随着开发的进行，地层凝析油饱和度逐渐升高，气油比逐渐升高，凝析油产生的额外生产压差逐渐变大；当地层中凝析油饱和度达到流动饱和度后，气油比会开始逐渐降低，凝析油产生的额外生产压差会开始减小［1］。对比图5、6可以看出，采用试凑法计算所得的BG2井生产压差变化趋势和该井生产气油比变化趋势相一致，并且能够与上述生产理论较好吻合，说明选用试凑法计算平均地层压力及生产压差是可行的，其结果较为可靠。

表1 平湖油气田BG2井平均地层压力及生产压差计算结果Table 1 Average layer pressure and producing pressure drop of well BG2in Pinghu oil and gas fields

图5 平湖油气田BG2井生产压差计算值与测试值对比图Fig.5 Comparison of testing and calculated producing pressure drop of well BG2in Pinghu oil and gas fields

图6 平湖油气田BG2井生产气油比变化图Fig.6 Gas/oil ratio curve of well BG2in Pinghu oil and gas fields

由于影响特定凝析气藏气井生产压差大小的因素通常有产量、钻完井污染、凝析油污染等，而气井投产初期产量较大，钻完井污染可以较快地反排并保持在一定程度，因此可以认为测试时钻完井污染引起的渗透率下降为定值，其影响已包含在产量因素中。

根据二项式产能方程，产气量是生产压差的二次函数，因此在气藏开发中后期可以近似认为产量越高时生产压差越大，产量越低时生产压差越小［10］，对比凝析油析出前后相同产量下的生产压差就可得到凝析油污染引起的生产压差。BG2井P8c层凝析气无地露压差，投产后凝析油不断堆积而影响生产压差，无法选取无凝析油影响点产量数据来比较凝析油污染程度的变化。但分析表1发现，2008年及之后测试获得日产量数据较为接近，故选取2008年3月测试点生产压差作为基准点，与之后时间点数据相减以消除产量引起的生产压差，得到凝析油产生的生产压差（表2），可以比较2008年之后BG2井凝析油污染程度的变化。由于2008年之前该井就已经出现凝析油污染，其后计算得到的凝析油堆积产生的附加生产压差值较真实值均有所偏小。

从表2可以看出，相对于2008年3月，2010年7月测试时BG2井由于凝析油堆积产生的附加生产压差为1.43 MPa，占总生产压差的36%，凝析油污染程度严重。由于此前无相关的标准衡量凝析油的污染程度，笔者建议根据凝析油引起的生产压差占总生产压差的百分比来衡量凝析气井凝析油污染程度：当凝析油引起的生产压差所占的百分比大于20%时，可视为凝析油污染程度严重；当凝析油引起的生产压差所占的百分比介于10%～20%时，可视为凝析油污染程度中等；当凝析油引起的生产压差所占百分比小于10%时，可视为凝析油污染程度轻微。

表2 平湖油气田BG2井凝析油污染程度变化表Table 2 Condensate damage degree of well BG2in Pinghu oil and gas fields

另外，根据计算得到的凝析油引起的生产压差大小还可以进行快速凝析油污染解除措施经济性评价。以BG2井为例，如果凝析油污染解除措施效果理想，消除了凝析油的负面影响，那么在同等生产条件下，该井的井底、井口压力上升值应为1.43 MPa，单位井口压降下的产气量为1 034万m3，则措施理想增产气量为1 479万m3，再结合措施作业成本，就可快速地进行措施经济性评价。

4 结论

1）实例分析表明，利用生产及测试资料并选用试凑法计算凝析气藏平均地层压力及生产压差，其结果与实际生产情况较为吻合，可以用来判断定容凝析气藏单井凝析油污染程度。

2）建议将凝析油污染产生的额外生产压差占总生产压差的百分数作为污染程度判断标准。当这一百分数小于10%时，凝析油污染程度为轻微；当这一百分数介于10%～20%时，凝析油污染程度为中等；当这一百分数大于20%时，凝析油污染程度为严重。

3）根据凝析油产生的额外生产压差大小和措施成本可以快速地进行凝析气藏凝析油污染解除措施经济性评价。

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Identification of condensate damage degree of a well in constant volume gas condensate reservoirs

Su Yingjie Wang Jianwei
（Research Institute of Shanghai Offshore Oil ＆Gas Company，SINOPEC，Shanghai 200120，China）

Well testing analyses or core experiments are currently used to evaluate the degree of condensate damage of constant volume gas condensate reservoirs.But the evaluation result is not satisfactory because of the fluctuation of differential of the pressure curve，and the core experiments are not easy to conduct.In this paper the approach of using the drawdown pressure to identify the degree of condensate damage was proposed.The bottom hole flowing pressure was directly from the downhole pressure gauge and formation pressure was from trial－and－error calculation.According to calculation this method works very well.The extra pressure drop percentage of total pressure drop can be used to evaluate the degree of condensate damage.The degree of condensate damage is slight when the percentage is below10%，and moderate when the percentage is between 10%and 20%，and heavy when the percentage is above 20%.

gas condensate reservoir；condensate damage；trial－and－error method；drawdown pressure；average formation pressure

TE372

A

2014－07－16改回日期：2014－12－10

（编辑：杨 滨）

苏英杰，王健伟.定容凝析气藏单井凝析油污染程度判别［J］.中国海上油气，2015，27（2）：58－62.

Su Yingjie，Wang Jianwei.Identification of condensate damage degree of a well in constant volume gas condensate reservoirs［J］.China Offshore Oil and Gas，2015，27（2）：58－62.

1673－1506（2015）02－0058－05

10.11935/j.issn.1673－1506.2015.02.010

苏英杰，男，2007年毕业于中国石油大学（华东），获硕士学位，主要从事油气田开发研究工作。地址：上海市浦东新区商城路1225号917室（邮编：200120）。E－mail：suyingjie.shhy＠sinopec.com。