超临界二氧化碳解除近井地带反凝析伤害技术研究

韩 睿， 何永志， 白景彪， 冯大强， 王 强， 白 靖, 贾正良

1桂林理工大学地球科学学院 2中国石油华北油田分公司第五采油厂 3中国石油长庆油田分公司第五采油厂 4中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院 5中国石油青海油田分公司井下作业公司生产指挥中心 6中国石油青海油田分公司采油三厂 7中国石油青海油田分公司勘探开发研究院

0 引言

对于衰竭开发的凝析气藏，当地层压力降低至体系流体露点压力以下时，体系就会出现反凝析现象，气相中的重组分会析出并形成凝析油[1]。析出的凝析油不会立即在井口产出，而是吸附在多孔介质孔隙表面，或是进入储层微小的孔隙空间，从而减少气相有效的流动空间，甚至堵塞气相的流动通道，最终导致气井产能降低[2- 3]。要解除反凝析伤害，首先要对反凝析伤害程度有清楚的认识。目前国内外研究反凝析伤害评价普遍采用气藏工程计算法、室内长岩心衰竭实验法、试井解释法及数值模拟法等[4]方法。研究发现，采用衰竭方式开发的凝析油在储集层内一般呈不流动状态，损失率可达50%～60%以上[5- 6]。

解除反凝析伤害的方法有注单一气法(干气、富气、氮气、CO2等)、注混合气法、脉冲排液法等。解除反凝析伤害的机理主要分为两类：一是将凝析油反蒸发进入凝析气，解除反凝析伤害，从而提高凝析油采收率，如注CO2法；二是从解除反凝析油堵塞的角度考虑解除反凝析伤害，如水力压裂法[7- 9]。通过前人研究发现[10- 12]，CO2的化学性质稳定且具有较高的溶解度和流动性，当凝析气藏注入CO2不仅能保持地层压力，而且CO2在原油中溶解度较大，具有较强抽提烃类物质和降低凝析气露点压力的能力。此外，CO2还易溶于水且溶解于水后略呈酸性，这种酸化作用有助于解除地层堵塞，提高储层渗透性。

因此，本文针对塔里木油田库牙哈凝析气藏凝析油产量递减快的问题，以某典型井为例，开展气藏反凝析解堵室内实验，弄清地层流体反凝析规律和凝析油分布特征，依据实验结果，在现场实施注CO2解堵提高单井产能试验，为该地区制订解除反凝析伤害和提高凝析油产量方案提供技术支撑。

1 凝析气藏特征

该凝析油气藏面积500 km2，含油气井段为5 500～5 700 m，平均渗透率为14～27 mD，平均孔隙度为14.7%～16.2%，地层压力为58.16 MPa，露点压力为51.95 MPa，压力系数1.1，地层温度128.1 ℃。凝析油含量为334.8 g/m3，凝析油密度平均0.79 g/cm3。地层水密度平均1.16 g/cm3,矿化度247 154～403 710 ppm，水型为CaCl2，属封闭型地层水。

目前地层压力已降至31 MPa，气藏单井产能已由开发初期的329 t/d降至14 t/d，下降幅度高达95.74%,现场急需解除反凝析伤害提高凝析油气采收率的措施。

2 室内试验

以长岩心衰竭实验模拟评价岩心反凝析伤害程度，通过注入CO2利用其超临态特征解除部分伤害，基于实验数据评价反凝析伤害和超临界CO2解除反凝析伤害规律，得到CO2的注采周期参数，为超临界CO2解除近井地带反凝析伤害技术提供室内实验依据，并指导现场试验。

2.1 实验参数

以该气藏H5井为研究对象，选取具有代表性的10块岩心，利用岩心排序法，将岩心从出口端到入口端进行排序，岩心平均长度为6.521 cm，平均直径为2.488 cm，平均孔隙度为15.71%，平均渗透率为20.52 mD。当温度压力超过临界条件时，CO2将处于超临界状态，性质介于气态和液态之间，其黏度近似于气态，密度近似于液态。

2.2 实验装置

长岩心衰竭实验设备包括长岩心夹持器、配样器、烘箱、驱替泵、真空泵、中间容器、围压泵、回压阀、加热带、液氮降温设备、全自动气量仪、密度检测仪等，见图1。烘箱可根据实验条件调节实验温度，放置长岩心夹持器，通过岩心夹持器将外界的温度和压力传递至实验岩心。配样器利用相态恢复理论配制实验样品。中间容器储存实验样品，一端与驱替泵连接，另一端与长岩心夹持器连接，利用驱替泵将样品驱替进入岩心中；围压泵和和回压泵提供围压和回压，围压模拟实际储层上覆岩层压力，回压用以控制实验岩心孔隙压力。液氮降温设备将实验出口端采出的流体进行气液分离，分离后的液体利用密度检测仪可知其密度，气体进入全自动气量仪，可计量采出气体量。

图1 长岩心衰竭实验流程图

2.3 实验过程

2.3.1 反凝析伤害实验

通过长岩心衰竭实验模拟近井地带的反凝析伤害情况，采用联合降压的方式，测试不同反凝析阶段气相渗透率大小来反映反凝析对储层造成的伤害程度。

(1)将岩心抽真空后建立束缚水饱和度，测量岩心的气相渗透率。

(2)将岩心按顺序装入胶筒后放入长岩心夹持器，连接实验设备，建立实验温度和压力条件。

(3)控制回压略高于露点压力，打开出口端阀门，用凝析气以几倍于孔隙体积的量进行驱替，置换出可流动地层水。当出口端不出水时，测试长岩心的气相渗透率。

(4)通过控制入口压力和回压阀压力,模拟储层实际开发压力变化。记录每一个出口压力点稳定后的出口流量、时间、入口压力、出口压力。

(5)在不同衰竭压力条件下得到凝析气的有效渗透率，用于评价反凝析伤害造成的伤害程度。

2.3.2 注CO2解除反凝析伤害实验

(1)按照反凝析伤害实验步骤(1)～(3)将岩心饱和凝析气，然后入口端连接CO2样品，控制回压阀压力低于露点压力，使长岩心内压力恢复至48 MPa，保证凝析气开始反凝析；

(2)然后关闭出口和入口，焖至压力逐渐稳定后开始衰竭开采，和反凝析伤害实验步骤(4)一样，记录每一个出口压力点稳定后的出口流量、时间、入口压力、出口压力；测试采收率与采出程度，此为一个注采周期。

(3)重复实验周期，直至压力降低至目前地层压力，得到岩心注CO2条件下凝析气的有效渗透率，用于评价注CO2解除反凝析伤害。

2.4 实验结果

以上述实验数据为基础，分析反凝析伤害情况和注CO2解除反凝析伤害情况，研究结果如下。

2.4.1 气测渗透率变化

由图2可知，当地层压力大于露点压力时，气测渗透率快速下降。当压力进一步下降时析出凝析油，凝析油达到最小流动饱和度之前不流动，储层含油饱和度一直升高。气体的流动通道越来越小，流动阻力越来越大，气测渗透率持续降低。压力降低后对近井的伤害达到约37%。注CO2前31 MPa时渗透率为7.28 mD，注CO2后31 MPa压力级下渗透率为9.21 mD，说明在体系低于露点压力后，析出凝析油具有阻碍凝析气流动作用，而注CO2可以有效解除该类凝析油伤害。

图2 不同衰竭压力条件下岩心气测渗透率变化曲线

2.4.2 反凝析规律和凝析油分布特征

由图3可知，当长岩心出口端压力从原始地层压力降低至体系露点压力时，开始有凝析油析出，并在最大反凝析压力点达到最大值，随着压力降低反凝析液量逐渐降低，而注入CO2后反凝析液量趋势线明显低于衰竭式开发，说明注入CO2后体系露点压力和反凝析液量有明显的降低。

图3 不同衰竭压力条件下岩心反凝析液量变化曲线

2.4.3 注CO2解除反凝析伤害实验结果

由图4可知，注入CO2解除反凝析伤害，一次注采周期过后，凝析油采收率达到了30.68%，二次注采周期过后，凝析油采收率最终达到了32.62%。注采两个周期后，凝析油饱和度降低了3.306%。

图4 注入CO2解除反凝析后的凝析油采收率

2.4.4 注采周期参数优选

以上述实验数据为基础，用数值模拟技术对H5井进行注CO2吞吐生产模拟，确定最优的CO2注入量、注气速度、焖井时间和生产速度等。由图5可知，井筒附近的凝析油饱和度先升高后稍有降低，而远井地带的凝析油饱和度呈不断升高趋势，发生反凝析的距离也不断向地层深部推进。相对的，近井地带的气相相对渗透率远低于地层深部的气相相对渗透率。H5井近井10～15 m范围存在较为明显的反凝析伤害，井筒附近凝析油饱和度达0.5左右。

图5 H5井凝析油饱和度和气相相对渗透率分布剖面图

采用径向解堵用液量公式(1)进一步确定CO2的注入量。

V=πr2hΦ(1-So+SoR)

(1)

式中：V—CO2注入量，t；r—解堵半径，m；h—储层有效厚度，m；Φ—孔隙度，%；So—含油饱和度，%；R—采出程度，%。

H5井解堵半径13 m，储层有效厚为6 m，孔隙度15.5%，So含油饱和度50%，采出程度10%，根据公式计算出的CO2的注入量为260 t。根据CMG软件进行敏感性分析，得出适合H5井的注采周期参数，注气量260 t，注入速度260 t/d，焖井时间4～8 d，采气速度3×104m3/d。

3 现场试验

H5井已经出现严重反凝析现象，导致近井地带凝析油堆积堵塞，采取注CO2解堵工艺措施，解除近井地带凝析油堵塞，恢复产气通道渗流性，实现产能的恢复和提升。现场实验过程：通过槽车将液态CO2倒运至现场储存罐；将储存罐的液相接口与喂液泵连接，喂液泵给注气泵供液，经注气泵增压后输送至配气阀；由配气阀组分流到各注气井。同时，在注气泵、喂液泵出口安装了回流管线，在储存罐上并联贮槽自增压器，使储存罐内压力相对稳定，保证连续注入CO2。工艺流程见图6。

图6 CO2注气工艺流程图

施工油管串结构：油管挂+油管+第一级ZBT气举阀+油管+第二级ZBT(零平衡)气举阀+油管+第三级ZBT气举阀+油管+第四级ZBT气举阀+油管+第五级ZBT气举阀+油管+油管鞋，共5595.18 m，管串内容积为18.21 m3，环空容积为86.73 m3,施工井段为5 595～5 601 m。施工情况见表1。

表1 H5井施工情况表

通过对比H5井作业前后生产动态，作业后，日产气7 689 m3↗16 522 m3，日产油12.36 t↗26.56 t，日产水2.64 t↗ 3.44 t，产油量提升215%，说明注CO2解堵现场试验成功。该技术推广应用于该气藏其他5口单井，应用结果见表2，由表2可以看出注CO2解堵后，单井产能有了明显提高，平均提高2.92倍，下一步将应用到更多同类型的气藏中。

表2 X气藏5口单井注入CO2前后生产动态对比

4 结论

(1)通过室内长岩心衰竭实验模拟气藏开发过程，研究凝析气藏某典型井的地层流体反凝析规律和凝析油分布特征，结果显示近井10～15 m范围存在较为明显的反凝析伤害，井筒附近凝析油饱和度达50%左右，因此本井重点为解除反凝析伤害；再通过注CO2解除反凝析伤害实验，定量评价CO2解除伤害程度，结果显示通过注入CO2解除反凝析伤害，一次注采周期过后，凝析油采收率达到了30.68%左右，二次注采周期过后，凝析油采收率最终达到了32.62%左右。注采两个周期后，凝析油饱和度降低了3.306%。结合数值模拟技术进行注CO2吞吐生产模拟，优选注采周期参数，并在典型井进行现场试验，得到研究区注CO2解堵工艺技术施工参数。

(2)该技术推广应用于凝析气藏其他单井,日产油平均提高2.92倍，该技术具有较好的适用性，为地区制订解除气藏反凝析伤害、提高凝析油产量方案提供技术支撑。