BZ19-6低渗透储层反凝析污染及解除方法实验研究

汤勇,唐凯,夏光,徐笛

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500；2.中国石油塔里木油田分公司英买采油气管理区，新疆库尔勒 841000；3.中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院，天津 100027；4.中国石油新疆油田分公司玛湖勘探开发项目部，新疆克拉玛依 834000）

在凝析气藏的开发过程中，当地层压力低于露点压力时，凝析气体系中的重质组分会以凝析油的形式析出[1-3]。随着压降逐渐向地层远处扩展，从井底到气藏外边界可能出现3 个渗流区域[4-5]（图1），析出的凝析油不仅会占据孔隙空间，使得气相流动通道减小，而且还会增加气相在渗流过程中需要克服的附加阻力，使得气相渗透率降低。同时在气井的生产作业过程中，井底积液反向渗吸会导致反凝析+水锁的综合液相污染，使得渗流阻力增大，从而导致气井减产甚至停产[6-9]。低孔低渗凝析气藏一旦发生反凝析伤害，会使得储层气相渗透率降低，影响气井产能，严重可导致气藏废弃[10-13]。BZ19-6 凝析气藏储层温度高达179 ℃，压力达49.40 MPa，凝析油含量高达743 g/m3，储层岩性主要为二长片麻岩，属于特低孔、特低渗储层，在生产及作业过程中极易产生反凝析及水锁污染。目前国内外凝析气相关反凝析伤害室内实验研究温度最高不超过140 ℃，超高温高压凝析气藏反凝析伤害特征及解除方法室内实验研究较少，亟需开展此类凝析气藏污染评价及解除污染的方法研究。解除凝析气藏储层污染常用的方法有循环注气、压裂、注表面活性剂和注甲醇等[14-18]。循环注气包括注干气、注富气、注贫气、注CO2和注N2等，但是工艺需要注气井、增加管线和加压设备，投入高、见效慢。压裂工艺复杂、投入高、周期长。甲醇属于易挥发的极性物质，能同时溶解于水和凝析油，可以起到消除反凝析液堵和水锁的作用，注入表面活性剂能有效降低液相界面张力，使表面呈活化状态，有利于解除反凝析污染，通过注入溶剂使地层凝析油反蒸发是解除反凝析污染的重要措施[19-23]。因此，开展了高温高压长岩心衰竭实验，注活性剂（TC281 酰胺基双子表面活性剂）、注甲醇、注甲醇+活性剂解除反凝析污染实验，以及注“甲醇+活性剂”解堵体系，解除反凝析+水锁综合液相污染实验，旨在为该气藏污染解除提供技术支撑。

图1 井底周围渗流特征Fig.1 Seepage characteristics around the bottom hole

1 气藏概况

1.1 地质概况

BZ19-6 气田位于BZ 凹陷西南部，构造上为BZ西南洼、BZ 主洼、BZ 南洼和黄河口凹陷环绕的近南北向构造脊，整体表现为被3条走滑断层及其派生断层复杂化的具有背斜特征的断块气藏，气藏埋深3 870～5 470 m。储层主力层系太古界潜山，岩性主要为二长片麻岩、斜长片麻岩，潜山孔隙度为2%～4.46%，平均孔隙度为3.35%，渗透率为（0.001～4）×10-3μm2，平均渗透率为0.42×10-3μm2，属于特低孔、特低渗储层；地层温度梯度3.6 ℃/hm，压力系数为1.139，属正常压力和温度系统，地面气甲烷含量75%～78%，中高含CO2（约10%），微含H2S（9.2～36.6 mg/m3）。岩心和镜下观察表明（图2），BZ19-6气田储层岩石结构较致密，原生孔隙不发育，储集空间类型以微裂缝为主，为裂缝型储层。

图2 太古界岩样电镜扫描Fig.2 Electron microscope scanning of Archean samples

1.2 流体概况

BZ19-6-A1H 井目的层储层温度为179 ℃，地层压力为49.40 MPa，该井地层流体属于高含甲烷、中高含中间烃和重质烃的凝析气体系。其组成为：C1+N2摩尔分数为68.22%，CO2和C2—C10摩尔分数为28.47%，C11+摩尔分数为3.31%。图3 为井流物P-T相图，在地层温度（179 ℃）条件下，气藏流体露点压力为40.99 MPa，地露压差为8.41 MPa。目前地层条件下储层中不存在凝析油。

图3 BZ19-6-A1H井流物P-T相图Fig.3 P-T phase diagram of flow in well BZ19-6-A1H

定容衰竭过程中，最大反凝析液量达16.1%，最大反凝析压力为14 MPa（图4），当压力低于露点压力后反凝析液量迅速增加，该气藏在衰竭式开采过程中反凝析严重。

图4 反凝析液量与压力关系曲线Fig.4 Relation curve of reverse condensate volume and pressure

2 反凝析污染评价实验

2.1 样品准备

根据国家标准《油气藏流体物性分析方法：GB/T 26981—2020》及流体PVT（压力-体积-温度）相态资料，利用现场取得的凝析油和天然气样品按露点压力和气油比资料复配凝析气，检测复配凝析气样品组分与井流物组分，确保复配凝析气样品合格。长岩心总长30.39 cm，平均渗透率为0.24×10-3μm2，其基本物性参数见表1。

表1 岩心物性参数Table 1 Core physical property parameters

2.2 实验条件

复配凝析气的气油比为1 138 m3/m3，地层温度为179 ℃，地层压力为49.40 MPa，露点压力为40.99 MPa，最大反凝析压力为14 MPa。衰竭同时降低围压，保持围压高于岩心内压5 MPa的压差，中间测试压力为45、41、37、33、29、25、21、17、13、9、5 MPa。

2.3 实验步骤

1）将岩心抽真空，充分饱和地层水，然后用离心泵离心，除去短岩心中可动水，建立束缚水饱和度后对岩心测试核磁T2谱，将短岩心按调和平均方式排列组装好长岩心。在实验温度下用干气建立长岩心系统压力。

2）用配好的凝析气驱替干气，确保凝析气在通过长岩心时无反凝析发生。待出口气体与配制凝析气的组成、气油比参数基本一致时即可，测试此时长岩心渗透率，记为未发生反凝析污染时的渗透率K0。

3）控制长岩心压力从高于露点压力缓慢下降，同时控制凝析气容器压力同步降低，当岩心压力降至每个衰竭压力点时，用凝析气容器上部对应压力的平衡凝析气驱替测量此时长岩心的气相有效渗透率，记为Ki。

4）实验结束后将发生反凝析污染的岩心取出进行核磁T2谱测试。处理实验数据，计算各级衰竭压力点下长岩心的渗透率，评价污染程度。

污染程度评价计算方法为：

式中：Is为岩心渗透率污染程度；K0为岩心束缚水饱和度渗透率，单位10-3μm2；Ki为岩心衰竭至不同压力点污染后渗透率，单位10-3μm2。

3 解除污染实验

在最大反凝析压力下设计并开展注活性剂（TC281)、注甲醇、注“甲醇+活性剂”3 组解除反凝析污染实验及注甲醇+活性剂体系解除综合液相污染实验。实施解除措施后测试气相渗透率，评价污染解除效果。

3.1 解除反凝析污染实验步骤

1）用干气建立长岩心压力至地层压力后，用配好的凝析气驱替干气，待出口端气体与配制凝析气的组成、气油比参数基本一致时即可，测试此时长岩心渗透率，记为未发生反凝析污染时的渗透率K0。

2）将岩心系统压力衰竭至14 MPa，压力稳定后用凝析气容器上部对应压力的平衡凝析气测试此时的渗透率，记为反凝析伤害时的渗透率K1。

3）岩心出口端反向注入0.1 PV 污染解除试剂，措施实施后用凝析气容器上部对应压力的平衡凝析气驱替测试渗透率记为K2。

解除反凝析污染渗透率恢复率计算方法为：

式中：Ds为岩心渗透率恢复率；K2为岩心解除反凝析污染后渗透率，单位10-3μm2。

3.2 解除综合液相污染实验步骤

1）用干气建立长岩心压力至地层压力后，用配好的凝析气驱替干气，待出口端气体与配制凝析气的组成、气油比参数基本一致时即可，测试此时长岩心渗透率，记为未发生反凝析污染时的渗透率K0。

2）将岩心系统压力衰竭至14 MPa，压力稳定后用凝析气容器上部对应压力的平衡凝析气测试此时的渗透率，记为反凝析伤害时的渗透率K1。

3）岩心出口端反向注入0.1 PV 地层水，措施实施后用凝析气容器上部对应压力的平衡凝析气驱替测试反凝析+水锁污染后的渗透率记为K2。

4）岩心出口端反向注入0.05 PV 甲醇+0.05 PV活性剂，措施实施后用凝析气容器上部对应压力的平衡凝析气测试解除反凝析+水锁污染后的渗透率记为K3。

解除综合液相污染后渗透率恢复率计算方法为：

式中：Ds为岩心渗透率恢复率；K3为岩心解除“反凝析+水锁”污染后渗透率，单位10-3μm2；K0为岩心束缚水饱和度渗透率，单位10-3μm2。

4 实验结果及分析

4.1 反凝析污染评价

通过对气相有效渗透率与衰竭压力关系及污染程度与衰竭压力关系的分析，如图5、图6 可知，当衰竭压力大于露点压力（40.99 MPa）时，储层内流动的流体只有气相，气相有效渗透率为1.78×10-5μm2，当在低于但接近露点压力时，由于反凝析液量相对较少，凝析油达到最小流动饱和度之前不流动，随着压力继续降低，岩心内反凝析液增多，储层含油饱和度增大，气体的流动通道越来越小，流动阻力越来越大，气相有效渗透率出现急速下降，污染程度明显增大。当压力衰竭至20 MPa左右时，气相有效渗透率下降速度变缓，此时凝析油析出量趋于稳定。当压力衰竭至5 MPa 时，气相有效渗透率降低为5.5×10-6μm2，凝析油在近井地带聚集，孔喉堵塞严重，渗透率污染程度达到69.10%，反凝析污染严重。

图5 气相有效渗透率与衰竭压力关系Fig.5 Relationship between effective permeability of gas phase and exhaustion pressure

图6 渗透率污染程度与衰竭压力关系Fig.6 Relationship between permeability pollution degree and exhaustion pressure

图7 为岩心发生反凝析污染前后核磁T2谱。显而易见，反凝析发生后，岩心中大小孔隙均有凝析油滞留，同时从反凝析污染后信号强度可以得出，岩心内滞留凝析油量约为束缚水量的三分之二，反凝析油量高。BZ19-6 低孔低渗储层反凝析将严重影响储层中气相流动能力。

图7 反凝析污染前后核磁T2谱Fig.7 Nuclear magnetic T2 spectrum before and after retrograde condensation pollution

4.2 解除污染效果评价

4.2.1 解除反凝析污染研究

由图8 可以看出，采取3 种措施都能使渗透率得到恢复，注甲醇解堵后渗透率恢复率为81%；注活性剂TC281 解堵后渗透率恢复率为54%；注甲醇+活性剂体系解堵后渗透率恢复率达到84%。从污染解除效果来看，注甲醇+活性剂体系解除污染效果最好。长岩心不同解堵剂作用前后渗透率数据见表2。

表2 长岩心不同解堵剂作用前后渗透率数据Table 2 Permeability data of long core before and after the action of different deplugging agents

图8 渗透率恢复率对比Fig.8 Comparison of permeability recovery rate

4.2.2 解除反凝析+水锁综合液相污染研究

由图9 可以看出，在发生反凝析+水锁污染后，长岩心渗透率下降至0.31×10-5μm2，降低为初始渗透率的0.17 倍，渗透率伤害程度达到83%。采取注甲醇+活性剂体系解堵后，长岩心渗透率恢复至1.42×10-5μm2，渗透率恢复率达到80%，注甲醇+活性剂体系解除反凝析+水锁污染效果良好。

图9 综合解堵各阶段渗透率对比Fig.9 Permeability comparison at different stages of comprehensive plugging removal

综上说明：BZ19-6 凝析气田衰竭式开采反凝析污染程度严重，同时井底积液反渗吸水锁将进一步引起综合液相伤害，严重影响气井产能，注甲醇+活性剂体系对于解除反凝析污染和反凝析+水锁综合液相污染具有良好效果。

5 结论

1）BZ19-6 凝析气田特低孔、特低渗储层衰竭式开采会出现反凝析污染，岩心内滞留凝析油量约为束缚水量的三分之二，反凝析油量高，反凝析污染程度达69.10%。发生反凝析+反渗吸水锁综合液相污染时渗透率伤害程度达到82.58%，反凝析+反渗吸水锁将严重影响储层中气相流动能力，影响气井产能。

2）在地层温度179 ℃超高温条件下，注活性剂、注甲醇和注甲醇+活性剂3种解除反凝析污染的方法均能有效改善反凝析污染，其中注甲醇+活性剂体系解除反凝析污染效果最好，渗透率恢复率达到84%；注甲醇+活性剂体系解除反凝析+水锁综合液相污染时，渗透率恢复率达到80%，从实验结果分析推荐采用注甲醇+活性剂体系解除污染。

3）反凝析污染评价实验中，长岩心渗透率降低速率先快后慢，在20 MPa左右时下降速率减缓，建议在气藏开发早期采取合理的预防措施或反凝析污染解除措施。