注CO2改善页岩凝析气藏反凝析伤害效果评价

李鹏飞 王爱方 张成林 徐恒艳 王 斌

（1. 中国石油长庆油田公司生产运行部，陕西 西安 710018；2. 中国石油长庆油田公司第四采油厂，陕西 榆林 718500；3. 中国石油长庆油田公司第五采油厂，陕西 榆林 718600；4. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安 710016）

0 引 言

在凝析气藏衰竭开发中，当地层压力降至露点压力时，气相中的重烃组分会在储层中液化成凝析油。当凝析油饱和度低于临界流动饱和度时，由于吸附和毛细管压力的作用，凝析油无法在储层中流动，导致孔喉堵塞，气相相对渗透率降低，油井产能下降［1-3］。目前，评价凝析油堵塞的方法主要是通过开展岩心驱替实验，定量测定气相相对渗透率的变化，实验方法可分为稳态和拟稳态2 种。稳态法是指以恒定速率通过单独的容器同时向岩心中注入天然气和凝析油建立稳态渗流过程，计算出油气两相相渗透率［4-6］。然而，这种方法在岩心中建立的液体饱和度不能超过临界凝析油饱和度，且无法模拟降压引发的凝析气相变对渗流的影响，只能用于定量测定不同含油饱和度下的气相相对渗透率。拟稳态方法则是通过岩心衰竭实验测定衰竭前后气相相对渗透率的变化［7-8］。虽然拟稳态方法能够反映岩心中凝析气相变对渗流的影响，但却忽略了远井地带单相凝析气对近井地带反凝析伤害的叠加影响，导致实验结果与实际矿场开发存在较大差异。

此外，解除反凝析伤害的方法众多，包括注化学溶剂、产出气回注、注N2保压、水力压裂和酸化等。然而，相比其他注气介质，CO2具有易溶解、易混相、膨胀降黏和环保等特点。CO2在超临界条件（压力大于7.38 MPa、温度高于31.2 ℃）下还具有密度与液体密度相近、低表面张力（接近零）、导热系数高等优势［9-10］。M.H.Gachuz 等［11］对凝析气藏注CO2和N2的相态特征进行了实验研究，对比了自然衰竭、注入CO2和注入N2后的凝析油和天然气的采收率变化。冯文彦［12］通过PVT 相态实验研究了不同凝析油含量的凝析气注CO2后的流体相态特征，评价了CO2对不同类型凝析气藏提高采收率的潜力。然而，大部分研究主要集中在CO2注入后的凝析气相态变化特征以及CO2注入方式或注入参数优化上，很少从CO2解除反凝析伤害角度开展评价研究。鉴于以上问题，本文建立了一种新的凝析气反凝析伤害评价方法，在考虑近井地带反凝析叠加效应和远井地带单相凝析气流动特征的基础上，模拟了页岩凝析气藏衰竭开发中的反凝析伤害，研究了CO2注入体积和注入压力对反凝析伤害评价指标的影响，为解除页岩凝析气藏反凝析伤害提供了参考和借鉴。

1 实验原理

衰竭开发中的凝析气藏根据压力剖面和相态特征差异，可将储层中的凝析气流动状态划分为3 个区域（图1）。区域1：靠近井筒的近井储层，此区域内流体包含凝析气和凝析油，油、气两相以不同的速度同时流动。区域2：距离井筒有一定距离，此区域内流体包含凝析气和凝析油，但凝析油未达到临界流动饱和度，不参与气相流动。区域3：远离井筒的远井储层，此区域流体仅为未发生反凝析的凝析气。井筒周围凝析油的聚集来自于区域1 和区域2，其中区域2 的凝析油状态分为2 种，一种是凝析油析出后黏附在岩石颗粒表面，由于其饱和度低于临界流动饱和度而无法流动，另一种是凝析油以小液滴的形式分散于气相中，气相由区域2 流向区域1，并在区域1 中停留，这个现象可称为叠加效应。为了在岩心实验中模拟凝析气在3 个区域中的流动状态和渗流特征，并考虑叠加效应的影响，实验中长岩心与装有凝析气的中间容器相连通，为了避免中间容器内压力下降太快导致气液两相分离，在连接中间容器与长岩心时采用微量阀来调整中间容器凝析气进入长岩心的流速，确保中间容器凝析气压力始终高于露点压力的同时，还能保持流入长岩心的凝析气为恒压状态。在中间容器中模拟区域3，在靠近入口端的长岩心内部形成区域2，在靠近出口端的长岩心内部形成区域1。

图1 储层中凝析气反凝析区域划分Fig. 1 Division of retrograde condensate areas of condensate gas in reservoir

为了全面评价反凝析对储层的伤害程度以及注气解除反凝析伤害的效果，分别引入渗透率伤害率γKg、渗透率提高倍数ηKg、气油比变化率γGOR和岩心压差降低率γΔp等指标，其表达式分别为：

式中：γKg——渗透率伤害率，%；K1——初始状态下长岩心渗透率，10-3μm2；K2——长岩心产出端压力降至最大反凝析压力后的渗透率，10-3μm2；ηKg——渗透率提高倍数；K3——不同注气介质注入岩心后的渗透率，10-3μm2；γGOR——气油比变化率，%；IGOR1——长岩心产出端压力降至最大反凝析压力后产出气油比，m3/m3；IGOR2——注气后长岩心产出气油比，m3/m3；γΔp——岩心压差降低率，%；Δp1——长岩心产出端压力降至最大反凝析压力后，长岩心两端压差，MPa；Δp2——注气后长岩心两端压差，MPa。

2 实验设计

2.1 实验仪器

反凝析伤害评价实验装置由压力供给系统、长岩心夹持器、回压控制系统、恒温控制系统和油气计量系统5 部分组成。其中，3 台压力供给泵分别为ISCO 柱塞泵（最大压力120 MPa，流速精度0.001 mL/min）、围压泵（提供上覆岩石压力，最大压力120 MPa）和回压泵（调节回压阀压力，最大压力120 MPa）。核心部分为长岩心夹持器，由西南石油大学自主研发，技术指标为：夹持岩心直径50～150 mm，最大夹持岩心长度1 200 mm，最大压力150 MPa，最高温度200 ℃。恒温控制系统为恒温箱，最大温度200 ℃，温控精度0.01 ℃。油气计量系统包括油气冷凝管、干燥器和气量计。所需其他仪器包括中间容器、分子真空泵、阀门和管线等，具体实验流程装置示意见图2。

图2 反凝析伤害评价实验流程及装置示意Fig. 2 Schematic experiment workflow and equipment of retrograde condensate damage evaluation

2.2 实验材料

2.2.1 实验流体

实验中所用凝析气样品是采用目标储层井口分离器气样和油样，依据中华人民共和国国家标准GB/T 26981—2020《油气藏流体物性分析方法》［13］进行复配而来。复配后的凝析气样品露点压力为36.85 MPa（地层温度118.2 ℃），闪蒸气油比为1 545.5 m3/m3，每立方凝析气中含凝析油232.43 g，复配凝析气样品组成见表1。根据恒质膨胀实验结果可知，目标储层凝析气的最大反凝析压力为18.42 MPa，最大反凝析液体积分数为25.2%。所需实验流体还包括CO2、干气和甲醇，其中CO2为商业气体，纯度为99.95%。干气为目标储层井口分离器气（CH4摩尔分数为97.3%），甲醇浓度为99.92%。

表1 复配凝析气样品组成Table 1 Compound condensate sample composition

2.2.2 实验岩心

从目标储层井下获取的岩心柱（直径约12 cm）上分别钻取若干根直径约3.8 cm 的小岩心柱塞。采用索式提取器依次用二甲苯和石油醚反复清洗岩心，并在100 ℃烘箱中干燥岩心。采用氦气法和脉冲衰减法分别测定岩心的孔隙度和渗透率，然后从中选取渗透率较大的11 块岩心作为实验岩心，实验岩心平均孔隙度为6.36%，平均渗透率为0.028×10-3μm2。根据长岩心拼接方法［14-15］依次挑选实验岩心并进行排列（表2），复合长岩心长度为80.08 cm，孔隙体积为58.41 cm3。

表2 页岩岩心实验基本参数Table 2 Basic parameters of shale core in experiment

2.3 实验方案

（1）按照实验流程图连接实验仪器，然后采用氮气试压验漏检查整个系统密封性，并用氮气测定复合长岩心渗透率；

（2）采用分子真空泵同时从长岩心两端抽真空48 h，并将恒温箱温度设定为储层温度118.2 ℃；

（3）将长岩心出口端的回压泵压力设定为储层原始压力59 MPa，向岩心中注入干气，直到岩心两端的压力稳定不变，且ISCO 泵的进泵速度为0 mL/min 时，停止注干气；

（4）将复配凝析气以恒速0.01 mL/min 注入岩心，驱替干气饱和岩心。当出口端产出气油比稳定至1 545.5 m3/m3时，岩心饱和凝析气完成，再次测定长岩心渗透率、气油比和岩心压差，并将气测渗透率标记为K1；

（5）将岩心入口端阀门打开，保持岩心入口端与装有凝析气的中间容器相连通，并将岩心回压设至为最大反凝析压力。衰竭实验中始终保持中间容器内压力高于凝析气露点压力，以模拟区域3，长岩心出口端模拟区域1。中间容器和岩心入口端阀门略微打开，凝析气以单相流从区域3 进入长岩心，而不携带凝析油，凝析油在长岩心内部（区域2 和区域1）形成。长岩心出口端回压压降速度保持在1 MPa/h。记录实验中岩心两端压差，并测定产出气油比。当回压达到最大反凝析压力时，用平衡气体继续驱替岩心，测定此时的气体渗透率（K2）、产出气油比（IGOR1）和岩心压差（Δp1）。

（6）关闭岩心入口端阀门，在最大反凝析压力下从岩心出口端反向注入干气（或甲醇、CO2）。当入口端和出口端压力稳定后，打开入口端阀门，从入口端再次注入平衡气。当压力稳定后，测定此时的气相渗透率（K3）、产出气油比（IGOR2）和岩心压差（Δp2）。

（7）将岩心拆卸下来，采用索氏提取器依次用二甲苯和石油醚反复清洗岩心，并重新测定清洗后岩心的孔隙度和渗透率，然后采用清洗后的岩心开展不同注入介质、不同注气量和不同注气压力的实验（表3）。

表3 基准实验及各参数水平取值Table 3 Benchmark experiment and horizontal value of parameters

3 实验结果

3.1 不同注入介质

长岩心衰竭降压开发过程中产出气油比及气相渗透率随岩心出口端压力的变化关系见图3，从图3中可以看出，当出口端压力高于露点压力（36.85 MPa）时，产出气油比相对稳定，而当出口端压力降至露点压力以下时，产出气油比快速增加。当出口端压力达到最大反凝析压力（18.42 MPa）时，产出气油比达到最大（7 450.2 m3/m3）。气相渗透率则随压力的降低呈现先缓慢增大后快速减小的趋势，这主要是由于凝析气在单相状态下的黏度随压力的降低而降低，导致气相渗透率增大，而当岩心中出现反凝析时，凝析油堵塞部分孔喉，导致气相渗透率又大幅下降。

图3 衰竭降压开发中产出气油比及气相渗透率与压力的关系Fig. 3 Relationship of produced gas-oil ratio and gas permeability vs. pressure in depletion depressurization development

经不同注入介质的实验测定，相较于长岩心初始气相渗透率，当压力降至最大反凝析压力时气相渗透率仅为0.001 4×10-3～0.001 9×10-3μm2，渗透率伤害率达到80.2%～83.1%，说明反凝析伤害对页岩渗透率的影响是致命的。与此对应的是长岩心压差的变化如图4 所示，从图4 可以看出，在衰竭开发的前20 h，岩心压差基本稳定在5 MPa 左右，而当岩心中出现反凝析后，岩心压差快速增大，最大岩心压差能够达到15.1～15.3 MPa，气相渗流阻力提高幅度约达200%，说明气相的渗流阻力大幅增加，并引发产油产气量的大幅降低。

图4 衰竭开发及不同流体注入后岩心压差随时间的变化Fig. 4 Variation of core pressure difference with time after depletion development and injection of different fluids

从表4 可以进一步看出，长岩心中发生反凝析后，注入的3 种流体均能不同程度地改善反凝析造成的伤害。其中，注入CO2后气相渗透率的恢复效果最好，达到0.005 4×10-3μm2，渗透率提高倍数ηKg达到3.2，其次为注甲醇，ηKg为1.9，注干气效果最差，ηKg仅为1.5。从产出气油比变化率γGOR和岩心压差降低率γΔp可以看出，注入CO2后的产出气油比降幅最大，由7 450.2 降至5 731.1 m3/m3，变化率达到23.1%。同时岩心压差降幅也为最大，由15.3 降至9.8 MPa，降低率达到36.1%。而干气注入后的产出气油比变化率和岩心压差降低率最小，说明CO2改善反凝析伤害效果最好，其次为甲醇，干气最差。这是因为CO2不但能大量溶解于凝析油中，降低凝析油黏度、密度和渗流阻力等参数，提高凝析油膨胀系数和流度，同时还能有效降低剩余凝析气的露点压力，抑制反凝析，缓解剩余凝析气的2 次反凝析伤害。

表4 不同流体注入前后反凝析伤害评价指标Table 4 Condensate damage evaluation indexes before and after different fluids injection

虽然甲醇与甲烷分子结构相似，根据相似相溶原理［15］，甲醇与烷烃分子可以相互混溶，但是当甲醇-烷烃混合物中甲醇的体积分数降至50%时，对烷烃的溶解能力便基本消失，且由于甲醇与水的缔合能力强于与烷烃的缔合能力，在同时存在烷烃和水的情况下，甲醇会优先与水相结合，导致其解除反凝析效果的稳定性较差。而干气虽然也能溶解于凝析油中，但相比CO2，其溶解度较低，与凝析油的混相压力较高，且干气与凝析气混合后会增大露点压力，导致反凝析提前，不利于改善反凝析伤害。

3.2 不同CO2注入量

根据上节实验结果表明，注CO2改善凝析气反凝析伤害的效果优于注甲醇和注干气，因此本节主要针对CO2的不同注入量开展研究，对比了CO2在不同注入量作用下的岩心压差、压差降低率、平衡时间产出气油比和气相渗透率的变化（图5、图6）。

图5 不同CO2注入量作用下的岩心压差、压差降低率和平衡时间的变化Fig. 5 Variation of core pressure difference，differential pressure reduction rate and equilibrium time with different CO2 injection volumes

图6 气油比变化率和渗透率提高倍数随注入量的变化Fig. 6 Variation of gas-oil ratio change rate and permeability increasing multiples with injection volume

由不同CO2注入量作用下的岩心压差随时间的变化（图5（a））可以看出，CO2注入量越大，岩心压差的下降幅度也越大，同时CO2与凝析油达到平衡所需的时间（平衡时间指CO2注入结束后出口端压力达到稳定所需时间）也越长。结合图5（b）可以进一步看出，当CO2注入量小于0.15 PV 时，岩心压差降低率和平衡时间随注入体积的增加而大幅提高，岩心压差降低率和平衡时间分别达到54.5%和9.9 h。而当CO2注入量大于0.15 PV 时，岩心压差降低率和平衡时间的增幅明显降低，增幅分别仅为4.7%和1.1 h。

从图6 可以进一步看出，当CO2注入量大于0.15 PV 时，气油比变化率和渗透率提高倍数的增幅均显著降低，尤其是气相渗透率提高倍数仅由0.15 PV 对应的3.34 倍增加至0.2 PV 对应的3.44倍。而气相渗透率提高倍数是评价CO2解除反凝析伤害效果的重要指标，说明注CO2解除凝析油堵塞的最佳注入量为0.15 PV 左右。这是因为CO2注入后会与岩心中的凝析油发生复杂的物理化学反应，包括溶解降黏、膨胀气驱和组分传质等作用，降低岩心中凝析油的启动压力和渗流阻力，将滞留的凝析油采出，从而达到解除反凝析伤害的目的［16-17］。虽然注入的CO2更多，意味着CO2的传质距离更远，能够接触到的凝析油更多，但在压力不变（9 MPa）的前提下，CO2与原油的反应强度则趋于稳定，整体平衡时间和岩心压差降低率变化较小。而在实际矿场开发中，平衡时间（即闷井时间）被视为非生产时间，增加闷井时间即意味着增加成本，因此，在CO2注入压力为9 MPa，注入量为0.15 PV 时，岩心尺度下的平衡时间控制在9.9 h即可。

3.3 不同CO2注入压力

图7 为不同反凝析伤害评价指标与注入压力的关系，从图7 中可以看出，当注入压力由6 MPa 增加至9 MPa 时，渗透率提高倍数大幅增加，由2.4增至3.2，提高幅度达33.3%（图7（a））。气油比变化率也快速增大， 由20.2% 增至23.1%（图7（b））。而当注入压力由3 MPa 增至6 MPa 或由9 MPa 增至12 MPa 时，渗透率提高倍数与气油比变化率的增幅均明显偏小，且压差降低率也随着注入压力的增加而逐渐趋于平衡，这一方面是由于随着注入压力的增加，CO2逐渐由气态向超临界态转变，超临界CO2的密度增大、溶解和扩散能力增强，导致凝析油黏度以及油气界面张力均迅速下降，有利于凝析油产出及解除反凝析伤害。而当注入压力大于临界压力并继续增大时，CO2溶解扩散能力趋于稳定，油气界面下降幅度也随之减小，导致CO2可动用凝析油量也随之减少。

图7 反凝析伤害评价指标随注入压力的变化Fig. 7 Variation of retrograde condensate damage evaluation indexes with injection pressure

此外，CO2注入压力越大，油气之间的平衡时间越长（图7（a）），呈近线性增加趋势，这主要是由于注入压力增加，CO2除溶解扩散能力增强外，CO2的抽提萃取能力也大幅增加，能够与凝析油之间持续发生组分传质和浓度扩散等作用，而组分传质和浓度扩散属于分子间的相互作用，速度较慢，持续时间长，导致压力持续波动，平衡稳定时间较长［18］。因此，在矿场实施CO2吞吐改善反凝析伤害时，建议注入超临界态CO2，且CO2注入后闷井一段时间（闷井时间需结合不同注入压力下的平衡时间而定），以确保CO2与凝析油充分反应，最大程度缓解反凝析伤害。

4 结 论

（1）通过建立一种同时考虑近井地带反凝析叠加效应和远井地带单相凝析气渗流特征的反凝析伤害评价新方法，准确模拟了凝析气在储层3 个区域的相行为变化特征。

（2）当长岩心出口压力降至最大反凝析压力时，气相渗透率大幅降低，渗透率伤害率达到80.2%～83.1%，长岩心两端压差也快速增大，最大压差达15 MP 以上，气相渗流阻力提高幅度约达200%，导致产油产气量大幅降低。

（3）注CO2改善反凝析伤害效果最好，CO2注入后气相渗透率提高倍数达3.2，气油比由7 450.2 m3/m3降至5 731.1 m3/m3，变化率达到23.1%，岩心压差降低率达到36.1%。其次为甲醇，注干气效果最差，渗透率提高倍数仅为1.5，气油比变化率和压差降低率分别为13.3%和18.5%。

（4）注CO2解除反凝析伤害最佳注入参数为注入压力9 MPa，注入量0.15 PV，油气平衡时间9.9 h。当注入压力和注入量超过最佳值并继续增大时，解除反凝析伤害效果变差。