高建軍,韓繼凡,郝 巍,倉 輝,徐建紅

(中油吐哈油田公司,新疆 哈密 839009)

丘東氣田反凝析污染評價及解除方法研究

高建軍,韓繼凡,郝 巍,倉 輝,徐建紅

(中油吐哈油田公司,新疆 哈密 839009)

凝析氣藏開發(fā)過程中,地層壓力降低到露點壓力以后,不可避免發(fā)生反凝析現(xiàn)象。凝析液在井筒附近產(chǎn)生附加表皮系數(shù),增加地層中液相的飽和度,降低氣相滲透率,造成反凝析污染,從而使氣井產(chǎn)能下降,影響凝析油、天然氣的采收率。定量評價近井地帶反凝析污染對氣井產(chǎn)能的影響,對消除近井地帶反凝析污染的方法進行了探討。針對吐哈低滲凝析氣藏開發(fā)特點,現(xiàn)階段采用水力壓裂可以有效解除丘東氣田反凝析傷害。

凝析氣藏;反凝析污染;表皮系數(shù);飽和度;氣相滲透率;氣井產(chǎn)能;丘東氣田

引 言

由于凝析氣藏中含有以氣態(tài)形式存在的凝析油,在凝析氣井開采過程中,當?shù)貙訅毫π∮诼饵c壓力時,將在地層中發(fā)生反凝析現(xiàn)象。隨著凝析氣從儲層深部向井底的連續(xù)流動,會在井底附近地層不斷產(chǎn)生反凝析現(xiàn)象,反凝析液積聚在近井地帶而使凝析油飽和度上升,從而使流體流動的有效孔隙空間減少,增加氣液滲流阻力,使氣體相對滲透率降低。同時,凝析液在井筒附近產(chǎn)生附加表皮系數(shù),導致產(chǎn)氣量下降[1-2]。反凝析污染評價和解除反凝析污染的方法研究對有效開發(fā)低滲凝析氣藏顯得尤為重要。

1 丘東氣田反凝析污染評價

1.1 氣藏概況

丘東氣田是一個完整的背斜構(gòu)造,自下而上由4套流體性質(zhì)相近、儲層物性相似的氣水系統(tǒng)組成。主力氣藏儲集層巖性主要為含粉砂細砂巖及中—細砂巖,較致密,平均孔隙度為 l1.5%,平均滲透率為 12.6×10-3μm2,屬低孔、特低滲儲層。氣藏流體具有以下特點:凝析油含量中等,平均為226.3g/cm3;最大反凝析液量較小,平均為4.44%;地露壓差小,為 0.12～2.53 MPa;不含硫,非烴含量少,低于 1.56%。該氣田天然氣地質(zhì)儲量為 71.35×108m3,凝析油地質(zhì)儲量為 159.93×104t。

丘東氣田開發(fā)始于 1998年,采用衰竭方式開發(fā)。截至 2009年底,共有采氣井 15口,目前日產(chǎn)氣為 60×104m3/d,累計產(chǎn)氣 18.55×108m3,采氣速度為 2.93%,采出程度為 26.0%;累計產(chǎn)油 30.8×104t,凝析油采出程度為 19.26%。

1.2 生產(chǎn)中存在的問題

對于凝析氣藏,當?shù)貙訅毫ο陆抵谅饵c壓力后,將會出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象。通過對單井高壓物性的分析,作出各井定容衰竭過程中反凝析液量隨壓力變化曲線 (圖 1)。從圖 1中可以看出,隨著壓力下降,反凝析液量占孔隙體積的比例增加,當壓力分別為 11、12、13MPa時,各氣井凝析液體積最大,分別為 6.77%、3.90%、3.75%,在此壓力下,凝析油損失將達最大。丘東氣田最大反凝析壓力在 10～15 MPa左右,凝析液損失率較高。

圖 1 丘東氣田反凝析液量隨壓力變化曲線

丘東氣田經(jīng)過 10 a的衰竭式開發(fā),地層壓力已下降至 13.68MPa,總壓降達 18.56MPa,已進入最大反凝析污染。由于反凝析污染的存在,造成該氣田無阻流量由最高時的 177×104m3/d下降為98 ×104m3/d。

1.3 丘東氣田反凝析污染評價

國內(nèi)外普遍采用室內(nèi)長巖心衰竭實驗、試井解釋和單井數(shù)值模擬等方法來進行反凝析污染評價,本次研究采用試井解釋方法。

截至 2009年底,丘東氣田共取得 21井次不穩(wěn)定試井資料,結(jié)合對反凝析污染發(fā)生的一般性認識可以斷定,目前已投入生產(chǎn)的 14口井均不同程度見到反凝析污染現(xiàn)象。其中,測試資料齊全可對比的 3口井因反凝析污染,近井帶氣相滲透率降低37.5%～44.0%,供氣半徑降低 66.17%～88.61%,說明丘東氣田已見到明顯的反凝析污染現(xiàn)象。

2 反凝析油飽和度分布規(guī)律及對產(chǎn)能的影響

2.1 單井模擬近井地帶反凝析油飽和度分布

凝析氣井近井地層凝析污染程度主要決定于反凝析油飽和度的分布[3],通過建立單井數(shù)值模型進行研究。根據(jù)凝析油氣體系滲流理論,以丘東7井西山窯下氣藏 X4砂組作為代表性儲層,建立單井徑向模型。在歷史擬合基礎上,對丘東 3井反凝析油飽和度動態(tài)分布特征進行計算研究 (圖 2)。計算結(jié)果表明,近井地帶明顯形成反凝析油飽和度動態(tài)分布帶,距井底 10 m以內(nèi)凝析油飽和度達到7.11%,反凝析污染最嚴重;距井底 26 m以外凝析油飽和度已降至 2%以下。反凝析污染主要在離井筒 0～10 m區(qū)域內(nèi)。

圖 2 丘東 3井凝析油飽和度與供氣半徑關系曲線

2.2 反凝析對氣井產(chǎn)能的影響

氣井生產(chǎn)過程中沒有發(fā)生反凝析現(xiàn)象時,可用氣井擬穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能公式計算未反凝析污染情況下的氣井產(chǎn)能。

氣井生產(chǎn)過程中在近井地帶發(fā)生反凝析,析出凝析油增加液相飽和度,降低氣相滲透率[4],降低以后氣相的滲透率 (Kgd)。根據(jù) Hawkins表皮系數(shù)定義,當氣井存在反凝析動態(tài)污染時,可以用反凝析污染表皮系數(shù) so表示:

式中:Kg為無反凝析污染有效滲透率,10-3μm2;Kgd為反凝析污染有效滲透率,10-3μm2;ra為反凝析污染帶半徑,m;so為反凝析污染表皮系數(shù)。

當氣井存在反凝析動態(tài)污染時,其產(chǎn)能計算公式為:

用未發(fā)生反凝析的氣井擬穩(wěn)態(tài)生產(chǎn)產(chǎn)能公式與式 (2)相除,可以得到:

式中:qsc為無反凝析污染時產(chǎn)氣量,104m3/d;qscd為反凝析污染產(chǎn)時氣量,104m3/d;pr為地層壓力,MPa;pwf為井底流壓,MPa;Kg為有效滲透率,10-3μm2;h為氣層有效厚度,m;re為泄油半徑,m;rw為井筒半徑,m;T為地層溫度,K;μ為氣相平均黏度,mPa·s;Z為氣相平均壓縮因子;s’為視表皮系數(shù)。

根據(jù)資料齊全可對比的 3口井測試資料分析,由于丘東 7井、丘東 25井進行壓裂措施改造,因此只對丘東 3井產(chǎn)能進行計算。結(jié)果表明,反凝析污染對氣井產(chǎn)能的影響比較嚴重。丘東 3井近井地帶產(chǎn)能僅為無反凝析動態(tài)污染產(chǎn)能的 0.541 2倍,即氣井產(chǎn)能下降 55.88%。

3 解除反凝析污染方法

對于衰竭式開發(fā)凝析氣藏,反凝析污染主要表現(xiàn)為凝析油在地層中滯留,引起地層氣相相對滲透率大幅度降低。因此,解除近井帶反凝析污染的關鍵技術是使凝析油由液相變成氣相,從地層流向井筒,達到既解除凝析油污染,又提高凝析油采收率的目的。

控制凝析氣井近井地層反凝析油的析出和解除反凝析堵塞,是改善凝析氣井開采效果的關鍵。調(diào)研國內(nèi)外文獻,目前,治理反凝析污染,提高氣井產(chǎn)能的方法主要有注干氣單井吞吐、注二氧化碳、注氮氣或氮氣與干氣混合氣、注甲醇 +干氣 (或氮氣)吞吐法、電磁感應加熱技術法和水力壓裂穿透“油環(huán) ”等[5]。

由于受氣源及地面工藝的制約,從油田的實際生產(chǎn)出發(fā),采用水力壓裂穿透“油環(huán)”的方法解除丘東氣田反凝析污染。

通過丘東氣田地層內(nèi)凝析油飽和度分布規(guī)律研究認為,反凝析主要發(fā)生在離井軸徑向 0～10 m左右的范圍內(nèi),壓力主要損失在該區(qū)域[6]。因此,利用水力壓裂技術[7],改善近井地帶的滲透性,降低凝析油流動臨界飽和度,使近井地帶反凝析油流動,達到增產(chǎn)的目的。丘東 25井在發(fā)生反凝析污染后,于 2006年 5月進行水力壓裂,壓裂后氣油比從 6 731 m3/t下降至 3 939 m3/t,天然氣產(chǎn)能增加3.0倍,凝析油的產(chǎn)量增加 2.54倍 (表 1)。

表1 壓裂效果統(tǒng)計

根據(jù)壓前和壓后氣油比上升的規(guī)律,回歸氣油比與時間的關系曲線 (圖 3),可以計算出丘東 25井壓后2.5 a內(nèi),采出的凝析油含量均高于該井不重復壓裂繼續(xù)生產(chǎn)時的產(chǎn)量。解除反凝析污染后,累計多產(chǎn)氣0.46×108m3,多產(chǎn)油 1.26×104t,新增產(chǎn)值 4 461×104元。水力壓裂解除反凝析污染效果明顯。

圖 3 丘東 25井重復壓裂前后氣油比上升規(guī)律

4 結(jié) 論

(1)衰竭式開發(fā)的凝析氣田在生產(chǎn)過程產(chǎn)生反凝析污染是必然的,丘東凝析氣田的反凝析主要發(fā)生在近井地帶 10 m的范圍以內(nèi)。

(2)反凝析污染使丘東 3井近井地帶產(chǎn)能僅為無反凝析動態(tài)污染產(chǎn)能的 0.541 2倍,即產(chǎn)能下降55.88%。

(3)水力壓裂可以很好地提高近井地帶的滲透率,降低凝析油臨界流動壓力,從而使原來聚集的凝析油流出,有效提高氣井產(chǎn)能,壓裂有效期可以達到 2.5 a。

[1]李士倫 .氣田及凝析氣田開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2004:5-9.

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Study on evaluation and removal of retrograde condensate damage in Qiudong gas filed

GAO Jian-jun,HAN Ji-fan,HAO Wei,CANG Hui,XU Jian-hong
(Tuha O ilfield Company,PetroChina,Ham i,Xinjiang839009,China)

In the processof developmentof gas condensate reservoir,retrograde condensation has always been inevitable after formation pressure reduced to dew point pressure.Condensate liquid would generate additional skin factor nearwellbore to increase liquid saturation and reduce gas phase permeability,resulting in retrograde condensation damage,thus reducing gaswell productivity and the recovery factor of condensate oil and gas.This paper quantitatively evaluates the impact of retrograde condensation damage near wellbore on gaswell productivity and discusses the methods of removing retrograde condensation damage.The damage of retrograde condensation inQiudong gas field can be effectively removed by hydraulic fracturing according to the developmentperformance of low per meability gas condensate reservoir in Tuha oilfield.

gas condensate reservoir;retrograde condensation damage;skin factor;saturation;gas phase permeability;gas well productivity;Qiudong gas field

TE349

A

1006-6535(2010)02-0085-03

20090402;改回日期20100108

中油天然氣股份有限公司科學研究與技術開發(fā)項目 (2008D-1503-06)

高建軍 (1968-),男,助理工程師,1989年畢業(yè)于長慶石油學校石油地質(zhì)專業(yè),現(xiàn)從事油氣田開發(fā)綜合研究工作。

審稿專家 柴利文

編輯 姜 嶺