解超　成行榮　劉橋　張興旭

摘? ?要：低滲透凝析氣藏兼具低滲透儲層的特殊性質和凝析氣藏的特征。在實際生產期間，低滲透特征會造成凝析氣藏出現(xiàn)反凝析和反滲析現(xiàn)象，而反凝析和反滲析現(xiàn)象的出現(xiàn)對于氣藏開采極為不利。本文以長慶油田區(qū)塊低滲透凝析氣藏為對象，深入分析開發(fā)過程中，反凝析與反滲析對此類型氣藏產能的影響，從而有針對性的采取應對之法，進而提高低滲透凝析氣藏產能。

關鍵詞：低滲透? 氣藏? 產能? 反凝析? 反滲析

中圖分類號：TE328? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文獻標識碼：A? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文章編號：1674-098X（2020）03（c）-0069-02

近年來，國內外的勘探程度均呈現(xiàn)越來越高的趨勢，深層低滲凝析氣藏越來越多的出現(xiàn)在公眾面前，此類氣藏在凝析氣田開發(fā)中的地位也日益重要。凝析氣藏開發(fā)的一個重要特征便是反凝析現(xiàn)象，這類現(xiàn)象的出現(xiàn)不僅會損失凝析油，還會降低氣相的滲流能力，更重要的是還會客觀上給氣藏開發(fā)帶來更大難度，不利于相關企業(yè)經濟效益的提升?；诖?，本文以長慶油田深層低滲凝析氣藏為例，深入分析低滲透凝析氣藏的開發(fā)技術難點，提出低滲透凝析氣藏產能影響因素，對于提高低滲透凝析氣藏產能具有重要意義。

1? 長慶油田概況

長慶油田（PCOC）成立于1970年4月，總部位于陜西省西安市，是中國第一大油氣田?？碧絽^(qū)域主要在陜甘寧盆地，勘探總面積約37萬km2。長慶油田工作的鄂爾多斯盆地自然環(huán)境艱苦，北部是荒原大漠，南部是黃土高原，山大溝深、溝壑縱橫、梁峁交錯。水源、林緣、沙地、自然保護區(qū)較多，環(huán)境敏感，安全環(huán)保風險較高。盆地油氣資源豐富， 品位較差，開發(fā)難度大。長慶油田下有一層為低滲透儲層，測試也見到較低的油氣產能，是下一步產能接替的潛力陣地。但前期資料及認識也凸顯了該目的層具有埋藏深、物性差、儲層分布不連續(xù)、有邊底水發(fā)育、高溫、高壓異常、流體性質復雜、產能低等低滲油氣藏復雜特征，導致該層一直無法實現(xiàn)有效評價及有效開發(fā)動用，目前該層尚未投入開發(fā)。

2? 低滲透凝析氣藏的開發(fā)技術難點

2.1 低滲透凝析氣藏資源儲層的構造影響因素

低滲凝析氣藏資源作為一種低滲透油氣資源，在構造上主要受斷層、裂縫、透鏡體等因素影響。地質斷裂活動會造成地層的改變，進而造成地層流體性質、壓力系統(tǒng)等產生變化，使氣藏儲層的埋藏條件發(fā)生變化。在部分致密砂巖儲層中，存在一定的透鏡體，對氣藏資源分布存在影響，因為透鏡體的形狀、分布和大小等存在差異，造成氣藏開發(fā)困難。低滲透氣藏雖然自身滲流能力較低，但只要配合一定的裂縫體系，就可獲得較高的工業(yè)氣流，但研究發(fā)現(xiàn)，低滲透氣藏特別是埋深較大的氣藏資源，在自然作用下裂縫大多呈現(xiàn)閉合狀態(tài)，寬度僅為 10～50um，如不采取壓裂等增產措施，很難獲取較高的工業(yè)氣流[1]。

2.2 低滲透凝析氣藏儲層的基本特征

一是具有較強的非均質性，儲集層的各向異性較強，厚度和巖性等開發(fā)參數(shù)都不穩(wěn)定，小層開發(fā)和對比較為困難。二是具有低孔低滲的特征，低滲儲層孔隙結構多為次生孔隙、微細孔隙、粒間孔隙和裂縫等基本類型，特別是受砂巖作用較強，存在較多的次生孔隙，連接的吼道直徑多在 2um以下，且具有較高的泥質含量。特別是埋深較大的氣藏，因深度加大、壓力增高而滲透率急劇減小，且恢復原壓力后滲透率無法恢復原值。三是存在較高的含水飽和度，低滲透凝析氣藏束縛水飽和度多在 40%以上，且具備較高的殘余氣飽和度，氣藏開發(fā)中伴隨著含水飽和度的增加，造成氣藏滲流的相對滲透率降低，影響油氣資源開發(fā)[2]。

2.3 低滲透凝析氣藏資源的開發(fā)難點

基于低滲凝析氣藏儲層的構造特征和基本特征，造成其開發(fā)中存在一定的技術難點：受滲流狀況較差影響，單井可控儲量較小，投產后產能遞減較快，難以實現(xiàn)長期穩(wěn)產;氣井自然條件下產能較低，若不采取壓裂、酸化等技術措施，會造成氣井產能難以提升;因非均質性較強，投產后氣井主力儲層動用程度較高，采氣速度較快，而非主力儲層恰恰相反，造成層間矛盾更加突出，無法有效動員各儲層間的產能;儲層含水飽和度較高，加之開發(fā)中的反凝析作用等影響，造成油井井筒積液出水較多，影響氣井生產;氣井的生產壓差和壓降都比較大，采氣指數(shù)較低，壓力資源有限;受孔隙結構影響，儲層多表現(xiàn)為細歪度型的毛管壓力曲線，喉道較為細小，需要較高的排驅壓力[3]。

3? 產能影響因素分析

低滲透油藏的顯著特征就是滲透率低，壓力傳播慢，需要很長時間才能把壓力傳到遠處。因此，油井生產常常表現(xiàn)出能量不足，產量遞減快。低滲透凝析層產能大小的影響因素是反凝析及反滲析[4]。從產能方程角度，可進一步量化分析兩個特征對產能的影響，典型產能方程可簡化為：

Qsc=C×K×dP

從方程中可以看出，影響低滲凝析氣藏產能的因素包括滲透率及有效生產壓差。

3.1 滲透率

當井底壓力降至露點壓力以下時，井底附近出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，隨著凝析油的不斷析出，當近井地帶油相飽和度大于臨界油飽和度，將形成油氣兩相流，此時氣相有效滲透率為Ki×Krg，如果隨著含油飽和度的增加，油相相對滲透率提高，氣相相對滲透率隨之降低。

地層水或凝析油無法被氣流攜帶出井筒時，將形成井底積液。關井時井底積液可能在井筒回壓、儲層巖石潤濕性和微孔隙毛細管壓力作用下，向中低滲儲層的微毛細管孔道產生反向滲吸，形成“反滲吸水鎖”。水鎖的存在進一步堵塞了氣體滲流通道，降低氣相有效滲透率，加劇近井地層的傷害。

3.2 生產壓差

在產能方程中反凝析、液鎖、完井污染等都可以等效為附加壓力損失加以表征，即：

dP=Pi-Pwf=dP有效+dP污染+dP反凝析+dP反滲析

由上式可知，實際低滲凝析氣藏中，dP=Pi-Pwf并不能完全成為生產驅動壓差，而是要克服反凝析、反滲析等特征的影響，進而損失一部分壓力，即dP污染+dP反凝析+dP反滲析，而dP有效作為實際有效生產壓差，要小于dP。因此，受反凝析效應影響，測試的單井產能要小于該氣藏的理論供氣能力[5]。

4? 建議

（1）在充分調研國內外文獻的基礎上，結合上文所述分析，尤其是影響低滲凝析氣藏產能的因素，為提高低滲透凝析氣藏產能，提出了注甲醇段塞+氮氣吞吐解除反凝析污染、反滲吸水鎖，恢復氣井產能的方法。

（2）針對有水鎖效應的凝析氣藏，設計了注甲醇段塞+氮氣吞吐的方法解除反凝析污染、水鎖堵塞，并進行了實驗，實驗結果表明注甲醇段塞+氮氣吞吐的方法能有效解除反凝析、水鎖傷害，提高氣井產能。

5? 結語

綜上所述，凝析氣藏尤其是低滲透凝析氣藏資源，在實際的開發(fā)過程中存在諸多技術難點，本文在探討其儲層特征和開發(fā)特征等基礎上，分析反凝析與反滲析對低滲透凝析氣藏產能的影響，發(fā)現(xiàn)影響低滲凝析氣藏產能的因素主要包括滲透率及有效生產壓差，進而有針對性制定科學合理的開采方案，如此可有效提升氣藏采收率。

參考文獻

[1] 楊東東，段宇，王美楠，等.渤海異常高壓凝析氣藏產能評價模型建立及應用[J].石油化工應用，2018，37（7）：1-4.

[2] 楊凱.QK深層凝析氣藏氣井產能評價與采收率標定[D].西南石油大學，2018.

[3] 陳盼盼.龍鳳山凝析氣藏壓裂產能預測及設計優(yōu)化研究[D].中國石油大學，2017.

[4] 劉鵬超.盆5低滲透凝析氣藏儲層傷害因素對氣井產能影響程度研究[D].西南石油大學，2011.

[5] 蔡記元.低滲透凝析氣藏儲層損害特征及鉆井液保護技術[J].化工管理，2016（27）：76.