李愛芬，范新昊，高占武，初君峰，崔仕提

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266000；2.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710018；3.中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖凝析油氣資源十分豐富，約占全國探明凝析氣總量的40%[1-4]。縫洞型凝析氣藏通常采用衰竭式開發(fā)或注氣保壓開采方式[5-6]，衰竭式開發(fā)由于其具有投資費用低、投資回收期短等特點，成為中國凝析氣藏的主要開發(fā)方式[7]。但縫洞型凝析氣藏采用衰竭式開發(fā)存在凝析油損失大、氣井產(chǎn)能低等問題，因此，縫洞型凝析氣藏衰竭開采的影響因素及開發(fā)規(guī)律研究是目前迫切需要解決的難題。前人針對凝析氣藏的開發(fā)方式和相態(tài)分析開展了大量實驗研究，實驗大多在PVT筒或通過人工造洞造縫在全直徑巖心和拼接的長巖心中進行，王娟[8]、郭平等[9]向縫洞中填入砂礫，研究了充填程度對凝析油采收率的影響；鄧興梁等[10]研究了縫洞不同連通方式對凝析油采收率的影響；肖陽等[11]研究了底水對凝析油采收率的影響；史林祥[12]、隋淑玲[13]、郭平等[14]研究了衰竭速度對凝析油采收率的影響。上述研究中降壓速度對凝析油采收率影響程度缺乏準確的結論，且沒有開展縫洞位置、氣油比及采出氣組分變化規(guī)律等方面的研究。因此，文中通過制作不同縫洞位置的長巖心模型，開展了衰竭開采條件下降壓速度、縫洞位置對凝析油及天然氣采收率影響的實驗研究，以期更好地指導縫洞型凝析氣藏的開發(fā)實踐。

1 實驗測試

1.1 實驗準備

(1) 實驗流體配制。參照國家標準GB/T 26981—2011[15]，按照分離器氣油比為1 527 m3/m3、地層溫度為134.6 ℃、原始地層壓力為65.00 MPa、露點壓力為55.45 MPa，配制凝析氣(采用現(xiàn)場取得的某區(qū)塊油樣及氣樣)；實驗用水為研究區(qū)地層水，根據(jù)現(xiàn)場分析資料在室內(nèi)自行配制，總礦化度為5 901 mg/L，水型為CaCl2型。

(2) 實驗巖心處理。將研究區(qū)碳酸鹽巖巖石放入巖心鉆取機中鉆取巖心；并利用切割機切平斷面，將制備好的巖心放入恒溫箱中烘干12 h；烘干后對天然巖心進行滲透率、孔隙度等基礎物性測試(表1)。

表1 長巖心基礎物性

利用線切割機將各塊巖心沿縱向均勻切成兩半，用電鉆對巖心進行人工造洞，洞直徑為6.5 mm，深度為2 mm，間隔為1 cm。抽真空飽和地層水，計算其總縫洞孔隙體積為2.114 cm3。用墊片模擬縫，縫寬為0.1 cm，熱縮套固定，開展衰竭開采實驗。

1.2 實驗流程

長巖心衰竭開采實驗流程如圖1所示，共設計2個降壓速度(10.00、6.50 MPa/h)、3種縫洞位置(上部、側部、下部)的6組實驗，研究壓降速度、縫洞位置對采收率的影響。

圖1 衰竭開采實驗流程圖

實驗步驟為：①高壓容器盛滿水，接好實驗流程，并恒溫至地層溫度；保持氣體壓力在露點壓力以上，用注氣排水法，把凝析氣及干氣分別轉入高壓容器中。②用干氣排除巖心上游管線中的水，氣驅造束縛水，通過累計產(chǎn)出水量計算束縛水飽和度(至少每小時記錄1次)。③關閉巖心出口閥(回壓增至65.00 MPa)，逐漸增加環(huán)壓及巖心中干氣壓力，使孔隙壓力增至65.00 MPa；用凝析氣驅替巖心中的干氣，直至產(chǎn)出氣油比與凝析氣一次脫氣氣油比相等。④控制回壓閥，以恒定速度降壓，通過分離器及集氣袋記錄累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)氣量及產(chǎn)出氣組分(至少每小時記錄1次)，當壓力降低至枯竭壓力(7.00 MPa)時，停止實驗。⑤重復步驟③、④，記錄不同降壓速度、縫洞位置下的累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)氣量及產(chǎn)出氣組分。

2 實驗結果及分析

2.1 縫洞位置對凝析油采收率的影響

表2為不同縫洞位置、降壓速度下長巖心衰竭開采的凝析油采收率。由表2可知：相同降壓速度下，縫洞在目的層上部時凝析油采收率最大，在側部時次之，在下部時最小。造成這種差異是油氣重力差異和裂縫孔洞位置關系導致的，當孔洞在裂縫下部時，析出的凝析油由于重力作用會沉降在洞的底部保持靜止，不利于被氣體攜帶采出，凝析油滯留情況最為嚴重；而孔洞在裂縫上部或側部時，析出的凝析油不利于附著在洞內(nèi)部，有利于被氣體攜帶采出，采收率較高。相同縫洞位置時，降壓速度越快，凝析油的采收率越高，說明降壓速度快時巖心中部分凝析油還未析出便被采出。6組衰竭實驗凝析油采收率曲線如圖2所示。

表2 衰竭實驗凝析油采收率

圖2 衰竭開采實驗凝析油采收率

2.2 縫洞位置對天然氣采收率的影響

表3為不同縫洞位置、降壓速度下長巖心衰竭開采的天然氣采收率。由表3可知：相同降壓速度下，縫洞在目的層上部時天然氣采收率最大，在側部時次之，在下部時最小，與凝析油采收率規(guī)律相同。其原因為凝析油的聚集會影響天然氣的流動能力，析出的凝析油隨著壓力的降低逐漸膨脹，由于裂縫孔洞位置關系的影響，凝析油滯留量越多，可采出的天然氣將變少。因此，孔洞在裂縫上部時，天然氣的流動性能最好，天然氣采收率最高?？p洞位置相同時，降壓速度越快，天然氣采收率越高，與凝析油采收率規(guī)律相同，且天然氣采收率明顯高于凝析油采收率(圖3)。由圖3可知，天然氣采收率在衰竭壓力為30.00～40.00 MPa時出現(xiàn)增幅變緩的趨勢，這與現(xiàn)場通過定容衰竭實驗測得最大反凝析液量的壓力范圍一致，可作為判斷凝析氣藏開發(fā)過程中是否達到最大反凝析壓力的依據(jù)。

表3 衰竭實驗天然氣采收率

圖3 衰竭開采實驗天然氣采收率

2.3 氣油比變化

6組衰竭開采實驗的單次采出氣油比規(guī)律一致。以洞在上部、降壓速度為10.0 MPa/h為例(圖4)，壓力衰竭過程中，在露點壓力之上，氣油比曲線呈波動狀，無規(guī)律；氣油比開始逐漸減小的點即為露點壓力，圖中從55.00 MPa開始氣油比逐漸下降，這與現(xiàn)場通過恒質(zhì)膨脹實驗測得的露點壓力54.45 MPa相近；氣油比最低段出現(xiàn)在最大反凝析壓力附近，圖中最低段出現(xiàn)在30.00～40.00 MPa，這與該組實驗天然氣采收率增幅變緩段一致；此后氣油比逐漸增大，說明反凝析現(xiàn)象逐漸減弱，采出凝析油逐漸減少，衰竭實驗接近尾聲。

圖4 衰竭開采實驗氣油比曲線

由于孔隙介質(zhì)壁面會與流體發(fā)生界面相互作用，出現(xiàn)毛細凝聚現(xiàn)象[16]，而碳酸鹽巖儲層孔隙表面粗糙，比表面積大，重烴組分更易在孔隙介質(zhì)表面發(fā)生吸附與聚集，加快凝析液的析出，從而加劇反凝析進程，造成凝析氣體系的露點壓力上升[17]。因此，露點壓力與實驗室的測試結果存在誤差，此時可通過氣油比曲線得到露點壓力，結果更準確。

2.4 采出氣甲烷含量變化

采出氣組分變化也可以反映凝析油和天然氣采收率的變化，由于采出氣中甲烷含量達到90%以上，故僅對比6組實驗過程中采出氣甲烷含量(圖5)。由圖5可知：采出氣中甲烷含量與凝析油采收率負相關，采出氣中甲烷含量越高，說明采出氣中重組分越少，凝析油采收率越低。

圖5 衰竭開采實驗采出氣中甲烷含量變化

3 結 論

(1) 降壓速度相同時，縫洞在目的層上部時凝析油、天然氣采收率最大，在側部時次之，在下部時采收率最?。豢p洞位置相同時，降壓速度越快，凝析油、天然氣采收率越高?？p洞位置會影響凝析油在巖心中的剩余量，快速降壓會導致凝析油還未在巖心中析出便被采出。

(2) 衰竭實驗中氣油比開始逐漸減小的點即為露點壓力，氣油比最低段在最大反凝析壓力附近。碳酸鹽巖縫洞孔隙結構會導致凝析氣露點壓力發(fā)生變化，主要原因是重烴組分在孔隙介質(zhì)表面發(fā)生吸附與聚集，加劇反凝析進程造成凝析氣體系露點壓力上升。

(3) 采出氣中甲烷含量與凝析油采收率負相關，甲烷含量高則凝析油采收率低。