鄧興梁 郭平 蔣光跡

1.南京大學(xué)地球科學(xué)系 2.中國(guó)石油塔里木油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院3.“油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)

裂縫—孔洞型凝析氣藏不同開(kāi)發(fā)方式的長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)

鄧興梁1，2郭平3蔣光跡3

1.南京大學(xué)地球科學(xué)系 2.中國(guó)石油塔里木油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院3.“油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)

柴達(dá)木盆地塔中Ⅰ號(hào)氣田裂縫—孔洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層表現(xiàn)出“雙孔雙滲”特征，凝析油反蒸發(fā)機(jī)理不同于砂巖凝析氣藏，國(guó)內(nèi)外對(duì)如何提高裂縫—孔洞型凝析氣藏采收率的研究還比較少。為此，首先取得無(wú)裂縫的碳酸鹽巖巖心進(jìn)行孔隙度和滲透率測(cè)試（平均孔隙度6.5%，平均滲透率1 mD），然后進(jìn)行造縫（裂縫滲透率5～10 mD），并將巖心組合成長(zhǎng)巖心（105.8 cm），最后采用塔中Ⅰ號(hào)氣田凝析氣（凝析油含量533 g／m3）進(jìn)行了注氣、吞吐和脈沖注氣實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出提高凝析油采收率的開(kāi)發(fā)方式。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：露點(diǎn)壓力以上注氣凝析油采收率最高，其次是最大凝析油飽和度下注氣或脈沖注氣；與低滲透砂巖凝析氣藏不一樣，注氣吞吐提高凝析油采收率效果最差。該實(shí)驗(yàn)對(duì)裂縫—孔洞型儲(chǔ)層高含凝析油型的凝析氣藏的合理開(kāi)發(fā)提供了技術(shù)支撐。

柴達(dá)木盆地 塔中Ⅰ號(hào)氣田 碳酸鹽巖 儲(chǔ)集層 裂縫—孔洞型 長(zhǎng)巖心 凝析油氣田 采收率

柴達(dá)木盆地塔中Ⅰ號(hào)氣田是以碳酸鹽巖為儲(chǔ)層的凝析氣藏，凝析油含量在500 g／m3以上，裂縫—孔洞型是其重要類型的儲(chǔ)集空間。與砂巖凝析氣藏不同的是流體滲流更加復(fù)雜，采收率相對(duì)較低［1］，如何提高此類凝析氣藏凝析油采收率［2－4］已成為當(dāng)前要解決的重要問(wèn)題。

自凝析油的蒸發(fā)現(xiàn)象提出以來(lái)，已對(duì)影響蒸發(fā)的因素進(jìn)行了深入的研究［5］。反蒸發(fā)機(jī)理直接影響注氣效果，但主要是在均質(zhì)砂巖巖心中進(jìn)行，在低滲砂巖凝析氣藏中常用的干氣吞吐是否仍然適用于裂縫—孔洞型碳酸鹽巖凝析氣藏還未研究。筆者根據(jù)塔中Ⅰ號(hào)氣田儲(chǔ)層與流體進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)，在取得的基巖基礎(chǔ)上進(jìn)行造縫，組合形成裂縫—孔洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層長(zhǎng)巖心，開(kāi)展了凝析氣藏注氣、吞吐、脈沖注氣等不同開(kāi)發(fā)方式的物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，優(yōu)選出提高凝析油采收率的開(kāi)發(fā)方式，為提高凝析油采收率方式選擇提供技術(shù)支撐。

1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

1.1 長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置

長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)采用華寶HBCD－70高溫高壓長(zhǎng)巖心驅(qū)替裝置，整個(gè)裝置主要由注入泵系統(tǒng)、長(zhǎng)巖心夾持器、回壓調(diào)節(jié)器、控溫系統(tǒng)、配樣器、電子天平、密度計(jì)、氣量計(jì)和氣相色譜儀組成。最高工作壓力70 MPa，最高工作溫度180℃。

1.2 流體樣品準(zhǔn)備

地層流體以原始PVT報(bào)告為目標(biāo)，取實(shí)際流體并適當(dāng)加入液化氣配制而成，在地層溫度140.6℃下配制凝析油含量533 g／m3。該凝析氣藏流體的露點(diǎn)壓力為55.4 MPa，衰竭生產(chǎn)時(shí)的最大反凝析壓力為30.936 MPa，最大反凝析液量為23.231%。注入干氣（CH4）含量為94%。

地層水根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)分析資料在室內(nèi)自行配制。其總礦化度為137 900 mg／L，水型為CaCl2型。

1.3 巖心制作

取得現(xiàn)場(chǎng)沒(méi)有裂縫的碳酸鹽巖心，清洗烘干后進(jìn)行孔滲測(cè)試，并認(rèn)為此時(shí)的孔滲代表基巖的孔隙度和滲透率參數(shù)，實(shí)際測(cè)試平均孔隙度6.5%，平均滲透率1 mD，然后采用專門的造縫技術(shù)進(jìn)行造縫，并保證造縫后滲透率介于5～10 mD。按此方法進(jìn)行造縫20塊巖心，拼結(jié)后形成平均滲透率8.865 m D，平均孔隙度7.7%，總長(zhǎng)度為105.8 cm的長(zhǎng)巖心來(lái)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

2 實(shí)驗(yàn)步驟

本次長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)共5組，最大凝析油飽和度壓力及露點(diǎn)壓力以上直接注干氣2組，不同壓力下吞吐實(shí)驗(yàn)2組和脈沖注氣實(shí)驗(yàn)1組，實(shí)驗(yàn)溫度均為地層溫度（140.6℃）。實(shí)驗(yàn)方法如下：對(duì)巖心抽空，在低壓下飽和定量束縛水，用氣驅(qū)均勻，然后再用天然氣建立壓力到58 MPa，連通系統(tǒng)及回壓閥，保持流動(dòng)系統(tǒng)通暢；用配制好的凝析氣驅(qū)替天然氣，于長(zhǎng)巖心出口處測(cè)試氣油比，當(dāng)氣油比與進(jìn)口的配制流體一致時(shí)，完成原始狀態(tài)建立過(guò)程，然后進(jìn)行設(shè)計(jì)的5組實(shí)驗(yàn)。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1 注氣實(shí)驗(yàn)

開(kāi)展了2組不同壓力保持水平的注氣實(shí)驗(yàn)，實(shí)際上對(duì)應(yīng)了凝析油析出量多與少的情況，即注氣時(shí)機(jī)的影響；一組實(shí)驗(yàn)為地層壓力56 MPa，高于露點(diǎn)凝析油未析出；另一組為衰竭到最大凝析油飽和度的對(duì)應(yīng)壓力，即31 MPa。圖1為凝析油采收率的情況對(duì)比圖，圖2為氣油比的對(duì)比圖。

圖1 不同壓力點(diǎn)注氣凝析油采收率圖

圖2 不同壓力點(diǎn)注氣采出流體氣油比對(duì)比圖

從圖1和圖2可知：在兩種不同壓力保持情況下，注入量小于1 HCPV時(shí)氣油比變化不大，由于各自的氣油比相差較大，因而造成凝析油采收率相差較大，高于露點(diǎn)壓力注氣由于氣油比能保持原始的較低值，地層中沒(méi)有凝析油析出影響，因此凝析油采出程度大大提高，而對(duì)于處于最大凝析油飽和度情況下的凝析氣藏，雖然注氣前衰竭已采出部分凝析油，凝析油析出大部分處于低滲透的基巖中，有一定蒸發(fā)作用存在，導(dǎo)致突破后的氣油比較之高于露點(diǎn)壓力的氣油比要低一些，但到2 HCPV附近就更接近了，由于初期氣油比較高，使最大凝析油飽和度下注氣的凝析油采收率總體提高不大，說(shuō)明裂縫性儲(chǔ)層凝析氣藏在保持壓力高于露點(diǎn)壓力下注氣是更好的選擇。

3.2 注氣吞吐實(shí)驗(yàn)

注氣吞吐在低滲透砂巖凝析氣藏有較好的解堵效果，為了研究此技術(shù)在裂縫—孔洞型儲(chǔ)層中是否有優(yōu)勢(shì)，在衰竭到何時(shí)更好，筆者進(jìn)行了最大反凝析油飽和度對(duì)應(yīng)的壓力（psom）和廢棄壓力為10 MPa的注氣吞吐實(shí)驗(yàn)?；貕哼_(dá)到psom后，通過(guò)注入干氣壓力恢復(fù)到1.25 psom，然后進(jìn)行衰竭，當(dāng)衰竭壓力降到psom再注入氣體，如此共進(jìn)行3次，最后衰竭到大氣壓下。另一個(gè)實(shí)驗(yàn)是衰竭到廢棄壓力10 MPa后的吞吐，注入干氣使壓力恢復(fù)到15 MPa左右再進(jìn)行衰竭，如此共進(jìn)行3次。圖3和圖4分別是注氣吞吐實(shí)驗(yàn)的凝析油采收率和氣油比隨吞吐次數(shù)的變化關(guān)系。

圖3 注氣吞吐凝析油采收率對(duì)比圖

圖4 注氣吞吐采出流體氣油比對(duì)比圖

兩種實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明凝析油采收率均不高。前者吞吐3次后，凝析油采收率為17.60%，而后者吞吐3次可得凝析油采收率25.61%，這是由于壓力增加蒸發(fā)部分析出凝析油，但壓力下降后馬上又析出，沒(méi)有建立驅(qū)動(dòng)循環(huán)，因此采收率低，說(shuō)明采用單井吞吐效果不好。

3.3 脈沖注氣實(shí)驗(yàn)

由于不能建立驅(qū)動(dòng)體系，吞吐效果不好，因此進(jìn)行了脈沖注氣實(shí)驗(yàn)。首先，衰竭到psom后，以0.125 m L／min速度注入干氣，壓力恢復(fù)到1.25 psom，關(guān)閉注入系統(tǒng)，然后衰竭至回壓到psom后停止，測(cè)試不同壓力下的采收率；再進(jìn)行第2次干氣注入壓力恢復(fù)1.25 psom，再衰竭降到psom，如此循環(huán)進(jìn)行，最后衰竭到大氣壓下。

圖5為脈沖次數(shù)與凝析油采收度、氣油比的變化關(guān)系，在31 MPa開(kāi)始進(jìn)行脈沖注氣，雖然脈沖壓力波動(dòng)范圍都是25%，但由于建立了單向流動(dòng)通道，因此采收率相對(duì)較高，脈沖很多次后仍有一定油量采出，在進(jìn)行15次脈沖時(shí)，油采出程度51.23%，增加凝析油采收率37.62%。說(shuō)明在裂縫—孔洞型碳酸鹽儲(chǔ)層中，建立注采循環(huán)系統(tǒng)后，有壓力脈沖可使部分凝析油得到反蒸發(fā)，從而比最大凝析油飽和度下注氣凝析油采收率提高了4%左右。

圖5 脈沖次數(shù)與凝析油采收率、氣油比變化圖

3.4 長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比

長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)?zāi)鲇筒沙龀潭葘?duì)比情況見(jiàn)表1。

表1 長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)?zāi)鲇筒沙龀潭葘?duì)比表

長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，裂縫—孔洞型碳酸鹽巖凝析氣藏的單井吞吐不能有效提高凝析油采收率，對(duì)有兩口井以上的裂縫單元，應(yīng)考慮露點(diǎn)壓力以上直接注氣或最大凝析油飽和度下脈沖注氣方式來(lái)進(jìn)行開(kāi)發(fā)。露點(diǎn)壓力以上由于凝析油不析出，因此采收率最高。

4 結(jié)論與建議

1）裂縫—孔洞型碳酸鹽儲(chǔ)層注氣提高采收率首先應(yīng)考慮露點(diǎn)以上注氣，當(dāng)初期未能注氣而有大量凝析油析出時(shí)也應(yīng)當(dāng)盡早注氣，采氣量不夠時(shí)，可考慮脈沖注氣。最大凝析油飽和度下無(wú)論是直接注氣還是脈沖注氣均可較大幅度地提高凝析油采收率，說(shuō)明在此類儲(chǔ)層中注氣使反凝析油再蒸發(fā)效果較好。

2）注氣吞吐在低滲砂巖凝析氣藏中常作為一項(xiàng)增產(chǎn)技術(shù)，其主要功能用于近井地帶解堵，降低氣藏廢棄壓力，而對(duì)裂縫—孔洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層，有裂縫存在，近井地帶堵塞已經(jīng)不是主要問(wèn)題，因此注干氣吞吐效果不好，不宜采用。

3）裂縫—孔洞型儲(chǔ)層凝析氣藏注氣提高凝析油采收率現(xiàn)研究較少，建議開(kāi)展大量的實(shí)驗(yàn)加以完善。

［1］袁士義，葉繼根，孫志道，等.凝析氣藏高效開(kāi)發(fā)理論與實(shí)踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003.

［2］李士倫，郭平，王仲林，等.中低滲透油藏注氣提高采收率理論及應(yīng)用［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007.

［3］李士倫，潘毅，孫雷.提高凝析氣藏采收率的新思路［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（9）：1－5.

［4］湯勇，孫雷，杜志敏，等.注甲醇段塞解除凝析氣井近井帶堵塞實(shí)驗(yàn)［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（12）：89－91.

［5］SANGER P J，HAGOORT J.Recovery of gas－condensate by nitrogen injection compared with methane injection［J］.SPE Journal，1998，38（3）：26－33.

A long－core experimental study of different development schemes on fractured cavernous gas condensate reservoirs

Deng Xingliang1，2，Guo Ping3，Jiang Guangji3
（1.Department of Earth Sciences，Nanjing University，Nanjing，Jiangsu 210093，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Tarim Oilfield Company，PetroChina，Kurle，Xinjiang 841000，China；3.State Key Laboratory of Oil ＆Gas Reservoir Geology and Ex ploitation／／Southwest Petroleum U－niversity，Chengdu，Sichuan 610500，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 6，pp.60－62，6／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The fractured cavernous carbonate reservoirs in the Tazhong－I Gas Field，Tarim Basin，present the characteristics of dualporosity and dual－permeability，and the retrograde vaporization mechanism in this kind of reservoir is different from that in sand gas condensate reservoirs，and few studies have been found at home and abroad on how to improve the recovery of fractured cavernous gas condensate reservoirs.In this paper the porosity and permeability of the non－fractured carbonate cores were first measured（the average porosity was 6.5%and the average permeability was 1 mD），then fractures were generated in the cores（the fracture permeability was 5－10 mD）to be combined into a long core with the length of 105.8 cm.After that，the Tazhong－I condensate gas（the condensate oil content is 533 g／m3）was used to perform gas injection，huff and puff and pulsed gas injection to select the best development mode of improving the condensate oil recovery.Experimental results indicate that the best way is gas injection above the dew point，the second is gas injection under the largest condensate oil saturation or pulsed gas injection.Unlike low permeability sand gas condensate reservoirs，huff and puff performs the worst in improving the condensate recovery.The results of this experimental study provide great guidance for the development of fractured cavernous carbonate gas condensate reservoirs with rich condensate oil.

Tarim Basin，fractured cavernous，carbonate stone，long core，evaporation，recovery

國(guó)家科技重大專項(xiàng)項(xiàng)目“塔里木盆地大型碳酸鹽巖油氣田勘探開(kāi)發(fā)示范工程”（編號(hào)：2008ZX05049）。

鄧興梁，1969年生，博士研究生；主要從事碳酸鹽巖油氣開(kāi)發(fā)研究與管理工作。地址：（841000）新疆維吾爾自治區(qū)庫(kù)爾勒市123號(hào)信箱。電話：（0996）2172487。E－mail：dxl－tlm＠petrochina.com.cn

鄧興梁等.裂縫—孔洞型凝析氣藏不同開(kāi)發(fā)方式的長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn).天然氣工業(yè)，2011，31（6）：60－62.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.012

2011－02－16 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.06.012

Deng Xingliang，born in 1969，graduated in petroleum geology from Huadong Petroleum Institute in 1992.He is mainly engaged in research and management of the development of carbonate oil and gas reservoirs.

Add：Kurle，Xinjiang 841000，P.R.China

Tel：＋86－996－2172 487 E－mail：dxl－tlm＠petrochina.com.cn