賈虎，吳曉虎

（油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 西南石油大學(xué)，成都 610500）

考慮相態(tài)變化的凝析氣藏壓井液漏失機(jī)理與產(chǎn)能恢復(fù)

賈虎，吳曉虎

（油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 西南石油大學(xué)，成都 610500）

以某凝析氣井為例，結(jié)合油氣藏工程和油氣相態(tài)理論，根據(jù)凝析氣藏特征建立了單井?dāng)?shù)值模型，考慮了巖石的毛管壓力及毛管滯后現(xiàn)象，研究不同正壓差下壓井液漏失機(jī)理及其對(duì)產(chǎn)能恢復(fù)的影響。研究結(jié)果表明：當(dāng)近井地帶壓力增加到凝析油氣的臨界壓力時(shí)，油、氣、水三相流過渡為油、水兩相流，氣鎖效應(yīng)降低，水相相對(duì)滲透率增加，表現(xiàn)為壓井液漏失速率大幅增加；壓井液漏失量的增加會(huì)影響近井地帶凝析油氣的相態(tài)及儲(chǔ)集空間流體分布，從而導(dǎo)致壓井液惡性漏失。漏失量越大，再次開井生產(chǎn)時(shí)，壓井液返排時(shí)間越長(zhǎng)，返排率越低，凝析油、氣恢復(fù)穩(wěn)產(chǎn)所需時(shí)間越長(zhǎng)。修井過程采取使用防漏型儲(chǔ)集層保護(hù)液或降低液柱正壓差（低密度壓井液）的方法可有效避免惡性漏失，保障修井后的產(chǎn)能。圖9表5參22

凝析氣藏；相態(tài)變化；壓井液；數(shù)值模擬；漏失機(jī)理；產(chǎn)能恢復(fù)

0 引言

凝析氣在世界油氣資源中占據(jù)較大比例，但其自身復(fù)雜的物理化學(xué)性質(zhì)使凝析氣藏開發(fā)存在一定的難度[1-3]。凝析氣藏一般采用衰竭式開發(fā)，當(dāng)近井地帶壓力降低到凝析油氣露點(diǎn)壓力，井底附近將會(huì)有凝析液產(chǎn)生，形成液鎖損害，降低氣相相對(duì)滲透率，影響凝析油氣采收率[4-7]。對(duì)于開發(fā)中后期的凝析氣藏，修井作業(yè)頻繁，低壓凝析氣藏修井過程中壓井液很容易出現(xiàn)漏失，在毛管壓力的作用下滯留在近井地帶，造成液鎖損害。為減輕壓井液漏失造成的地層污染，國(guó)內(nèi)外近些年對(duì)低壓地層修井作業(yè)的儲(chǔ)集層保護(hù)技術(shù)進(jìn)行了攻關(guān)研究，研發(fā)了系列儲(chǔ)集層保護(hù)液體系：針對(duì)新疆雅克拉-大撈壩凝析氣藏高溫高壓特征，使用了TB-O型低傷害壓井液，解決了修井液漏失、地層污染的問題[8]；針對(duì)低壓、多壓力層系修井難題，研制出固化水壓井液，克服了低壓層系的修井井漏問題，最大限度地保護(hù)了油氣層[9]；針對(duì)長(zhǎng)慶老井儲(chǔ)氣庫(kù)低壓力高含水特性，采用低傷害暫堵壓井液體系，有效封隔了水層[10]；MacPhail等研制了微泡沫流體體系，修井結(jié)束后，油氣流動(dòng)能力能很快恢復(fù)[11]；Vasquez等研制的新型無(wú)固相降濾失型壓井液，可有效降低低壓地層修井液漏失[12]。但因這些技術(shù)的應(yīng)用成本較高或存在無(wú)法解堵的風(fēng)險(xiǎn)，在實(shí)際生產(chǎn)中，一般多采用廉價(jià)的油田水或消防水作為壓井液。

低壓凝析氣藏修井漏失過程會(huì)提高近井地帶壓力，影響油氣相態(tài)，致使油、氣、水的飽和度和滲流規(guī)律發(fā)生變化，從而又會(huì)加劇壓井液的漏失，最終減弱油氣復(fù)產(chǎn)效果。本文以某凝析氣井為研究對(duì)象，采用數(shù)值模擬方法研究低壓凝析氣藏修井過程中壓井液漏失機(jī)理，預(yù)測(cè)壓井液漏失后油氣產(chǎn)能恢復(fù)規(guī)律，旨在為生產(chǎn)實(shí)踐提供理論支撐。

1 凝析氣井單井?dāng)?shù)值模型的建立

1.1 模型網(wǎng)格設(shè)置

以某凝析氣井為原型建立地質(zhì)模型，該凝析氣藏初始地層壓力為48 MPa，溫度為136.5 ℃，臨界壓力為51.5 MPa，該井的試井探測(cè)半徑約為300 m，采用CMG-GEM 組分模型進(jìn)行計(jì)算。根據(jù)凝析氣藏的地質(zhì)數(shù)據(jù)和測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，建立21×21×16的網(wǎng)格，為能夠更好地觀察近井地帶壓力、飽和度的變化，平面上采取對(duì)數(shù)網(wǎng)格加密設(shè)置。垂直方向根據(jù)地質(zhì)層位和射孔情況進(jìn)行非均勻設(shè)置，其中對(duì)射孔產(chǎn)層進(jìn)行了局部加密處理。網(wǎng)格頂端深度為4 963.5 m，網(wǎng)格底部深度為5 163.0 m，垂向控制高度為199.5 m。該凝析氣藏的基質(zhì)孔隙度為18%，滲透率為 50×10-3μm2，巖石的壓縮系數(shù)為 5×10-6kPa-1，凝析油相對(duì)密度為 0.805，凝析氣相對(duì)密度為0.661，初始含水飽和度為 43.2%。在網(wǎng)格中心同一射孔段設(shè)置1口生產(chǎn)井并虛擬1口注水井，生產(chǎn)井用于模擬油氣生產(chǎn)情況。為了簡(jiǎn)化模型，Bahrami等[13-15]在研究致密砂巖氣藏鉆井液濾失過程時(shí)將鉆井液的濾失量等效為正壓差下的注水量，本文使用同樣的方法對(duì)壓井液漏失進(jìn)行模擬計(jì)算。

1.2 相滲曲線與毛管壓力計(jì)算模型

在數(shù)值模擬過程中，油、氣、水的相滲曲線影響擬合效果與模型預(yù)測(cè)的可靠性，采用Larsen等[16]推導(dǎo)的模型進(jìn)行計(jì)算。計(jì)算的主要方程（以氣相為例）如下：

其中，（1）式表示自由氣飽和度計(jì)算公式，（2）式表示液相驅(qū)替氣相曲線，（3）式表示氣相吸入曲線，（4）式表示氣水毛管壓力曲線，在計(jì)算機(jī)模擬中采用迭代的方式進(jìn)行運(yùn)算。水相和油相的相滲曲線及其毛管壓力采用文獻(xiàn)[16]的其他相關(guān)公式進(jìn)行計(jì)算，油水相對(duì)滲透率數(shù)據(jù)和氣液相對(duì)滲透率數(shù)據(jù)初值設(shè)置分別如表1和表2所示。

表1 油水相對(duì)滲透率數(shù)據(jù)表

表2 氣液相對(duì)滲透率數(shù)據(jù)表

1.3 相態(tài)平衡計(jì)算模型

相態(tài)擬合在數(shù)值模擬中至關(guān)重要，在計(jì)算時(shí)采用PR（Peng-Robinson）狀態(tài)方程[17]：

通過該方程可以計(jì)算凝析氣各組分的熱力學(xué)參數(shù)，同時(shí)也可對(duì)凝析氣擬組分進(jìn)行劃分。

2 凝析組分相態(tài)擬合

利用 CMG軟件中的WinProp模塊進(jìn)行擬組分劃分，相態(tài)平衡采用PR狀態(tài)方程進(jìn)行計(jì)算。軟件對(duì)凝析氣組分的飽和壓力、油罐油密度、液體的體積分?jǐn)?shù)、氣體的體積分?jǐn)?shù)、氣油比、凝析氣藏流體在不同壓力下的相對(duì)體積（氣液兩相的總體積與飽和壓力下液相體積的比值）以及恒質(zhì)量膨脹實(shí)驗(yàn)（CCE）含液量數(shù)據(jù)進(jìn)行了回歸擬合，從而可確定各擬組分的摩爾分?jǐn)?shù)。凝析組分實(shí)驗(yàn)參數(shù)實(shí)驗(yàn)值與擬合值如表3所示。

表3 凝析組分實(shí)驗(yàn)基本參數(shù)及其擬合值

凝析氣藏流體在不同壓力下的相對(duì)體積以及恒質(zhì)量膨脹實(shí)驗(yàn)含液量數(shù)據(jù)擬合曲線如圖1所示。

以上擬合結(jié)果表明，擬合相對(duì)誤差在可接受的范圍，組分劈分計(jì)算滿足精度要求，擬組分回歸結(jié)果可用于凝析氣藏開發(fā)數(shù)值模擬。經(jīng)回歸分析后的擬組分及其熱力學(xué)參數(shù)如表4所示。

3 凝析氣井生產(chǎn)歷史擬合

為提高油氣藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果的準(zhǔn)確度，需對(duì)油氣藏的不確定參數(shù)在合理范圍內(nèi)進(jìn)行調(diào)整，以更好地?cái)M合生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)[18]。利用某凝析氣井從2005年8月至2016年8月的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采用CMG軟件中的GEM模塊對(duì)凝析氣井進(jìn)行了生產(chǎn)歷史擬合，產(chǎn)量和地層平均壓力歷史擬合結(jié)果如圖2所示。

由圖 2可看出，油、氣產(chǎn)量和地層壓力計(jì)算結(jié)果與實(shí)際數(shù)據(jù)擬合程度較好，表明參數(shù)設(shè)置合理，校正后的模型可用于后續(xù)壓井液漏失機(jī)理與產(chǎn)能恢復(fù)規(guī)律研究。

圖1 凝析氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合

表4 凝析組分的劈分及其熱力學(xué)參數(shù)

4 模擬結(jié)果與分析

4.1 液柱正壓差對(duì)壓井液漏失量的影響

該凝析氣藏已經(jīng)處于生產(chǎn)開發(fā)的中后期，目前地層壓力系數(shù)已降到 0.88，因此采用油田消防水（密度為1.03 g/cm3）進(jìn)行壓井作業(yè)必定會(huì)產(chǎn)生過高的液柱正壓差，造成壓井液漏失，對(duì)生產(chǎn)井近井地帶造成損害，影響產(chǎn)能恢復(fù)。計(jì)算可得，消防水在4 965 m處產(chǎn)生的液柱壓力為50 MPa。模擬結(jié)果表明2016年8月地層壓力為43.5 MPa，則在此階段修井產(chǎn)生的凈液柱正壓差為6.5 MPa。

圖2 生產(chǎn)歷史擬合曲線

從施工安全和產(chǎn)能恢復(fù)的角度考慮，需對(duì)比研究不同液柱正壓差下的漏失量與產(chǎn)能恢復(fù)情況。模擬時(shí)將靜液柱壓力分別設(shè)置為46、48、50、52、54、56和58 MPa，產(chǎn)生的液柱正壓差分別對(duì)應(yīng)為2.5、4.5、6.5、8.5、10.5、12.5和14.5 MPa。壓井液漏失時(shí)間設(shè)置為3 d，壓井液的漏失等效為注水井注水。重新開井生產(chǎn)之后，將油氣井的工作制度設(shè)置為定液量生產(chǎn)，日產(chǎn)液量設(shè)置為20 m3。為研究壓井液的漏失規(guī)律，對(duì)壓井液在不同液柱正壓差下的漏失速率及漏失量進(jìn)行分析。不同液柱正壓差下壓井液漏失速率隨時(shí)間的變化如圖 3所示，壓井液累計(jì)漏失量與壓井液液柱正壓差的關(guān)系如圖4所示。

由圖3可知，當(dāng)液柱正壓差小于等于10.5 MPa時(shí)，壓井液的漏失速率相對(duì)平穩(wěn)，但液柱正壓差為 12.5 MPa和14.5 MPa時(shí)，漏失速率快速增加，且正壓差越大，漏失速率增幅越明顯，達(dá)到漏失速率明顯增加的拐點(diǎn)所需時(shí)間越短。圖4表明當(dāng)液柱正壓差大于 10.5 MPa時(shí)，隨著液柱正壓差的增加，壓井液累計(jì)漏失量增幅更明顯，液柱正壓差不再與漏失速率成正比關(guān)系，不再滿足達(dá)西線性滲流規(guī)律。為探究壓井液液柱正壓差較高時(shí)的異常漏失現(xiàn)象，對(duì)漏失后近井地帶地層壓力及油、氣、水飽和度變化進(jìn)行分析，結(jié)果如圖 5和圖6所示。

腦梗死是一種受遺傳因素和環(huán)境因素共同影響的具有高發(fā)病率、高致殘率、高醫(yī)療費(fèi)的常見老年病之一。人類一些基因多態(tài)性與腦梗死的遺傳易感性相關(guān)[1-4]。已有研究顯示花生四烯酸細(xì)胞色素P450(cytochrome P450 proteins，CYP)代謝基因如EPHX2 G806A可能與腦梗死的發(fā)生相關(guān)[2]，而關(guān)于另一重要參與花生四烯酸代謝的CYP2C19基因與腦梗死研究較少。本研究采用基因芯片技術(shù)對(duì)本院收集的老年人 CYP2C19 基因rs4244285、rs4986893兩個(gè)單核苷酸多態(tài)位點(diǎn)進(jìn)行基因分型，以探討CYP2C19基因多態(tài)性與老年人腦梗死的相關(guān)性，并為臨床提供個(gè)體化用藥。

圖3 液柱正壓差對(duì)漏失速率的影響

圖4 累計(jì)漏失量與液柱正壓差的關(guān)系

由圖 5分析得知，隨著液柱正壓差的增加，近井地帶壓力升高，壓力傳播距離變大，當(dāng)液柱正壓差大于10.5 MPa后，井底附近壓力已經(jīng)接近油氣的臨界壓力。由圖 6可知，隨著液柱正壓差的增加，近井地帶的含水飽和度快速上升，油、氣飽和度逐漸降低。在壓井液液柱正壓差較大時(shí)，當(dāng)近井區(qū)流體壓力達(dá)到臨界點(diǎn)，氣相組分會(huì)不斷溶入液相中，使得氣相體積和近井流體的總體積大幅度縮小，為壓井液進(jìn)入地層提供了充分的空間；這個(gè)過程中，近井區(qū)的地層壓力上升比較緩慢，長(zhǎng)時(shí)間保持與井筒之間的壓差，為漏失提供了充足的動(dòng)力，導(dǎo)致漏失速率和累計(jì)漏失量均較大。當(dāng)液柱正壓差較小時(shí)，氣藏內(nèi)氣相不會(huì)完全溶入液相，主要表現(xiàn)為氣相的壓縮作用，因而壓力快速上升，并很快與井筒壓力達(dá)到動(dòng)態(tài)平衡，漏失速率快速降低并趨于穩(wěn)定，所以漏失量較小。在液柱正壓差增幅相同的條件下，前一種情況油藏內(nèi)氣相體積的減小量遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于后者，漏失量也明顯大于后者。同時(shí)在近井地帶的壓力大于臨界壓力之后，近井地帶流體由油、氣、水三相流逐漸過渡為油水兩相流，氣鎖效應(yīng)降低，水相流動(dòng)阻力減弱，促使水相相對(duì)滲透率迅速增加。此外，壓井液在漏失的過程中，會(huì)向阻力最小的方向流動(dòng)。漏失量增大時(shí)，對(duì)其周圍凝析氣產(chǎn)生的壓力也增大，氣相溶解到油相的速度相應(yīng)加快，水相短時(shí)間內(nèi)占據(jù)氣相空間，近井周圍的儲(chǔ)集空間流體分布發(fā)生變化，直至動(dòng)態(tài)平衡。因此，凝析油氣相態(tài)變化以及儲(chǔ)集空間流體的重新分布與壓井液大幅增加的漏失速率彼此相互影響，從而導(dǎo)致壓井液惡性漏失現(xiàn)象。

圖5 不同液柱正壓差下近井地帶地層壓力分布

圖6 不同液柱正壓差下近井地帶油、氣、水三相飽和度變化

4.2 壓井液漏失對(duì)近井地帶儲(chǔ)集層的影響

4.2.1 近井地帶含水飽和度變化

為評(píng)估壓井液在不同液柱正壓差下的漏失程度，對(duì)不同液柱正壓差下近井地帶含水飽和度變化與壓井液的漏失半徑進(jìn)行分析，如圖7所示。

其中，在液柱正壓差為2.5、4.5、6.5、8.5、10.5、12.5和 14.5 MPa下對(duì)應(yīng)的壓井液漏失半徑分別為13.0、15.5、19.0、22.0、23.0、30.0和 34.5 m。結(jié)果表明，隨著壓井液液柱正壓差的增加，近井地帶含水飽和度逐漸升高，壓井液漏失半徑增大，波及區(qū)域變廣，表明在較高液柱正壓差下壓井液更容易侵入地層。在大港油田老油區(qū)作業(yè)過程中，工作液嚴(yán)重漏失，造成作業(yè)井明顯減產(chǎn)甚至停產(chǎn)，導(dǎo)致作業(yè)失敗[19]；同樣，在塔河油田雅克拉白堊系氣藏的修井過程中，修井液的大量漏失，造成巖性圈閉的嚴(yán)重?fù)p害，導(dǎo)致自噴井減產(chǎn)甚至停噴[8]。模擬結(jié)果及現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)結(jié)果均表明，壓井液漏失量越多，近井地帶地層損害越嚴(yán)重。

圖7 不同正壓差下近井地帶含水飽和度變化

4.2.2 壓井液返排情況

壓井液返排率是評(píng)價(jià)儲(chǔ)集層損害程度的重要指標(biāo)，一般要求修井后漏失的壓井液能盡快返排而確?；謴?fù)產(chǎn)能。本次模擬以30 d生產(chǎn)時(shí)間作為參考，對(duì)壓井液的返排量進(jìn)行分析。

根據(jù)不同液柱正壓差下壓井液漏失后重新開井生產(chǎn)的累計(jì)產(chǎn)水量計(jì)算，得到對(duì)應(yīng)的返排情況如表 5所示。將正壓差為零作為對(duì)照（不修井正常生產(chǎn)），不同液柱正壓差下修井后投產(chǎn)的累計(jì)產(chǎn)水量與不修井正常生產(chǎn)時(shí)累計(jì)產(chǎn)水量的差值近似為壓井液的返排量，壓井液累計(jì)漏失量在前文中已計(jì)算，定義壓井液返排量與累計(jì)漏失量的比值為壓井液的返排率。

表5 壓井液的返排率

由以上結(jié)果可知，隨著液柱正壓差的增加，累計(jì)產(chǎn)水量逐漸上升，但返排率隨之降低。表明在毛管壓力及毛管滯后作用下，壓井液漏失量越多，越不容易高效、徹底返排，給產(chǎn)能恢復(fù)帶來(lái)負(fù)面影響，這種現(xiàn)象在低滲氣藏—致密氣中更加明顯。

4.3 壓井液漏失對(duì)產(chǎn)能恢復(fù)的影響

修井后，對(duì)不同壓井液液柱正壓差下的產(chǎn)能恢復(fù)進(jìn)行為期 1年的預(yù)測(cè)，以研究低壓凝析氣藏壓井液漏失對(duì)油氣產(chǎn)能恢復(fù)的影響。圖8和圖9分別表示不同液柱正壓差下壓井液漏失后油氣井的產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量隨時(shí)間的變化。

圖8 不同液柱正壓差下壓井液漏失后產(chǎn)油量隨時(shí)間的變化

圖9 不同液柱正壓差下壓井液漏失后產(chǎn)氣量隨時(shí)間的變化

模擬結(jié)果表明，重新投產(chǎn)前期的油、氣產(chǎn)量隨著壓井液液柱正壓差的增加而降低，后期逐漸趨于穩(wěn)定。由于較高液柱正壓差導(dǎo)致大量壓井液的漏失，前期產(chǎn)水量過多，影響了油氣生產(chǎn)，恢復(fù)穩(wěn)產(chǎn)所需時(shí)間也就更長(zhǎng)。當(dāng)壓井液在正壓差分別為2.5、4.5、6.5、8.5、10.5、12.5和14.5 MPa的情況下作業(yè)漏失后，油、氣產(chǎn)量恢復(fù)穩(wěn)產(chǎn)所需時(shí)間分別為35、49、74、80、115、154和273 d，漏失量越大，近井地帶因水鎖效應(yīng)及毛管滯后現(xiàn)象制約產(chǎn)能越難恢復(fù)。采用低密度儲(chǔ)集層保護(hù)液可降低壓井液液柱正壓差，有效降低壓井液的漏失量；重新投產(chǎn)后，產(chǎn)水量降低，可有效縮短油氣產(chǎn)量恢復(fù)時(shí)間，從而提高油氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益[20-22]。

5 結(jié)論與建議

當(dāng)近井地帶的壓力超過臨界值后，漏失量快速增加，不再滿足達(dá)西線性滲流規(guī)律，其原因在于液柱正壓差過大使生產(chǎn)井附近壓力達(dá)到凝析油氣的臨界壓力，改變了凝析油氣相態(tài)以及儲(chǔ)集空間流體分布，導(dǎo)致壓井液漏失速率大幅增加；而壓井液漏失量的增加會(huì)影響近井地帶凝析油氣的相態(tài)及儲(chǔ)集空間流體分布，從而導(dǎo)致壓井液惡性漏失現(xiàn)象。

隨著壓井液液柱正壓差的增加，漏失量增大，造成漏失半徑擴(kuò)大，近井地帶液鎖損害更為嚴(yán)重，在毛管壓力及毛管滯后的影響下，壓井液返排時(shí)間增加，返排率降低，油、氣恢復(fù)穩(wěn)產(chǎn)所需時(shí)間增長(zhǎng)。

低壓凝析氣藏壓井作業(yè)時(shí)，需結(jié)合油氣藏工程和油氣相態(tài)理論研究井漏問題，為避免壓井液惡性漏失，可采取使用防漏型儲(chǔ)集層保護(hù)液或降低液柱正壓差（低密度壓井液）的方法進(jìn)行控制，最大程度地保護(hù)儲(chǔ)集層。

符號(hào)注釋：

a，b——常數(shù)；C——Land常數(shù)，無(wú)因次；Krg——?dú)庀嘞鄬?duì)滲透率，無(wú)因次；Krg,drain——水驅(qū)氣時(shí)對(duì)應(yīng)的氣相相對(duì)滲透率，無(wú)因次；Krg,imb——?dú)怛?qū)水時(shí)對(duì)應(yīng)的氣相相對(duì)滲透率，無(wú)因次；Krg,input——?dú)庀嘞鄬?duì)滲透率輸入值，無(wú)因次；Krog——?dú)庖簝上嘀械挠拖嘞鄬?duì)滲透率，無(wú)因次；Krow——油水兩相中的油相相對(duì)滲透率，無(wú)因次；Krw——水相相對(duì)滲透率，無(wú)因次；p——凝析氣壓力，Pa；pcgw——?dú)馑軌毫?，MPa；pcog——油氣毛管壓力，kPa；pcogi——油氣毛管滯后壓力，kPa；pcow——油水毛管壓力，kPa；pcowi——油水毛管滯后壓力，kPa；R——理想氣體常數(shù)，8.314 J/（mol·K）；Sg——含氣飽和度，%；Sgf——自由氣飽和度，%；Sgf,trans——自由氣飽和度轉(zhuǎn)化值，%；Sgr——束縛氣飽和度，%；Sl——含液飽和度，%；So——含油飽和度，%；Sw——含水飽和度，%；Swi——束縛水飽和度，%；Sw,start——最大毛管壓力對(duì)應(yīng)的含氣飽和度，%；T——凝析氣溫度，K；V——凝析氣摩爾體積，m3/mol；α——遞減指數(shù)；Δp——壓井液液柱正壓差，MPa。

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（編輯 劉戀）

Killing fluid loss mechanism and productivity recovery in a gas condensate reservoir considering the phase behavior change

JIA Hu, WU Xiaohu
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

A single well numerical model considering rock capillary pressure and hysteresis was built to study killing fluid loss mechanism and its influence on productivity recovery under different positive pressure differentials based on the gas reservoir characteristics of the gas condensate well by combining the reservoir engineering and oil and gas phase behavior theory. The results show that when reservoir pressure of near wellbore zone increases to the critical pressure of condensate oil, the three-phase (oil, gas, water)flow will change to two-phase (oil, water) flow, the gas block effect will weaken, and water-phase relative permeability will increase,which can be manifested as sharp increase of killing fluid loss rate; and the rising fluid loss into the reservoir can affect the phase of condensate oil and gas and fluid distribution in the storage space near wellbore, and consequently lead to abnormal killing fluid loss. The larger the fluid loss volume, the longer the time is needed to flow back the killing fluid after going into operation again and the lower the fluid flow back efficiency, and the longer the time need to recover stable production of condensate oil and gas will be. Using fluid loss control solution or lowering liquid-column positive pressure differential (by using low-density killing fluid) can effectively avoid abnormal fluid loss during overbalanced well workover and guarantee productivity recovery after well workover.

gas condensate reservoir; phase behavior change; killing fluid; numerical simulation; loss mechanism; productivity recovery

國(guó)家科技重大專項(xiàng)（2016ZX05027003-007）

TE372

A

1000-0747(2017)04-0622-08

10.11698/PED.2017.04.16

賈虎, 吳曉虎. 考慮相態(tài)變化的凝析氣藏壓井液漏失機(jī)理與產(chǎn)能恢復(fù)[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017, 44(4)： 622-629.

JIA Hu, WU Xiaohu. Killing fluid loss mechanism and productivity recovery in a gas condensate reservoir considering the phase behavior change[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 622-629.

賈虎（1983-），男，湖北武漢人，博士，西南石油大學(xué)副教授，主要從事提高油氣采收率、油田化學(xué)、復(fù)雜油氣藏儲(chǔ)集層保護(hù)方面的教學(xué)與科研工作。地址：四川省成都市新都區(qū)西南石油大學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，郵政編碼：610500。E-mail：tiger-jia@163.com；jiahuswpu@swpu.edu.cn

2016-10-22

2017-05-20