张 露 韩 东 税蕾蕾 唐 磊 杨发荣 李宝刚 郑祖号 张旭东

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

中国陆上凝析气藏分布广泛、储量丰富。近年来在近海陆续发现了渤海锦州、东海平洲及南海西部等多个凝析气田。渤海油气田的潜山凝析气田，地层流体普遍具有近临界态、高含凝析油、地露压差小等特点，属特殊凝析气藏，开发难度很大。

目前可供参考的海上特殊凝析气藏通过注气方式得到高效开发的实例较少，近些年国内外学者针对凝析气藏的开发开展了多项技术攻关及实验研究，2011年UKNS凝析气藏进行注CO2提高地层剩余油采收率室内实验，通过一维长细管预测了最小混相压力，结果显示能够将采收率提高10百分点［1］；
针对文留区块、福山、东河塘等油田，一些学者相继开展了凝析气藏相态及注气配伍性研究［2⁃5］，结果表明，天然气的注入能够在一定程度上很好地改善地层剩余油的高压物性，同时还具有很好的增容膨胀效果。目前国内外对于凝析气藏注气提高采收率的研究已具备了一定的技术支撑，但是主要以注CO2、N2和干气等为主［6］，对于注伴生气［7⁃8］，特别是注含CO2的天然气来提高凝析气藏采收率的情况并不多见，由于海上流体具有成藏特殊、平台空间有限、流体及储层物性特征复杂等特点，如何高效开发海上凝析气藏对于四大海域来说都很重要［9］，因此伴生气回注能否实践开展一直备受关注。

本文以海上特殊凝析气藏地层流体相态为研究基础，通过全过程压降进行可视化相态特征分析，总结海上特殊凝析气藏与常规凝析气藏在压降过程中现象的不同，进一步在PVT釜中利用压降形成从上至下的凝析气体系—混合油气体系—剩余油体系［10］，在室内模拟开展不同油气体系注伴生气混相机理研究，进一步明确渤海深层凝析气藏流体相态特征及注伴生气混相机理，为中后期气藏的开发提供注气提高采收率的技术储备［11］。

A井原始地层温度为170.1 ℃，地层压力为50.57 MPa，单次闪蒸气油比931.802 4 m3/m3，温压系统偏高，分别对原始地层条件以及衰竭开采后目前地层条件下各流体进行PVT高压物性特征分析［12］，模拟衰竭开采至地层压力20 MPa。

1.1 原始地层流体高压物性测试

A井原始地层流体井流物组成如表1所示，C1+N2摩尔分数为70.707%；
C2―C6+CO2摩尔分数为21.252%；
C7+摩尔分数为8.041%，与国内其他油田凝析气藏井流物组成相比，A井地层流体属于中高含甲烷、中含中间烃、中低含重质烃的凝析气体系。

表1 A井原始井流物组成Table 1 Composition of original well fluid in Well A

图1（a）为原始地层流体的p⁃T相图，临界温度48.985 ℃，临界压力41.627 MPa，饱和压力46.270 MPa；
恒质膨胀实验测试结果显示：在露点压力点附近，随着压力的降低发生乳光效应，当压力降至40 MPa附近时发生轻烃抽提分层现象，压力降至6 MPa体积膨胀5.82倍，图1（b）为恒质膨胀过程中流体相态变化图像，同样的轻烃抽提分层现象发生在定容衰竭实验过程中。

图1 原始地层流体相态特征Fig. 1 Phase characteristics of original formation fluid

定容衰竭实验测试结果显示，当压力降低至20 MPa时，反凝析达到最大程度，饱和度为22.005%。

从定容衰竭过程井流物中重质组分累计采出量变化及反凝析液相相对体积与无因次压力关系对比情况来看（图2（a）、（b）），A井地层静态反凝析损失属于中偏高程度，早期应该合理控制采气速度进行保压开采，最大限度提高凝析油的采收率，并加强生产动态监测，严防边底水过早侵入气藏导致气藏开发过程的复杂化［13］。

图2 定容衰竭实验测试结果Fig. 2 CVD test results

1.2 衰竭开采后地层流体相态特征

模拟预测从前期衰竭开采至地层压力为20 MPa的地层流体相态，此时地层流体不再处于单相凝析气体系，而是以带气顶的挥发油形式存在于地层，油气处于两相平衡状态，中间存在轻烃凝析油体系过渡带［14］，地层各流体组成见表2。

表2 A井衰竭开采后井流物组成Table 2 Composition of well fluid in Well A after depletion development

从顶部凝析气体系与底部凝析油体系p⁃T叠加相图中可以看出（图3（a）），顶部凝析气体系和底部凝析油体系相交于同一点，即此时顶部凝析气体系与底部凝析油体系处于油气平衡状态，顶部凝析气体系的露点压力与底部凝析油体系的泡点压力相等，且均等于地层压力［15］。从中部轻烃凝析油体系的p⁃T相图可以看出（图3（b）），如果把3个流体体系p⁃T相图叠加亦会相交于同一点。

图3 衰竭开采后地层流体相态特征Fig. 3 Phase characteristics of formation fluid after depletion development

A井的伴生气组分及含量如表3所示。其中，C1+N2的摩尔分数为80.437%；
C2—C6+CO2的摩尔分数为19.549%；
C7+的摩尔分数为0.014%，属于高含甲烷、中低含中间烃、微含重质烃的气相组成［1］。

表3 A井伴生气组分及含量Table 3 Composition and content of associated gas in Well A

2.1 伴生气－顶部凝析气体系

顶部凝析气体系的气油比为4 097.360 6 m3/m3，脱气油密度为0.797 6 g/cm3，模拟顶部注气，将A井产出的伴生气回注至顶部凝析气体系中，评价伴生气与顶部凝析气体系之间的配伍性。表4给出了饱和压力随注气量的变化情况，随着注气量的增加，饱和压力（露点压力）逐渐减小，有效降低了地层发生压降即产生反凝析损失的程度［16］。

表4 顶部凝析气体系注伴生气饱和压力Table 4 Saturation pressure of associated gas injection in top condensate gas system

从顶部凝析气体系注气p⁃T相图来看（图4（a）），随着注气量的增加，平衡体系的流体包络线逐渐收缩，两相区变小，液相体积减小。从该体系注气液量收缩曲线可以看出（图4（b）），随着注气量的增加，体系中的液相体积分数明显下降，这也是凝析气体系注气减小反凝析伤害的机理体现。由于顶部凝析气体系气油比偏高，反凝析程度不大，对比顶部凝析气体系注气液量收缩变化曲线，降低反凝析液量<1%，注气在整体减小反凝析伤害上效果并不明显，但减小程度明显［17］。

图4 顶部凝析气体系注气相态特征Fig. 4 Phase characteristics of gas injection in top condensate gas system

2.2 伴生气－中部轻烃凝析油体系

中部轻烃凝析油体系处于过渡带位置，流体组成呈现重于顶部凝析气体系而轻于底部凝析油体系的特点，脱气油密度0.801 0 g/cm3，体系气油比

187.980 5 m3/m3。

从中部轻烃凝析油体系注气饱和压力变化情况可以看出（图5（a）），随着注气量的增加，中部轻烃凝析油体系饱和压力明显增加，当注气摩尔分数达到70%时，增加幅度放缓，实际上当注入量进一步增加，饱和压力会发生下降，这是因为体系进一步注气后发生相态反转导致的，这一点在注气p⁃T相图上体现为体系的包络线随注入量的增加逐渐向左上方偏移，两相区由窄长型变为宽短型（图5（b）），一方面是由于体系注气后增容膨胀，另一方面体现在混相之后，流体体系高压物性向有利于开采的方向变化。

图5 中部轻烃凝析油体系注气相态特征Fig. 5 Phase characteristics of gas injection in middle light hydrocarbon condensate oil system

图6（a）、（b）分别给出了一次接触混相压力和多次接触混相压力的预测情况［18］。在不考虑孔隙介质，从流体相态的角度通过模拟计算得到中部轻烃凝析油体系与注入伴生气的一次接触混相压力为27.23 MPa，多次接触混相压力为26.80 MPa，且呈现出典型的向后接触凝析气驱混相机理，混相压力低、效果好；
注入伴生气在补充地层能量的同时能够很好地与中部轻烃凝析油体系达到混相状态。

图6 中部轻烃凝析油体系注气混相压力预测Fig. 6 Prediction of miscible pressure of gas injection in middle light hydrocarbon condensate oil system

2.3 伴生气－底部凝析油体系

底部凝析油较中部轻烃凝析油密度略大，气油比偏小，体系较重，是地层发生反凝析之后凝析油的主要聚集带，高含凝析油凝析气藏一旦发生反凝析，在断块密闭较好的情况下，注气能够大幅度提高底部凝析油的采出程度［19］。

为进一步分析底部凝析油体系回注伴生气的实验机理，分析了随注气量的增加饱和压力的变化情况以及注气p⁃T相图（图7）。从图7可以看出，随着注气摩尔分数从0增加到80%，饱和压力增长幅度明显，但并未达到异常高压，相比于中部轻烃凝析油体系注气，其增容膨胀能力更强，这意味着通过注气大幅度提高底部凝析油体系采收率从理论上是可行的［20］。

图7 底部凝析油体系注气相态特征Fig. 7 Phase characteristics of gas injection in bottom condensate oil system

进一步通过数值模拟计算预测底部凝析油体系与伴生气的一次接触混响压力和多次接触混相压力，如图8（a）、（b）所示，底部凝析油体系与伴生气一次接触混相压力为47.70 MPa，多次接触混响压力为41.63 MPa，三角相图显示在低压条件下呈现向后凝析气驱混相的特征，随着压力的增加，注入伴生气的抽提作用逐渐大于溶解作用，即蒸发气驱混相机理体现更加明显［21］。

在多孔介质条件下进行不同压力下的驱替实验，获得驱替效率以及驱替效率与驱替压力的关系曲线，其拐点所对应的压力即为最小混相压力［22］。细管实验装置有长细管、阀门、高压驱替泵、分离装置、回压阀、恒温空气浴等［13，23］（图9（a））。

图9 长细管最小混相压力实验Fig. 9 Minimum miscible pressure experiment of long slim tube

实验测试温度170.1 ℃，测试点压力分别为28、33、38、43、48、50 MPa。注入气为A井采出伴生气，组成见表3。本次将实验与数值模拟预测相结合，进行最小混相压力测试。驱替至1.5倍孔隙体积后将不同压力下的最大驱替效率绘制在同一坐标内，未混相压力点趋势线与混相压力点趋势线的交点对应的压力即为最小混相压力，结果显示最小混相压力为41.58 MPa，如图9（b）所示；
图9（c）为不同压力下驱替效率随注入量的变化关系曲线，随着注入压力的增加，驱替效率逐渐增加［24⁃28］。

（1）目标凝析气藏地层流体属于近临界态近饱和凝析气，在海上特殊凝析气藏压降过程中观测到临界乳光效应及轻烃抽提分层现象；
模拟衰竭至20 MPa，反凝析饱和度达到22.005%，反凝析损失严重，早期应控制采气速度保压开采，并加强生产动态监测，严防边底水过早侵入。

（2）凝析气回注伴生气减小反凝析伤害机理主要体现在露点压力降低和延迟反凝析上；
伴生气对降低顶部凝析气体系的反凝析伤害作用不大，降低反凝析液量小于1%，但是减小程度明显；
过渡带（中部）的轻烃凝析油与伴生气接触特征为凝析气驱混相，多次接触混相压力为26.80 MPa，注气摩尔分数达到70%时体系发生相态反转；
底层凝析油体系存在后缘凝析气驱溶解作用和前缘蒸发气驱抽提作用双重机理，相态反转滞后。

（3）最小混相压力预测结果显示：模拟底部凝析油体系注入伴生气在井底的最小混相压力与考虑近井储层的最小混相压力基本保持一致，均小于原始地层压力，能够达到较好的混相效果。

（4）对于海上特殊凝析气藏，回注伴生气能够通过低压下的凝析气驱机理以及高压下的蒸发气驱机理极大程度提高地层凝析油的采收率，维持在近混相压力区间注伴生气能够获得更大的经济效益。

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