考慮相態變化的凝析氣藏壓井液漏失機理與產能恢復

賈虎，吳曉虎

（油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室 西南石油大學，成都 610500）

考慮相態變化的凝析氣藏壓井液漏失機理與產能恢復

賈虎，吳曉虎

（油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室 西南石油大學，成都 610500）

以某凝析氣井為例，結合油氣藏工程和油氣相態理論，根據凝析氣藏特征建立了單井數值模型，考慮了巖石的毛管壓力及毛管滯后現象，研究不同正壓差下壓井液漏失機理及其對產能恢復的影響。研究結果表明：當近井地帶壓力增加到凝析油氣的臨界壓力時，油、氣、水三相流過渡為油、水兩相流，氣鎖效應降低，水相相對滲透率增加，表現為壓井液漏失速率大幅增加；壓井液漏失量的增加會影響近井地帶凝析油氣的相態及儲集空間流體分布，從而導致壓井液惡性漏失。漏失量越大，再次開井生產時，壓井液返排時間越長，返排率越低，凝析油、氣恢復穩產所需時間越長。修井過程采取使用防漏型儲集層保護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，保障修井后的產能。圖9表5參22

凝析氣藏；相態變化；壓井液；數值模擬；漏失機理；產能恢復

0 引言

凝析氣在世界油氣資源中占據較大比例，但其自身復雜的物理化學性質使凝析氣藏開發存在一定的難度[1-3]。凝析氣藏一般采用衰竭式開發，當近井地帶壓力降低到凝析油氣露點壓力，井底附近將會有凝析液產生，形成液鎖損害，降低氣相相對滲透率，影響凝析油氣采收率[4-7]。對于開發中后期的凝析氣藏，修井作業頻繁，低壓凝析氣藏修井過程中壓井液很容易出現漏失，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，國內外近些年對低壓地層修井作業的儲集層保護技術進行了攻關研究，研發了系列儲集層保護液體系：針對新疆雅克拉-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，最大限度地保護了油氣層[9]；針對長慶老井儲氣庫低壓力高含水特性，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，修井結束后，油氣流動能力能很快恢復[11]；Vasquez等研制的新型無固相降濾失型壓井液，可有效降低低壓地層修井液漏失[12]。但因這些技術的應用成本較高或存在無法解堵的風險，在實際生產中，一般多采用廉價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提高近井地帶壓力，影響油氣相態，致使油、氣、水的飽和度和滲流規律發生變化，從而又會加劇壓井液的漏失，最終減弱油氣復產效果。本文以某凝析氣井為研究對象，采用數值模擬方法研究低壓凝析氣藏修井過程中壓井液漏失機理，預測壓井液漏失后油氣產能恢復規律，旨在為生產實踐提供理論支撐。

1 凝析氣井單井數值模型的建立

1.1 模型網格設置

以某凝析氣井為原型建立地質模型，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，該井的試井探測半徑約為300 m，采用CMG-GEM 組分模型進行計算。根據凝析氣藏的地質數據和測井數據，建立21×21×16的網格，為能夠更好地觀察近井地帶壓力、飽和度的變化，平面上采取對數網格加密設置。垂直方向根據地質層位和射孔情況進行非均勻設置，其中對射孔產層進行了局部加密處理。網格頂端深度為4 963.5 m，網格底部深度為5 163.0 m，垂向控制高度為199.5 m。該凝析氣藏的基質孔隙度為18%，滲透率為 50×10-3μm2，巖石的壓縮系數為 5×10-6kPa-1，凝析油相對密度為 0.805，凝析氣相對密度為0.661，初始含水飽和度為 43.2%。在網格中心同一射孔段設置1口生產井并虛擬1口注水井，生產井用于模擬油氣生產情況。為了簡化模型，Bahrami等[13-15]在研究致密砂巖氣藏鉆井液濾失過程時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壓井液漏失進行模擬計算。

1.2 相滲曲線與毛管壓力計算模型

在數值模擬過程中，油、氣、水的相滲曲線影響擬合效果與模型預測的可靠性，采用Larsen等[16]推導的模型進行計算。計算的主要方程（以氣相為例）如下：

其中，（1）式表示自由氣飽和度計算公式，（2）式表示液相驅替氣相曲線，（3）式表示氣相吸入曲線，（4）式表示氣水毛管壓力曲線，在計算機模擬中采用迭代的方式進行運算。水相和油相的相滲曲線及其毛管壓力采用文獻[16]的其他相關公式進行計算，油水相對滲透率數據和氣液相對滲透率數據初值設置分別如表1和表2所示。

表1 油水相對滲透率數據表

表2 氣液相對滲透率數據表

1.3 相態平衡計算模型

相態擬合在數值模擬中至關重要，在計算時采用PR（Peng-Robinson）狀態方程[17]：

通過該方程可以計算凝析氣各組分的熱力學參數，同時也可對凝析氣擬組分進行劃分。

2 凝析組分相態擬合

利用 CMG軟件中的WinProp模塊進行擬組分劃分，相態平衡采用PR狀態方程進行計算。軟件對凝析氣組分的飽和壓力、油罐油密度、液體的體積分數、氣體的體積分數、氣油比、凝析氣藏流體在不同壓力下的相對體積（氣液兩相的總體積與飽和壓力下液相體積的比值）以及恒質量膨脹實驗（CCE）含液量數據進行了回歸擬合，從而可確定各擬組分的摩爾分數。凝析組分實驗參數實驗值與擬合值如表3所示。

表3 凝析組分實驗基本參數及其擬合值

凝析氣藏流體在不同壓力下的相對體積以及恒質量膨脹實驗含液量數據擬合曲線如圖1所示。

以上擬合結果表明，擬合相對誤差在可接受的范圍，組分劈分計算滿足精度要求，擬組分回歸結果可用于凝析氣藏開發數值模擬。經回歸分析后的擬組分及其熱力學參數如表4所示。

3 凝析氣井生產歷史擬合

為提高油氣藏數值模擬結果的準確度，需對油氣藏的不確定參數在合理范圍內進行調整，以更好地擬合生產歷史數據[18]。利用某凝析氣井從2005年8月至2016年8月的生產數據，采用CMG軟件中的GEM模塊對凝析氣井進行了生產歷史擬合，產量和地層平均壓力歷史擬合結果如圖2所示。

由圖 2可看出，油、氣產量和地層壓力計算結果與實際數據擬合程度較好，表明參數設置合理，校正后的模型可用于后續壓井液漏失機理與產能恢復規律研究。

圖1 凝析氣實驗數據擬合

表4 凝析組分的劈分及其熱力學參數

4 模擬結果與分析

4.1 液柱正壓差對壓井液漏失量的影響

該凝析氣藏已經處于生產開發的中后期，目前地層壓力系數已降到 0.88，因此采用油田消防水（密度為1.03 g/cm3）進行壓井作業必定會產生過高的液柱正壓差，造成壓井液漏失，對生產井近井地帶造成損害，影響產能恢復。計算可得，消防水在4 965 m處產生的液柱壓力為50 MPa。模擬結果表明2016年8月地層壓力為43.5 MPa，則在此階段修井產生的凈液柱正壓差為6.5 MPa。

圖2 生產歷史擬合曲線

從施工安全和產能恢復的角度考慮，需對比研究不同液柱正壓差下的漏失量與產能恢復情況。模擬時將靜液柱壓力分別設置為46、48、50、52、54、56和58 MPa，產生的液柱正壓差分別對應為2.5、4.5、6.5、8.5、10.5、12.5和14.5 MPa。壓井液漏失時間設置為3 d，壓井液的漏失等效為注水井注水。重新開井生產之后，將油氣井的工作制度設置為定液量生產，日產液量設置為20 m3。為研究壓井液的漏失規律，對壓井液在不同液柱正壓差下的漏失速率及漏失量進行分析。不同液柱正壓差下壓井液漏失速率隨時間的變化如圖 3所示，壓井液累計漏失量與壓井液液柱正壓差的關系如圖4所示。

由圖3可知，當液柱正壓差小于等于10.5 MPa時，壓井液的漏失速率相對平穩，但液柱正壓差為 12.5 MPa和14.5 MPa時，漏失速率快速增加，且正壓差越大，漏失速率增幅越明顯，達到漏失速率明顯增加的拐點所需時間越短。圖4表明當液柱正壓差大于 10.5 MPa時，隨著液柱正壓差的增加，壓井液累計漏失量增幅更明顯，液柱正壓差不再與漏失速率成正比關系，不再滿足達西線性滲流規律。為探究壓井液液柱正壓差較高時的異常漏失現象，對漏失后近井地帶地層壓力及油、氣、水飽和度變化進行分析，結果如圖 5和圖6所示。

腦梗死是一種受遺傳因素和環境因素共同影響的具有高發病率、高致殘率、高醫療費的常見老年病之一。人類一些基因多態性與腦梗死的遺傳易感性相關[1-4]。已有研究顯示花生四烯酸細胞色素P450(cytochrome P450 proteins，CYP)代謝基因如EPHX2 G806A可能與腦梗死的發生相關[2]，而關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對本院收集的老年人 CYP2C19 基因rs4244285、rs4986893兩個單核苷酸多態位點進行基因分型，以探討CYP2C19基因多態性與老年人腦梗死的相關性，并為臨床提供個體化用藥。

圖3 液柱正壓差對漏失速率的影響

圖4 累計漏失量與液柱正壓差的關系

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，當液柱正壓差大于10.5 MPa后，井底附近壓力已經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，當近井區流體壓力達到臨界點，氣相組分會不斷溶入液相中，使得氣相體積和近井流體的總體積大幅度縮小，為壓井液進入地層提供了充分的空間；這個過程中，近井區的地層壓力上升比較緩慢，長時間保持與井筒之間的壓差，為漏失提供了充足的動力，導致漏失速率和累計漏失量均較大。當液柱正壓差較小時，氣藏內氣相不會完全溶入液相，主要表現為氣相的壓縮作用，因而壓力快速上升，并很快與井筒壓力達到動態平衡，漏失速率快速降低并趨于穩定，所以漏失量較小。在液柱正壓差增幅相同的條件下，前一種情況油藏內氣相體積的減小量遠遠大于后者，漏失量也明顯大于后者。同時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，氣鎖效應降低，水相流動阻力減弱，促使水相相對滲透率迅速增加。此外，壓井液在漏失的過程中，會向阻力最小的方向流動。漏失量增大時，對其周圍凝析氣產生的壓力也增大，氣相溶解到油相的速度相應加快，水相短時間內占據氣相空間，近井周圍的儲集空間流體分布發生變化，直至動態平衡。因此，凝析油氣相態變化以及儲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，從而導致壓井液惡性漏失現象。

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 壓井液漏失對近井地帶儲集層的影響

4.2.1 近井地帶含水飽和度變化

為評估壓井液在不同液柱正壓差下的漏失程度，對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下對應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。在大港油田老油區作業過程中，工作液嚴重漏失，造成作業井明顯減產甚至停產，導致作業失敗[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，造成巖性圈閉的嚴重損害，導致自噴井減產甚至停噴[8]。模擬結果及現場作業結果均表明，壓井液漏失量越多，近井地帶地層損害越嚴重。

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

壓井液返排率是評價儲集層損害程度的重要指標，一般要求修井后漏失的壓井液能盡快返排而確?；謴彤a能。本次模擬以30 d生產時間作為參考，對壓井液的返排量進行分析。

根據不同液柱正壓差下壓井液漏失后重新開井生產的累計產水量計算，得到對應的返排情況如表 5所示。將正壓差為零作為對照（不修井正常生產），不同液柱正壓差下修井后投產的累計產水量與不修井正常生產時累計產水量的差值近似為壓井液的返排量，壓井液累計漏失量在前文中已計算，定義壓井液返排量與累計漏失量的比值為壓井液的返排率。

表5 壓井液的返排率

由以上結果可知，隨著液柱正壓差的增加，累計產水量逐漸上升，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，給產能恢復帶來負面影響，這種現象在低滲氣藏—致密氣中更加明顯。

4.3 壓井液漏失對產能恢復的影響

修井后，對不同壓井液液柱正壓差下的產能恢復進行為期 1年的預測，以研究低壓凝析氣藏壓井液漏失對油氣產能恢復的影響。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油量和產氣量隨時間的變化。

圖8 不同液柱正壓差下壓井液漏失后產油量隨時間的變化

圖9 不同液柱正壓差下壓井液漏失后產氣量隨時間的變化

模擬結果表明，重新投產前期的油、氣產量隨著壓井液液柱正壓差的增加而降低，后期逐漸趨于穩定。由于較高液柱正壓差導致大量壓井液的漏失，前期產水量過多，影響了油氣生產，恢復穩產所需時間也就更長。當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的情況下作業漏失后，油、氣產量恢復穩產所需時間分別為35、49、74、80、115、154和273 d，漏失量越大，近井地帶因水鎖效應及毛管滯后現象制約產能越難恢復。采用低密度儲集層保護液可降低壓井液液柱正壓差，有效降低壓井液的漏失量；重新投產后，產水量降低，可有效縮短油氣產量恢復時間，從而提高油氣開發經濟效益[20-22]。

5 結論與建議

當近井地帶的壓力超過臨界值后，漏失量快速增加，不再滿足達西線性滲流規律，其原因在于液柱正壓差過大使生產井附近壓力達到凝析油氣的臨界壓力，改變了凝析油氣相態以及儲集空間流體分布，導致壓井液漏失速率大幅增加；而壓井液漏失量的增加會影響近井地帶凝析油氣的相態及儲集空間流體分布，從而導致壓井液惡性漏失現象。

隨著壓井液液柱正壓差的增加，漏失量增大，造成漏失半徑擴大，近井地帶液鎖損害更為嚴重，在毛管壓力及毛管滯后的影響下，壓井液返排時間增加，返排率降低，油、氣恢復穩產所需時間增長。

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

符號注釋：

a，b——常數；C——Land常數，無因次；Krg——氣相相對滲透率，無因次；Krg,drain——水驅氣時對應的氣相相對滲透率，無因次；Krg,imb——氣驅水時對應的氣相相對滲透率，無因次；Krg,input——氣相相對滲透率輸入值，無因次；Krog——氣液兩相中的油相相對滲透率，無因次；Krow——油水兩相中的油相相對滲透率，無因次；Krw——水相相對滲透率，無因次；p——凝析氣壓力，Pa；pcgw——氣水毛管壓力，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，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——最大毛管壓力對應的含氣飽和度，%；T——凝析氣溫度，K；V——凝析氣摩爾體積，m3/mol；α——遞減指數；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

國家科技重大專項（2016ZX05027003-007）

TE372

A

1000-0747(2017)04-0622-08

10.11698/PED.2017.04.16

賈虎, 吳曉虎. 考慮相態變化的凝析氣藏壓井液漏失機理與產能恢復[J]. 石油勘探與開發, 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，西南石油大學副教授，主要從事提高油氣采收率、油田化學、復雜油氣藏儲集層保護方面的教學與科研工作。地址：四川省成都市新都區西南石油大學國家重點實驗室，郵政編碼：610500。E-mail：tiger-jia@163.com；jiahuswpu@swpu.edu.cn

2016-10-22

2017-05-20