摘要：针对富含CO2近临界态近饱和凝析气在PVT实验过程中轻烃抽提分层问题，为了解储层多孔介质对相态特征的影响，采用真实储层长岩心，开展了此类特殊凝析气藏地层流体连续通过多孔介质后的相行为实验研究和利用刻蚀模型对地层流体在高温高压、非平衡态下在储层中反凝析过程观测。结果表明，流体通过储层多孔介质后，初始阶段露点压力较PVT实验测试的结果偏低，富集流体井流物中中间烃含量较原始井流物含量减少，但随着地层流体连续通过储层岩心富集井流物组成中的中间烃含量逐渐增加，直至恢复与原始井流物中含量相同，露点压力与PVT实验测试的结果接近。研究成果为富含CO2凝析气藏在储层中的相态特征精细化评价及开发方案制定提供了依据。

　　关键词：特殊凝析气藏；相态行为；中间烃吸附作用；微观反凝析可视化

　　引言

　　在油气田开发过程中，油气藏流体的相态行为测试非常关键。目前，地层流体高压物性常规实验方法为PVT实验。虽然相关的测试标准及方法理论已经相当完善，但是基于高温高压釜的流体高压物性测试均未考虑到储层多孔介质对相态特征的影响，在储层孔隙介质中存在的毛管力以及中间烃吸附作用对相态行为的影响不可忽略，尤其是对饱和压力的影响，饱和压力的测定偏差将对富含CO2近临界态近饱和凝析气藏等此类特殊油气藏开发方案的制定造成重要影响。STANDING等[3]在1948年研究发现，随着储层中的孔隙孔径逐渐变小，毛管力的影响越来越大。余传谋等[4]针对WL区块的异常高温高压凝析气藏进行相态行为研究，分析了天然气对地层剩余油高压物性相态行为特征。张广权等[5]针对龙凤山地区高含油致密低渗凝析气藏，采用宏微观结合办法，分析了气藏的沉积体系、主控因素及类型。同时，一些研究人员在实验室内模拟不同渗透率开展驱替实验研究发现，多孔介质中的反凝析现象首先发生在孔隙半径较小的地方，利用超声波系统开展反凝析饱和度的研究结果也显示，体系的反凝析饱和度要大于在PVT釜测试的结果。然而，这些研究均基于定性描述，且未能实现孔隙中的反凝析现象的真彩可视化。与此同时，还有一些学者利用填砂管或弹珠等理想模型开展流体在储层中的相态行为的研究，但实验用油以模拟油居多，亦不能够真实反映实际储层中的流体相态行为。本文基于真实的海上特殊凝析气藏地层流体PVT分析及储层岩心，利用长岩心驱替实验开展凝析气藏流体的相态行为，结合微观驱替实验，进行多孔介质中的反凝析流动可视化实验，对PVT测试下的流体高压物性以及通过储层多孔介质的采出井流物流体高压物性及组成进行相态特征对比及相行为进行分析。

　　1实验准备

　　本次实验测试的原始流体来自海上某断块P1井现场分离器，根据行业标准SY/T 5543—2002《凝析气藏流体物性分析方法》要求在实验室完成地层流体复配，配制样品信息如表1所示。

　　连续孔隙介质实验装置组成如下：(1)真实的地层条件下岩心拼接而成的组合长岩心；(2)复配而成的地层流体；(3)一个耐高温高压配样器；(4)回压阀、气液分离装置、气量计、电子天平以及连续孔隙介质采用驱替实验中的长岩心夹持器。

　　实验选择无破损且长度合适的有代表性的岩心，建立组合长岩心模型，然后将组合长岩心模型依排序结果装入耐高温高压岩心胶筒中。按照调和平均的方式根据平均渗透率对岩心进行排序，作以下特殊处理：(1)岩心抽真空后定量开展束缚水饱和，模拟该地区实际的储层润湿性特征，且温度同地层温度保持一致，压力高于复配流体的饱和压力；(2)用复配好的流体联系通过建立好的长岩心模型；(3)待尾端不再出水后，进行油气组分、气油比获取，计算5个不同时间点获取到的流体组成及相态特征。

　　按照上述步骤做好实验前的准备，开展流体连续通过多孔介质后的地层流体相行为表征及组分变化分析。

　　2多孔介质中流体连续通过前相态特征

　　对原始地层流体进行常规相态分析开展该流体的常规相态分析可知，该地区原始地层流体井流物组成分布如表2所示，C1和N2含量占60.059%；C2～C6和CO2含量占34.287%；C7+含量占5.654%，与国内其他油田凝析气藏井流物组成相比，目标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。

　　通过软件进行原始地层流体的P-T相图拟合计算，该流体临界温度为77.057℃,临界压力为22.672 MPa；饱和压力为22.650 MPa；通过恒质膨胀实验显示：压力开始降低即发生乳光效应明显，压力降低至20.000 MPa附近时发生轻烃抽提分层现象，压力降低至3.000 MPa体积膨胀4.98倍，如图1和图2所示，给出了实验原始地层流体的P-T相图及组分三角图。

　　3流体连续通过多孔介质实验结果分析

　　3.1油气通过储层多孔介质组分变化规律

　　随着复配地层流体连续通过长岩心模型时间越长，井流物组成中的C2～C6组成越接近原始井流物组成对应组分含量。当流体初始通过模型时，在模型尾端采集到的油气组成有大量中间烃损失，随着连续通过时间越长，尾端采集到的油气组成逐渐恢复。分析其原因，储层中多孔介质对中间烃组分存在束缚作用，导致较大部分中间烃损失，随之在孔隙内逐渐形成原始润湿，后续通过多孔介质的地层流体中间烃组成不再受到多孔介质的束缚作用(或束缚作用大大降低)，直至无限长时间其组成变化基本不存在，即与原始复配井流物组成一致。

　　3.2油气通过储层多孔介质后相态特征

　　如表3所示，随着流体从配样器转样至长岩心模型中，待稳定后，分别在开始出油时(取油气样次序1)、出水量大幅减少时(取油气样次序2)、不出水时(取油气样次序3)、稳定出油12小时后(取油气样次序4)、稳定出油24小时后(取油气样次序5)，5个不同时间点取油气样品进行组分测定，进一步计算井流物，对其相态特征进行分析。

　　图3给出了5个不同时间点获取到的流体P-T相包络线对比图，随着取油气样时间越长，井流物组成中中间烃组成越多，直至与原始复配井流物中中间烃含量接近。随着井流物中中间烃逐渐恢复，相包络逐渐向内部收缩，气油比逐渐降低，临界温度逐渐增大，饱和压力降低至序号5体系时基本与原始井流物一致。由此表明，当流体通过储层多孔介质时，中间烃组分有一个被多孔介质束缚再到释放的过程，这与3.1节中油气组成的变化情况一致。

　　4油气体系通过模拟孔隙前后可视化相行为(以取油气样次序1为例)

　　采用刻蚀模型模拟储层微观孔隙，将通过岩心模型前和通过岩心模型后的流体分别进行非平衡衰竭降压，进行可视化反凝析程度观测。通过图4(a)可见，原始地层流体未通过岩心模型条件下，刻蚀孔道中的反凝析程度较高，结合原始地层流体的PVT分析，流体的反凝析饱和度达到30.66%，随着压力降低，雾状反凝析观视逐渐不明显，在8.00 MPa下，刻蚀模型中的反凝析现象主要在一些微边孔中出现，且移动缓慢，主要呈现出气体流动特征。

　　图4(b)为原始地层流体第一次通过岩心模型后的流体进行非平衡衰竭压降后不同压力下的反凝析程度观测，结合对应的流体高压物性分析可知在对应22.65 MPa下，流体的反凝析饱和度大幅降低，仅有11.20%。这主要是因为能够引起反凝析现象发生的中间烃组成大量损失造成的，这与前文通过岩心模型后的流体相态特征相吻合。

　　5结语

　　(1)特殊凝析气藏地饱压差极小或者为饱和凝析气藏，在极小的压力降下会发生严重的反凝析现象，文中取样原始地层流体的反凝析饱和度达到30.66%。这在此类凝析气藏的现场开发过程中对凝析油采出程度影响很大，且反凝析液在近井带发生孔喉的堵塞伤害，导致井口产量下降，气油比快速升高。

　　(2)原始地层流体临界温度为77.057℃,临界压力为22.672 MPa；饱和压力为22.650 MPa；连续通过岩心模型后的流体体系变重P-T相图发生严重收缩，随着连续通过时间越长，相图恢复原始地层流体特征。

　　(3)地层流体连续通过长岩心模型时间越长，井流物组成中的C2～C6组成越接近原始井流物组成对应组分含量。当流体初始通过岩心模型时，在模型尾端采集到的油气组成有大量中间烃损失，随着连续通过时间越长，尾端采集到的油气组成逐渐恢复。

　　(4)储层中多孔介质对中间烃组分存在束缚作用，导致较大部分中间烃损失，后续通过多孔介质的地层流体中间烃组成不再受到多孔介质的束缚作用(或束缚作用大大降低)，直至无限长时间其组成变化基本不存在。

　　(5)采用刻蚀模型模拟储层微观孔隙来观察流体通过岩心模型前后的反凝析现象，原始地层流体反凝析程度远大于流体通过岩心模型后，因此富含CO2气驱现场工作制度稳定时间要求更长，以达到稳定增产的目的。

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