0 引言
凝析气藏在世界上很多国家都有分布，凝析气藏是指地层流体在高于一定的温度和压力条件下以气态形式存在的特殊的气藏。凝析气藏一般采用衰竭式开采，但随着气驱技术的不断发展并逐渐成熟，国内外很多凝析气藏逐步引入注气开采［1-2］，在各种注入介质中，注CO2开发研究较受重视，国内外学者开展了大量的室内实验研究［3-8］，也初步形成了一些认识，余华杰［9］、郭平等［10］、田昌炳等［11］学者研究认为注CO2能降低凝析气露点压力［12-14］，王罡［15］、颜雪［16］研究了注CO2对凝析气相态的影响，并且在室内研究基础上也开展了一定规模的现场应用，取得了较好的应用效果，但是对于凝析气藏注CO2开发提高采收率的机理一直没有开展系统的研究，这就为凝析气藏注CO2开发技术的面积推广形成一道屏障。为此，笔者在多年工作积累的基础上，并结合大量室内实验研究，全面揭示了凝析气藏注CO2提高采收率机理，希望通过本文的研究能为凝析气藏注CO2开发及面积推广提供重要参考和技术支撑。
1 凝析气藏的特点
凝析气藏是一种特殊的气藏，其在一定的温度和压力之上以气态形式存在，随着温度和压力的降低，逐渐有液体析出，直至达到流动状态。凝析气藏在有液体析出后是以油、气、水三相共存的形式存在的，正是由于凝析气藏相态的这种变化特征，实际凝析气藏开发过程中，随着开采压力的降低，压降分布逐渐形成（压降漏斗），呈现出以产出井为中心由近及远压力逐渐增大的径向环形同心区带。在压力低于原始地层压力的某一环形区域，会有少量微液滴形成，则微液滴刚好形成的压力临界点即为露点压力，因此露点压力即为单相区和两相区的压力分界点；压力降到一定的范围内，随着形成微液滴逐渐兼并变大而后形成连续相，进而达到流动状态，则刚好达到流动状态的临界压力点即为临界流动压力，因此临界流动压力即为液体流动与静止状态的压力分界点。基于上述分析便形成了地质的三区复合模型［17］，即以产出井为中心，以临界流动压力和露点压力为分界点，将实际的储层以径向向外延伸，按照压力分布范围分为3个区带，由近及远分别为近井带、过渡带和远井带，压力数值存在“内边界压力<临界流动压力<露点压力<外边界压力”的关系。
2 实验方法
实验以中国石化中原油田分公司某凝析气储层的地层流体为对象开展研究，目标储层原始地层压力为54.5 MPa，地层温度为142.1 ℃，气油比为1 895 m3/m3，原始地层流体的露点压力为50.6 MPa，凝析油密度为0.792 5 g/cm3，凝析油含量为415.2 g/m3，按照原始地层流体组分数据配制模拟地层流体，开展实验。
2.1 凝析气注CO2后露点压力测定
为了研究凝析气样中CO2不同体积含量对凝析气体系露点压力的影响，分别研究CO2体积百分含量为10%、20%、30%、40%的4个混合样品的露点压力值，实验步骤如下：
（1）按照凝析气藏流体物性分析方法（SYT5542—2009）的配样要求配制模拟地层流体，之后将一定体积的CO2转入到上述凝析气流体中，配制成含一定量CO2的凝析气混合样品。
（2）将上述配制好的混合流体样品转样到带可视观察窗的PVT筒中，升温升压至实际地层温压条件，并恒温4 h，待体系的温度和压力数据均稳定后记录体积和压力数据。
（3）以0.5 MPa为步长从原始压力逐级降压，每次降压后平衡约0.5 h，待稳定后记录压力和体积读数，观察PVT筒中边壁上有无小雾状微液滴出现，若无微液滴附着出现则继续按上述步长降压，直至观察到可视PVT筒中边壁上开始有微雾状液滴出现，此对应压力己达到或已逼近露点压力。
（4）适当升高体系压力，直到观察到PVT筒中的雾状液滴消失，之后缓慢降压直至观察到在可视PVT筒中再次出现微小雾状液滴，重复升压—降压操作直到PVT筒中液滴消失与出现所对应的压力差小于0.1 MPa为止，取上述对应2个压力的算数平均值作为体系的上露点压力。
（5）把体系压力调到上露点压力数值，平衡1 h后，记录体系压力、体积的读数。
（6）重新配制下一CO2含量的混合流体样品，重复步骤（1）—（5），直至测定完成所有设定混合样品的露点压力。
2.2 注CO2后凝析油物性实验
按照实验设计的要求，分别开展CO2注入量从小到大一系列实验与数据分析，在注入量较小时，主要是注气溶解膨胀实验，注入量较大时，为注气萃取实验，为保持实验的统一性和整体性，设计实验步骤如下：
（1）在原始地层温压条件下，定容衰竭并打开顶部阀门排气顶，将底部的凝析油转入到PVT筒中，在地层温度下稳定4 h。
（2）将增压后的CO2按照设计注入量注入到PVT筒中与凝析油流体样品充分混合，并进行不断搅拌，直到注入的CO2全部溶于凝析油样品中为止，记录样品体积。
（3）缓慢降低PVT筒中测试样品的压力，测试样品的泡点压力，同时进行脱气实验，测试溶解气量以及密度和黏度等相关参数。
（4）将上述产出气（气顶气）进行定容衰竭，测定产出气中的凝析油量、生产气油比、相对密度等数据，完成该CO2注入量下的实验。
（5）重新配制地层流体，重复步骤（2）—（4）步骤，直至完成所有设定注入CO2量下的实验测定，结束实验。
3 实验结果与分析
3.1 凝析气注CO2后的露点压力
按照上述设定的测定步骤，分别测定了CO2不同注入倍数下的露点压力，结果见表1所示。从表中可以看出，在凝析气流体中注入不同体积倍数的CO2都引起了流体露点压力的降低，而且随着CO2注入体积倍数的增加，其对应流体的露点压力几乎呈直线式降低。模拟地层流体初始露点压力为50.6 MPa，在注入0.1倍的CO2后的流体的露点压力降到了47.8 MPa，下降幅度为5.53%，在注入0.2倍的CO2后的流体的露点压力降到了45.9 MPa，下降幅度为9.29%，但在注入0.4倍的CO2后的流体的露点压力降到了42.8 MPa，下降幅度为15.42%。可见，注入CO2确实引起流体露点压力降低，若在开采初期注入CO2气体，提高地露压差，延长无液采气期，延缓液相在地层中的析出，减少了凝析油的损失，对开采凝析气藏非常有利。
表1 露点压力测定结果Table 1 Dew-point pressure measurement results |
| 注CO2体积倍数 | 露点压力/MPa | 下降幅度/% |
|---|---|---|
| 0 | 50.6 | 0 |
| 0.1 | 47.8 | 5.53 |
| 0.2 | 45.9 | 9.29 |
| 0.3 | 44.6 | 11.86 |
| 0.4 | 42.8 | 15.42 |
通过大量的跨学科文献调研和综合分析，认为发生凝析的物质条件是凝析油的析出过程必须有带电的凝结核，吸附与凝结核电荷异性的烃类分子，带同类电荷的烃类分子之间很难完成自由聚集，只有凝结核的存在才能形成聚集效应。在多孔介质中，可能成为凝结核的媒介物有2种：一是多孔介质表面带电集合点；二是流动中形成的游离或悬浮带电黏土颗粒。在储层的多孔介质中，天然气各组分间存在竞争吸附［18-19］，并优先吸附中间烃及重烃，吸附质中重质组分的吸附量大于轻质组分，无论是组成骨架颗粒的多孔介质还是游离悬浮的固体颗粒，在实际地层条件下，吸附天然气分子均达到了动态平衡状态，可认为形成的是以轻烃为溶剂、以中间烃和重烃为溶质的均质饱和状态，相当于在轻烃中溶解了中间烃和重烃，高压下分子活跃，聚集量少，在吸附点处聚集量不足以以液态形式显示，在孔隙空间内重质组分少，为均质饱和状态，均不会析出。降压开采过程中，吸附动态平衡被打破，需要建立新的吸附平衡状态，表现为压力下降后，原先吸附在储层多孔介质表面的分子会发生解吸，并要建立新的吸附平衡状态，中间烃及重组分优先吸附，而且吸附量较大，同样解吸出中间烃及重烃组分相对较多［13］，低压下，分子活跃度降低，吸附后很难解吸出，更易聚集，孔隙空间内重质组分更少，在吸附点上吸附的中间烃及重烃含量逐渐达到过饱和状态而呈雾状微液滴析出，这就是露点形成的过程，在PVT筒中主要为筒体内边壁微凸起吸附点吸附烃类聚集。之后随压力降低微液滴碰撞结合成大液滴［20-22］，同时降压之后储层净应力逐渐增加，岩石被压缩发生弹性变形，毛细管凝析作用加强［23-25］，中间烃和重烃更易聚集捕捉，使液相析出，这就是液相析出的原理。
注入CO2后，对地层流体会产生以下3个方面的影响：
（1）降低了中间烃及重烃在凝结核上的吸附聚集效应。在CO2注入之后，由于CO2的分子质量较大，流动过程中，会碰撞已经被吸附的天然气分子，使被碰撞的天然气分子解吸为游离天然气分子，而CO2取代该位置成为了吸附质，吸附先后顺序CO2的优先于天然气［19］，因此被吸附之后很难解吸。CO2取代成为吸附质后，降低了中间烃及重烃在凝结核上的吸附聚集效应，只有进一步降低压力，使CO2部分解吸，才有可能使天然气吸附聚集效应增强。
（2）CO2的存在，使天然气分子之间的空间被充填，对于中间烃、重烃的碰撞聚集具有一定的阻隔作用，降低了中间烃、重烃的碰撞频率，只有进一步降低压力，使其体积膨胀，降低阻隔作用，才能提高天然气分子之间碰撞的频率，但这样同时增加了中间烃和重烃运动的迂曲度，使流线变得复杂曲折。
（3）析出的雾状物被CO2迅速蒸发。实验中可观察到注入CO2后雾状物的消失，表现为注气后无可观察到的液滴出现，若要观察到微液滴，只有析出量大于蒸发量，这就需要更低的压力。
3个方面的综合作用，使其在相同压力下与不注CO2相比析出相同液体所需的压力降低了，这也就是CO2降低露点压力的原因。
3.2 注CO2后凝析油物性特征
3.2.1 CO2低倍数注入
图1 注CO2反凝析油溶解气油比的变化趋势Fig.1 Trend chart of dissolved gas-oil ratio of condensate with CO2 injection |
图2 注CO2反凝析油物性参数的变化趋势Fig.2 Variation trend of physical property parameters of condensate with CO2 injection |
综合图1—图3，可以看出，注气过程中，凝析油的密度越来越大，原油黏度的变化分为2个阶段，当注入的气体的量小于0.8倍以下时，原油的黏度随着注入量的增加而逐渐减低，当注气量大于0.8倍之后，原油的黏度随着注入气体体积的增加而逐渐增加，可见，CO2与原油的作用过程分为2个阶段。分析认为，当注入的气体的量在0.8倍以下时，注入的气体以溶解为主，萃取能力与之相比相对较弱，随注入量的增加，溶解量越来越大，萃取能力逐渐加强，产出气中凝析油含量越来越多，宏观表现为原油体积的膨胀、黏度的降低和采出程度的增加；当注入的气体体积超过0.8倍之后，原油中气体的溶解量已达到最大，溶解能力降至很低，萃取作用相对占据主导地位，凝析油体积虽然仍是增加的，但其增量逐渐减少，中间烃和重质组分被萃取到气相中而排出［26］，残余凝析油中沥青质、胶质等组分的相对含量越来越多，凝析油的黏度逐渐增加，宏观表现为原油黏度增加，密度变大。
通过将注入气体后凝析油体积增量与注气后气顶气中凝析含量（采出程度）进行对比可以发现，如图3所示，凝析油体积增量与采出程度的比值随注入量的增加而逐渐降低。当注入倍数由0.4倍增加0.8倍时，其比值从26.13降低到9.62，说明萃取作用逐渐增强，体现了在注气过程中体系中存在的溶解作用逐渐减弱和萃取作用逐渐加强的传质过程。事实上，在地层条件下，凝析油膨胀增加的量即为增产凝析油的量，凝析油通过萃取作用传质到气相中而被采出的部分也是凝析油增产的一部分。从图3可以看出，凝析油膨胀挤出的量要远远大于萃取到气相中的凝析油量，注入体积为0.8倍时，前者是后者的9.6倍，可见低倍数注入时，增产凝析油主要是以溶解膨胀为主。
3.2.2 CO2高倍数注入
在低倍数CO2注入研究的基础上，开展了高倍数CO2注入实验，按照实验设计的步骤和方法，分别开展了注入2倍以上不同注入倍数下的凝析油物性实验。研究结果表明：注气过程中，随着注入倍数的增加，生产气油比的增幅越来越大。
在CO2高倍数注入情况下，注入的CO2气体与凝析油作用以萃取作用为主。注气过程中，残余物中的轻质组分越来越少，中间烃和重烃被萃取采出，沥青质等重组分相对含量越来越多，生产气油比越来越大，可采凝析油的部分越来越少，直至注入到一定倍数后原凝析油残余物仅为像沥青质和胶质一样的黑色高黏物，残余物体积也仅为原始体积的5%左右，如图6所示。
3.2.3 讨论
通过上述不同注入倍数下的实验研究可知，注入CO2气体后，引起了凝析油物理性质的变化，这和CO2本身特殊的物理性质是密切相关的，CO2 是非极性分子，在地层条件下以超临界状态存在，具有与液体相近的密度，因此具有较强的溶解能力，同时具有与气体相近的黏度，这就决定其具有良好的注入性能。
在凝析油析出过程中，首先被岩石和黏土颗粒吸附的是重质组分［18-19］，被吸附的重质组分和中间烃聚集成滴而为凝析油。凝析油中的沥青主要是由沥青质和树脂组成，沥青质和树脂都有很强的吸附能力，沥青质极性最强，具有表面活性，沥青质与胶质作用吸附后续析出的凝析油，形成稳定结构，因此凝析油是有烃分子、沥青质、树脂（胶质）等组成的胶体［27-29］，其中，胶质为吸附剂，沥青质和烃类组分为吸附质，凝析油属于胶体状态，胶体颗粒主要为“岩石表面颗粒+胶质+烃类和沥青质等组分”和“自由黏土颗粒+胶质+烃类和沥青质等组分”的稳定结构，胶体本身不带电，但胶粒带电，超临界CO2的注入打破了这种带电平衡状态，使胶粒性质发生变化，导致某些组分互相凝聚，出现聚沉现象。
CO2注入后，首先大量溶解于凝析油中，并在浓度差的动力作用下逐渐向深部扩散。CO2在凝析油中溶解扩散与萃取同时进行的，CO2溶解后以单分子形式存在于原油中，并向深部运移扩散，在孔道中摩擦而聚集成微气泡，微气泡受到浓度差渗透压和浮力（忽略重力）的作用，起初气泡较小，浮力不足以使其上浮而穿过气液界面，但随着气泡逐渐合并而变得越来越大，其浓度差所形成的动力不足于使其向内部扩散时，在浮力作用下，气泡就会浮出气液界面。CO2的溶解打破胶体平衡状态，使被吸附的烃类和沥青质等组分从胶质上解吸下来，首先解吸的是中间烃和重质组分［26］，解吸出的中间烃和重质组分被微气泡带出，或黏附在气泡表面，或被气泡包裹，逐渐向气液界面运移，分子质量小的组分运移较快，分子质量大的组分运移较慢，之后在分离纯化作用下，分子质量较小的中间烃和重质组分被上浮的微气泡带出到气相中，随气相被采出，这就是萃取作用，注入量越大，被采出的越多，分子质量较大的沥青质承受气泡运移过程中发生沉积作用，有部分未达到气液界面即被分离滞留下，即使有部分能够穿过气液界面，但由于其分子质量较大浮力不足于支撑其在气相中悬浮稳定，故而不能停留在气相中，因此沥青质就在分离纯化作用下成为残留物，最终剩余组分中沥青质含量相对较多。因此，CO2与凝析油作用的过程即是中间烃、重质组分与沥青质、残留重质组分向气液界面运移并分离纯化的过程。
综合以上分析，可以将CO2注入与凝析油的作用过程分为3个阶段：第一个阶段气体溶解扩散阶段，主要是注入的CO2在凝析油中的溶解，并在浓度差的作用下进一步向深部扩散；第二阶段是解吸运移阶段，胶体平衡状态被打破，中间烃、重质组分和沥青质等组分被解吸下来，并在CO2气泡带动下向气液界面运移；第三阶段是分离纯化阶段，凝析油组分在气泡带动下运移过程中，分子量大的组分运移较慢，只有少量能穿过气液界面运移到气相中被采用，大部分成为残留物，所以产出量较少，如沥青质，分子质量小的中间烃和部分重质组分随气泡输送到气相中而被采出，实际上第二个阶段和第三个阶段是同时进行的，原油组分随气泡运移过程中即在分离纯化作用下被分离成2类：一类是作为残留物存在；另一类是运移到气相中成为被采出的部分。
4 地层条件下提高采收率机理分析
上述实验都是在室内静态情况下完成的，实际的地层条件是非常复杂的。对于开发初期的凝析气藏，地层中为纯气相，此时如果注CO2焖井一段时间就会降低凝析气的露点压力，使液相析出压力降低，地层压力和露点压力差距拉大，这样就可以适当提高生产压差而不致使液相析出，因此早期注CO2对于凝析气藏的开发是有利的。
对于已经开发一段时间且有液相析出的凝析气藏，其注CO2开发的机理就相对复杂，CO2气体通过注气井注入后首先进入远井区，之后进入过渡带，最后穿过近井带到达采出井，整个渗流过程穿过3个区域，CO2在各区域所发挥的作用也各不相同，如图7所示。
在远井区，CO2所发挥的作用与在纯凝析气藏中是一样的，就是降低该区域凝析气的露点压力，使露点线向采出井内移，这样整体上扩大了远井区的面积，纯气相面积扩大对凝析气藏的开发是有利的。
在过渡带，由于析出的凝析油不连续，与CO2作用过程和室内实验的状态相似。在注CO2气量较小时，是以溶解为主，溶解之后体积膨胀黏度降低，正是由于体积膨胀导致含油饱和度相对稍高的区域原来不连续的凝析油形成连续相，而成流动状态，使液动线向注气井移动，这样就从整体上压缩了过渡带的范围；在注气量较大时，溶解量越来越少，萃取作用越来越强，大量的中间烃和重质组分被采出，凝析油的体积越来越小，虽然一直存在凝析油的析出，但在大量CO2的萃取作用下，凝析油的体积整体是减小的，这就导致液动线向采出井移动，于是压缩了近井带的区域范围，近井带是液相流动区域，一般近井解堵就是解除近井区域的液锁伤害，该区域的压缩更利于凝析气藏的开发，所以凝析气藏注CO2的量越大越好。
在近井带，该区域为高速渗流区域，流入该区域的气体首先发挥驱替作用形成气体流通的通道，之后是冲刷携带作用，与CO2接触的凝析油先是溶解膨胀，膨胀增量的体积部分被采出，溶解膨胀的过程很快，最后一直发挥作用的是萃取过程，萃取作用时间长，直至剩余残余组分为止，后续析出的凝析油或是附着在已经溶解膨胀凝析油表面，或是附着在萃取残留的凝析油的表面，新析出的凝析油有部分被直接携带入产出井，未被携带出的直接发生溶解膨胀和萃取作用，最终该区域存在的只是凝析油残余物的堆积。
综合以上分析，凝析气藏注CO2开发，其提高采收率作用机理是非常复杂的，在各区域作用机理也不尽相同，注气的第一阶段不仅有远井区的露点降低，还有过渡带的溶解膨胀作用，同时还有近井带的驱替和携带作用，该阶段的一个主要特征是压缩了过渡带；注气的第二阶段，不仅有过渡带的萃取作用，同时还有近井带的溶解膨胀与萃取作用，该阶段注气的一个主要特征是压缩了近井带。总体来说注CO2开发压缩了气液两相区，使两相区域范围减小，并最终缩小了近井带的区域范围，这对凝析气藏的开发是非常有利的。
5 结论
（1）注CO2使凝析气的露点压力得到一定程度的降低，提高了地层压力与露点压力的压力差，使凝析油的析出滞后，对凝析气藏的开发是非常有利的。
（2）注入CO2与凝析油作用，前期是以溶解膨胀为主，随着注气量的增加，萃取作用逐渐占据主导地位，大量的中间烃和重质组分被萃取到气相中而被采出。
（3）在实际地层条件下，注CO2开发，在纯气相区主要作用机理是降低露点压力，在两相区主要为膨胀、萃取、驱替、携带，并最终缩小了近井区范围，从整体上压缩两相区，利于凝析气藏的开发。
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