0 引言
国内外学者利用物理实验、数值模拟等手段，从提高驱油效率［9-18］和重力驱提高波及程度［19-21］两方面对凝析气藏注气开发机理开展了广泛研究。其中，提高驱油效率包含相变机理、压力保持、驱替机理3个方面。对于相变机理，注入干气使储层凝析气体系轻质组分含量上升，从而实现对凝析油的超临界抽提以及多级接触近混相驱替，减弱反凝析现象［9-12］。对于压力保持，注入气使体系压力维持在一定水平，减缓凝析油的继续析出［13-14］。对于驱替机理，注入气使体系动能提升，气相毛管数增大，卡堵在细小孔喉中的凝析油得以流动；同时微观孔喉波及范围增大，弱联通孔喉中的凝析油得以流动。重力驱提高波及程度主要为重力分异机理［19-21］，低密度的注入干气与高密度凝析气实现重力分异，体现重力驱特征，扩大纵向波及程度。与常规凝析气藏相比，潜山凝析气藏裂缝发育，为基质—裂缝耦合双重介质系统，加之凝析气复杂相变特征的影响，其渗流规律十分复杂，而相关的注气开发机理研究较少，开发中的关键问题，如裂缝储层气窜模式、裂缝和隔夹层控制下的重力分异特征等也尚未得到有效认识。
针对渤海B气田潜山凝析气藏特征，本文分别开展长岩心注气实验及纵向剖面模型注气实验，从驱油效率及纵向波及程度两方面研究裂缝型凝析气藏注气开发机理。通过分析不同储层衰竭开发动态、注气开发动态，明确了注气提高驱油效率的主控机理，揭示了裂缝潜山储层的气窜模式。通过分析不同阶段凝析气饱和度分布，明确了裂缝和隔夹层控制下的重力分异特征。本文研究可为潜山裂缝型凝析气藏的注气开发提供指导。
1 区块概况
渤海B气田位于渤海湾，为近露点高含油潜山凝析气藏，埋藏深，自上而下分别钻遇砂砾岩、潜山风化带、潜山内幕，主力含气层位为太古界潜山。气藏厚度大，钻井揭示厚度为100~900 m。裂缝发育程度高，风化带上部溶蚀作用强，风化严重，长石大多已经风化为高岭土，主要发育不规则的风化网状缝；下部风化程度逐渐变弱，构造应力作用强，主要发育似层状分布构造缝。已开发井裂缝密度为2~5条/m，裂缝开度为14~329 m。裂缝为高角度缝，倾角为49°~63°。气藏原始地层温度为138~180 ℃，原始地层压力为45.9~50.6 MPa，露点压力为43.5~46.5 MPa，地露压差为1.2~4.3 MPa，凝析油含量为710 g/m3，原始气油比为1 100 m3/m3，基质渗透率为（0.1~1）×10-3 μm2，岩性主要为潜山变质岩和潜山顶部砂砾岩。储集空间包括宏观裂缝、中小缝、微观裂缝以及碎裂颗粒粒间孔、溶蚀孔隙等，整体以裂缝型储层为主，其中风化带发育部分溶蚀孔隙。渤海B气田开发分为试验区、I期、II期3个阶段，其中试验区已于2020年投产。气田的开发总体采用立体井网、顶部注气的模式，以水平井和大斜度井为主，如图1所示。
2 实验设计
基于渤海B气田立体井网、顶部注气的开发模式，设计长岩心注气及纵向剖面模型注气2组实验，分别从驱油效率及纵向波及程度两方面研究裂缝型凝析气藏注气开发机理。
2.1 长岩心注气实验
采用长岩心开展一维注气驱替实验，以满足海上潜山凝析气藏高压、大井距的特点，同时降低岩心端面效应的影响。根据渤海B气田潜山地质模式，将长岩心注气实验岩心分为3组，分别为砂砾岩岩心、无裂缝潜山岩心及裂缝潜山岩心。每个长岩心组均按照布拉法则进行串联排列，并计算得调和渗透率分别为2.2×10-3 μm2、0.13×10-3 μm2、32.2×10-3 μm2，总长度分别为30.8 cm、20.6 cm、16.1 cm。含裂缝的潜山岩心内部发育网状缝，且与岩心呈一定角度。具体岩心属性如表1所示。
表1 长岩心注气实验岩心属性Table 1 Properties of cores in long-core gas-injection experiment |
| 岩心组 | 岩心个数 | 长度/cm | 渗透率/（10-3 μm2） | 孔隙度/% | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 范围 | 总 | 范围 | 平均 | 范围 | 平均 | ||
| 砂砾岩 | 6 | 4.8~5.5 | 30.8 | 1.8~3.3 | 2.2 | 6.5~12.0 | 10.0 |
| 无裂缝潜山 | 7 | 1.6~4.1 | 20.6 | 0.05~0.35 | 0.13 | 3.3~8.7 | 5.2 |
| 裂缝潜山 | 5 | 1.6~4.1 | 16.1 | 26.8~46.2 | 32.2 | 0.9~4.7 | 3.5 |
实验流体方面，基于探井分离器气样配制伴生气，作为实验注入气。根据探井脱气油样和配制伴生气，在地层温度（152 ℃）和压力（47 MPa）条件下复配凝析气样，作为实验原始饱和气。复配凝析气样露点压力为43.97 MPa，地露压差为4.03 MPa，气油比为1 132 m3/m3，均位于区块实际范围内。实验用原始饱和水根据离子组成配制而来，总矿化度为6 603 mg/L。
实验装置采用常规岩心驱替装置，实验流程为常规饱和、驱替流程。为对比不同注气时机、不同类型储层的注气开发效果，分别对砂砾岩组、无裂缝潜山组和裂缝潜山组开展3组实验，包括：①原始地层压力（47 MPa）衰竭至废弃压力（5 MPa）；②以原始地层压力注气1.5~2.0 HCPV，之后衰竭至废弃压力；③原地地层压力衰竭至最大反凝析液压力（23 MPa），之后以最大反凝析液压力注气1.5~2.0 HCPV，最后衰竭至废弃压力。
2.2 纵向剖面模型注气实验
设计纵向剖面模型，研究凝析气藏注气开发过程中的纵向波及规律。模型按照实际油藏剖面进行等比例缩小，尺寸为80 cm×30 cm×1 cm，自左向右倾角10°。注气井为水平井，在剖面模型中为一个射孔点，位于模型左侧顶部1/3处。采气井为定向井，位于模型右侧，自上而下分3段打开全部储层，并布置3个出口。基于储层隔夹层发育规律，在模型中部署5组隔夹层，厚度约为0.5 cm，延展15~30 cm，主要分布在模型底部及采气井周围。此外，模型中部署456个饱和度测点，可实现饱和度实时监测。模型示意图及实物图如图2所示。
根据实际储层岩石粒度和矿物组成，使用石英砂、砾石、斑土粉及水泥对模型进行充填，并钻取柱塞岩心测试渗透率、孔隙度。反复调整配方比例，直至测试渗透率与孔隙度与实际储层相当。分别制作砂砾岩和裂缝潜山2套模型，其中砂砾岩模型渗透率为2.0×10-3 μm2，孔隙度为10.0%；裂缝潜山模型中高角度微裂缝均匀分布，裂缝渗透率为（2.0~4.0）×10-3 μm2，基质渗透率为0.1×10-3 μm2。
实验流体方面，原始饱和气、注入伴生气、原始饱和度水与长岩心实验中相同。实验步骤如下：①模型饱和水、饱和气；②打开上部、中部、下部3个出口，在原始地层压力下注气；③当上部出口气油比达到5 000 m3/m3时，关闭上部出口；④当中部出口气油比达到5 000 m3/m3时，关闭中部出口；⑤当下部出口气油比达到5 000 m3/m3时，关闭下部出口。
3 实验结果分析
3.1 不同储层衰竭开发动态
3种不同类型储层的衰竭开发动态曲线如图3所示。由图可见，3组岩心的凝析油采出程度（17.4%~24.8%）均高于PVT筒的凝析油采出程度（12.3%）。PVT筒中的衰竭实验并非连续产气，而是在特定压力下进行充分搅拌，并排出额外气体保持容积恒定，析出的凝析油沉降在底部无法流动；岩心衰竭实验为连续产气，体系处于非平衡状态，部分凝析油析出后被气体带出地层，滞留量减少，因此采出程度大于PVT筒。PVT筒和岩心所测得的采出程度可分别作为实际凝析气藏评价的下限值和上限值。
对比裂缝影响，衰竭开发前期（>32 MPa），裂缝岩心凝析油采出程度高于无裂缝岩心；衰竭开发中后期（<32 MPa），裂缝岩心采出程度增长缓慢，采出程度开始低于无裂缝岩心。在最大反凝析液压力（23 MPa）和废弃压力（5 MPa）下，裂缝使采出程度分别降低1.37%和4.77%。凝析油析出后首先赋存在裂缝、孔隙壁面上，当累积达到临界流动饱和度后开始流动。开发初期，裂缝岩心采出的凝析油主要来自裂缝系统。裂缝导流能力强，流速快，气体携液作用强，凝析油临界流动饱和度低，因此开发前期裂缝岩心的凝析油采出程度高。开发中后期，裂缝中可采凝析油含量减少，此时裂缝岩心的凝析油主要通过基质—裂缝—采出端的流动路径采出，无裂缝岩心的凝析油则通过基质—采出端的路径采出。裂缝岩心基质中的凝析油气分离后，气体极易沿具有高导流能力的裂缝流出，无法将凝析油带出基质，导致凝析油大量滞留难以采出，最终采出程度低于无裂缝岩心。
3.2 不同储层注气开发动态
对于裂缝潜山，注气阶段采出程度由15.8%提高至29.5%，提升幅度不及无裂缝潜山。由图5可知，注气前期，裂缝潜山采出程度上升趋势与无裂缝潜山较为接近；注气0.5 HCPV后，采出程度上升明显放缓。注气0~0.5 HCPV与0.5~1.5 HCPV的采出程度提高幅度接近。气油比曲线呈现明显的台阶状：注气0.4 HCPV时，气油比迅速上升；0.6 HCPV后，气油比恢复平稳上升；1.4 HCPV后，气油比再次迅速上升。该现象说明在0.4 HCPV时，注入气沿裂缝发生气窜。气体沿裂缝的高速流动，使裂缝中的非平衡相变效应和毛管数效应增强，裂缝中凝析油饱和度降低，进而促进基质中凝析油流入裂缝并产出。因此在0.6 HCPV后，气油比恢复平稳。随着气驱进行，由于潜山储层基质的微观非均质性，导致基质到裂缝的流动形成气窜通道，1.4 HCPV后气油比再次迅速上升。此外，根据无裂缝潜山的气油比曲线，1.5 HCPV后，气油比亦出现迅速上升特征，佐证了潜山储层基质的微观非均质性。因此，裂缝潜山注气过程将形成裂缝、基质—裂缝两类气窜通道。
凝析气藏注气提高驱油效率机理包含相变机理、压力保持、驱替机理3个方面。对于相变机理，注入干气使储层凝析气体系轻质组分含量上升，从而实现对凝析油的超临界抽提以及多级接触近混相驱替，减弱反凝析现象［9-12］。对于压力保持，注入气使体系压力维持在一定水平，减缓凝析油的继续析出［13-14］。对于驱替机理，注入气使体系动能提升，气相毛管数增大，卡堵在细小孔喉中的凝析油得以流动；同时微观孔喉波及范围增大，难以建立驱动压差的弱联通孔喉中的凝析油得以流动。另一方面，开展了注气PVT实验，结果表明，注气后凝析油析出量由33.92%降低至33.39%，变化幅度较小。此外，由图4，注气结束后的衰竭开发曲线与直接衰竭开发曲线基本一致，即注气提高驱油效率仅限于注气阶段。注气结束后，虽储层中仍存在大量干气，但相变作用提高驱油效率的作用较弱。综上可知，凝析气藏注气提高驱油效率的主要机理为压力保持和驱替机理。
3.3 注气时机对比
砂砾岩及裂缝潜山不同注气时机下的动态曲线如图6、图7所示。对于砂砾岩，注气时机越早，注气效果越好。在原始地层压力（47 MPa）下注气时，凝析气系统压力大于露点压力（44 MPa），凝析油在储层中基本无析出，滞留损失及孔喉堵塞现象少，体系以气相流出储层，凝析油采出程度高。凝析油的采出主要位于注气阶段（66%），后续衰竭阶段凝析油采出程度增幅较低（1%）。在最大反凝析液压力（23 MPa）下注气时，凝析油已大量析出，滞留损失及孔喉堵塞现象严重，注入气无法将滞留的凝析油全部动用采出。47 MPa注气、23 MPa注气、直接衰竭的凝析油最终采出程度分别为67.3%、45.6%、24.8%。对于裂缝潜山，虽然注气可显著提高凝析油采出程度，但由于气窜效应，注入气的微观波及程度低，注气时机对最终采出程度的影响不大，47 MPa注气、23 MPa注气、直接衰竭的凝析油最终采出程度分别为30.9%、29.9%、17.4%。
3.4 顶部注气纵向波及分析
图8 砂砾岩剖面模型注气过程中凝析油采出程度及气油比Fig.8 Gas condensate recoveries and gas-oil ratios of for glutenite vertical profile model during gas injection |
图9 裂缝潜山剖面模型注气过程中凝析油采出程度及气油比Fig.9 Gas condensate recoveries and gas-oil ratios of for fractured-buried-hill vertical profile model during gas injection |
由凝析气饱和度分布图（10）可见，砂砾岩模型隔夹层遮挡对重力分异存在一定阻碍作用，但重力驱特征整体上较为明显。注入伴生气密度低于凝析气，在重力分异作用下首先沿顶部运移，将顶部凝析气驱出，形成顶部低凝析气饱和度区。依次关闭上部出口和下部出口，凝析气逐步向中下部运移。隔夹层的纵向遮挡阻碍了重力分异作用，但对不同位置的驱替效果影响不同。上部隔夹层的遮挡延缓了注入气向中下部运移，上部驱替效果好，凝析油采出程度高；下部隔夹层的遮挡阻碍了中上部干气区的推进，导致底部凝析气富集，凝析油采出程度低。裂缝潜山模型高角度裂缝发育，注入气主要沿高角度裂缝运移，阻碍了注入气在注采井间的横向运移，重力驱特征相对较弱，未形成明显低饱和度区，注入气波及范围小于砂砾岩。裂缝主要在模型中下部发育，但下部隔夹层发育程度高，因此模型中部气驱程度最高，气油比上升最慢。
4 结论
本文开展了长岩心注气实验及纵向剖面模型注气实验，分别从驱油效率及纵向波及程度两方面研究了裂缝型凝析气藏注气开发机理。主要结论如下：
（1）对于衰竭开发，动态流动凝析油采出程度高于静态PVT筒采出程度。均质储层渗透率越大，凝析油采出程度越高。裂缝储层凝析油采出程度在前期（>32 MPa）高于无裂缝储层，但中后期（<32 MPa）低于无裂缝储层。在最大反凝析液压力（23 MPa）和废弃压力（5 MPa）下，裂缝使采出程度分别降低1.37%和4.77%。
（2）在最大反凝析液压力23 MPa下注气，均质储层的凝析油采出程度提高20%，且与渗透率关系不大；受气窜影响，裂缝储层的凝析油采出程度仅提高13.7%。均质储层高压注气效果显著优于低压注气，但裂缝储层的注气时机影响不大。在注气过程中，裂缝储层的气油比曲线呈双台阶状，拐点分别位于0.4 HCPV、1.4 HCPV，反映了裂缝和基质—裂缝两类气窜通道的形成。
（3）注气阶段凝析油采出程度显著提升，但后续衰竭阶段相比直接衰竭开发基本无变化。结合注气PVT实验中凝析油析出量变化不大的现象，认为注气提高驱油效率的机理主要为保压和驱替，相变作用影响不大。
（4）均质模型的隔夹层遮挡对重力分异存在一定阻碍作用，但重力驱特征整体上较为明显，顶部气驱程度最高；裂缝潜山高角度裂缝发育，阻碍了注入气在注采井间的横向运移，重力驱特征相对较弱，未形成明显低饱和度区，中部气驱程度最高。
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