0 引言
近年来，随着勘探程度的不断深入，潜山已成为我国海上油气增储上产的重要接替领域［1-2］。其中，南海东部惠州B古潜山作为火成岩潜山近饱和油气藏受到广泛关注［3］。南海东部惠州B火成岩古潜山属储层巨厚、非均质性强、近饱和流体、上部凝析气下部挥发油的裂缝性复杂油气藏，其开发受到复杂地质特征及复杂流体特征的双重挑战。凝析气藏开发为避免或改善反凝析问题，通常采用循环注气保压或开发中后期注气提高采收率的方式进行开采，但考虑经济效益等因素，目前国内多数凝析气藏采用牺牲凝析油采收率的方式进行衰竭式开发［4-6］。当地层压力低于露点压力时，析出的凝析油呈雾状非稳定状态并分散于气相中，通过提高气相流速可使凝析油即时形成即时采出，避免衰竭开发过程中反凝析油形成连续相，能够有效保持凝析油的传输能力并实现反凝析伤害的改善［7-10］。同理，对于高气油比挥发性油藏，衰竭开发过程中通过利用非稳态高速开采可使溶解气还未彻底由原油中脱出便被采出，更早出现泡沫流态，从而获得更好的弹性膨胀开发效果［11］。因此，研究上凝析气下挥发油成藏模式的裂缝性潜山复杂油气藏衰竭开发过程中非平衡效应的影响具有重要意义。
目前国内外关于非平衡衰竭开发机理主要通过物理实验和理论模型进行研究，现有商业油藏数值模拟软件均基于平衡相态理论（即油气瞬间达到平衡），无法模拟非平衡效应对油气相态以及采出程度的影响，而油气藏实际开发过程中地层流体的平衡状态并非瞬时完成。对于凝析气藏非平衡衰竭实验，王武超等［12］通过非平衡压降理论结合非平衡定容衰竭相态实验，发现衰竭速度越快，反凝析油饱和度越低，同时雾状反凝析持续时间越长，当衰竭速度达到4 MPa/h时，衰竭过程中雾状流持续压力区间达到10.5 MPa，可有效降低反凝析伤害程度，提高凝析油采收率。LIU等［13］通过长岩心非平衡衰竭实验探究了不同凝析油含量、不同岩心类型对凝析油采收率的影响，其发现凝析油含量越高的凝析气流体，衰竭速度越大，凝析油采收率越高，合理增加衰竭速度将有利于凝析油采收率的提高。谢军等［14］基于PVT相态实验和长岩心衰竭实验探究了非平衡衰竭速度对高含水致密凝析气藏的相态以及采收率影响，气态水的存在虽然降低了凝析油的采收率，但对天然气采收率影响不大。王长权等［15］认为含水凝析油气体系在非平衡压降衰竭过程中，由于气液相体系未达平衡，导致液相析出滞后并随气相运动一起被采出，造成凝析油采出程度和产水量提高，且非平衡压降速度越大，凝析油采出程度越高。对于挥发性油藏非平衡衰竭实验，刘念秋等［16］通过PVT定容衰竭实验对挥发性油藏进行了非平衡相态研究，其认为当外界压力变化速度超过相变速度时，挥发性流体中的中间烃类组分可能来不及挥发至气相，使原油自身膨胀能力增加。胡伟等［17］研究了凝析气在裂缝性致密储层中的衰竭开发动态，认为衰竭速度是影响凝析气藏开发的主要原因，天然气采收率随衰竭速度的增快而降低，但凝析油采收率则表现出相反规律，裂缝能够提高天然气和凝析油采收率。国内外众多研究者［18-24］也通过建立非平衡相态理论模型的方式，进行非平衡条件下恒质膨胀和定容衰竭过程的反凝析油饱和度和油气采收率变化的模拟，结果表明非平衡效应可有效降低地层中反凝析液量，提高凝析油采出程度。张利军等［25］通过长岩心实验及纵向剖面模型实验，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；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，裂缝储层凝析油采出程度在前期高于无裂缝储层，但中后期低于无裂缝储层；注气过程中裂缝储层气油比呈双台阶状，反映了裂缝和基质—裂缝2类气窜通道的形成，注气显著提升凝析油采出程度，提高驱油效率的机理主要为保压和驱替；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。综上所述，关于凝析气非平衡效应的研究大多集中于形成机理和相态变化的讨论，对于探究实际非平衡衰竭开采的有效作用范围，以及确定合理的非平衡衰竭速度尚未形成明确的认识；此外，非平衡衰竭对挥发性油藏流体相态及油气采收率的影响研究也鲜有报道。
鉴于此，本文通过长岩心实验分别进行了凝析气和挥发油的非平衡衰竭开发研究，揭示了不同衰竭速度与凝析油、挥发油采收率之间的内在关系，综合分析了不同衰竭速度下凝析油、挥发油阶段采出程度，天然气、溶解气阶段采出程度，以及气油比动态变化规律。利用凝析气和挥发油非平衡衰竭的高速非稳定状态，通过提高衰竭速度保持凝析油和挥发油较高的传输能力，明确了非平衡效应的有效作用范围以及合理的非平衡衰竭速度；此外，本文还探究了衰竭开发过程中不同渗透率级别岩心反凝析伤害程度。
1 非平衡衰竭实验
1.1 实验样品
实验所用的原始地层流体根据国家标准《油气藏流体物性分析方法》（GB/T 26981—2020）进行地层流体样品配制［26］。凝析油样品和挥发油样品取自南海东部惠州B潜山，对复配后的凝析气和挥发油流体样品开展PVT相态测试，潜山凝析气原始地层压力为38.8 MPa，地层温度为140.72 ℃，气油比为1 292.2 m3/m3，露点压力为36.29 MPa，最大反凝析压力为18 MPa，闪蒸油密度为0.776 8 g/cm3；潜山挥发油原始地层压力为40.3 MPa，地层温度为149.7 ℃，气油比为349.6 m3/m3，泡点压力为36 MPa，闪蒸油密度为0.805 2 g/cm3，复配后的凝析气和挥发油流体组成见表1。
表1 凝析气和挥发油流体样品组成Table 1 Fluid compositions of condensate and volatile oil |
| 组分 | 凝析气组成/%（mol） | 组分 | 挥发油组成/%（mol） |
|---|---|---|---|
| CO2 | 0.28 | CO2 | 0.39 |
| N2 | 0.74 | N2 | 0.17 |
| C1 | 65.53 | C1 | 58.45 |
| C2 | 8.65 | C2 | 9.37 |
| C3 | 16.46 | C3 | 4.63 |
| iC4 | 0.39 | iC4 | 3.89 |
| nC4 | 0.36 | nC4 | 1.68 |
| iC5 | 0.13 | iC5 | 0.49 |
| nC5 | 0.09 | nC5 | 0.60 |
| C6 | 0.72 | C6 | 1.10 |
| C7 | 0.68 | C7 | 0.91 |
| C8 | 0.95 | C8 | 0.99 |
| C9 | 0.72 | C9 | 1.07 |
| C10 | 0.56 | C10 | 1.21 |
| 3.75 | 15.07 |
表2 高渗组长岩心物性基础数据Table 2 Basic properties data of high-permeability long core |
| 岩心编号 | 长度 /cm | 直径 /cm | 孔隙度 /% | 基质渗透率 /（10-3 μm2） | 造缝后渗透率 /（10-3 μm2） | 束缚水下渗透率 /（10-3 μm2） | 束缚水饱和度 /% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| JZ1 | 6.698 | 3.845 | 2.6 | 0.070 | 20.14 | 3.5 | 34.3 |
| 1-23A | 3.152 | 3.876 | 5.14 | 0.03 | |||
| 1-01A | 5.751 | 3.875 | 2.29 | 0.026 | |||
| 1-19A | 3.087 | 3.857 | 4.27 | 0.116 |
表3 中渗组长岩心物性基础数据Table 3 Basic properties data of middle-permeability long core |
| 岩心编号 | 长度 /cm | 直径 /cm | 孔隙度 /% | 基质渗透率 /（10-3 μm2） | 造缝后渗透率 /（10-3 μm2） | 束缚水下渗透率 /（10-3 μm2） | 束缚水饱和度 /% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1-18A | 4.321 | 3.867 | 2.51 | 0.033 | 9.49 | 1.32 | 34.43 |
| 1-02A | 5.918 | 3.822 | 2.01 | 0.045 | |||
| 1-06A | 6.29 | 3.862 | 3.75 | 0.038 | |||
| JZ4 | 6.394 | 3.872 | 2.51 | 0.568 |
表4 低渗组长岩心物性基础数据Table 4 Basic properties data of low-permeability long core |
| 岩心编号 | 长度 /cm | 直径 /cm | 孔隙度 /% | 基质渗透率 /（10-3 μm2） | 造缝后渗透率 /（10-3 μm2） | 束缚水下渗透率 /（10-3 μm2） | 束缚水饱和度 /% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1-08A | 4.7 | 3.845 | 7.89 | 0.330 | 2.33 | 0.27 | 35.08 |
| 1-03A | 6.002 | 3.885 | 2.27 | 0.033 | |||
| 1-05A | 6.219 | 3.873 | 2.81 | 0.147 | |||
| 1-11A | 4.953 | 3.804 | 7.11 | 0.115 |
1.2 实验装置及流程
长岩心实验设备为加拿大Hycal岩心驱替装置，实验设备主要包括注入系统、夹持器系统和采集系统。注入系统主要包括驱替泵、中间容器（凝析气、挥发油、干气、脱气油及地层水）和围压泵，夹持器系统是长岩心驱替装置的关键部分，主要由长岩心外筒、胶皮套和轴向连接器组成。采集系统由回压阀、分离器、气量计等组成，实验流程如图1所示。
1.3 实验方法
为探究非平衡衰竭开发对潜山凝析气和挥发油2种地层流体的油气相态以及采收率影响，并明确不同渗透率条件对凝析气衰竭过程中反凝析伤害程度的影响，分别设计了非平衡衰竭实验和反凝析伤害程度评价实验，非平衡衰竭实验采用中渗组长岩心，反凝析伤害程度评价实验分别选取高渗组、中渗组以及低渗组长岩心。
凝析气和挥发油非平衡衰竭实验方法如下：
（1）将实验岩心洗净、烘干，组合完成后装入长岩心夹持器，并按顺序依次连接驱替泵、配样器、中间容器、岩心夹持器、围压泵、回压阀、油气分离器和计量装置等。
（2）根据岩心孔隙体积和束缚水饱和度计算得到束缚水体积，定量饱和束缚水，并向岩心夹持器中注入干气（挥发油实验为脱气油）建立原始地层压力，然后将岩心夹持器恒温至地层温度。
（3）将配制的地层流体样品以一定的速度注入岩心夹持器，待岩心夹持器出口端气油比与配样气油比一致时转样结束。
（4）设定压降速度，关闭岩心夹持器入口端阀门，通过回压阀所连泵以一定速度降压，开始衰竭实验，控制围压泵始终与夹持器内部保持约3~5 MPa的压差，并记录夹持器出口端记录出口端油量与气量。
（5）当岩心压力衰竭至废弃压力时结束实验，将实验设备清洗后进行下一组实验。
岩心反凝析伤害程度评价实验方法如下：
（1）定量饱和束缚水后，用干气建立原始地层压力，将配制好的凝析气样品以一定速度注入长岩心夹持器，完成凝析气流体转样，并测试气相渗透率。
（2）采用降低回压的方式进行衰竭实验，当孔隙压力低于露点压力后，岩心中产生反凝析油，用对应压力条件下的平衡凝析气以稳态法测试长岩心气相渗透率，直至废弃压力。
（3）记录不同压力下气测渗透率，计算反凝析伤害程度（当前压力下气相渗透率相对于原始气测渗透率的降低幅度）。
2 非平衡衰竭对凝析油采收率的影响
如图2（a）所示，PVT筒和长岩心实验中非平衡衰竭下凝析油采出程度均高于平衡衰竭，其中，PVT筒中非平衡衰竭5 MPa/h相较于平衡衰竭凝析油采出程度提高3.9%，长岩心中非平衡衰竭5 MPa/h相较于平衡衰竭凝析油采出程度提高14.28%，表明非平衡效应能有效提高凝析油采出程度，与张利军等［25］的裂缝型潜山衰竭实验认识一致，其长岩心非平衡衰竭凝析油采出程度相比PVT筒平衡衰竭凝析油采出程度高约5.1%~12.5%。其主要作用机理为凝析油开始析出时以油滴形式分散于气相中，但在非平衡条件下凝析油更容易被高速气流带出，导致气相和液相不能达到充分平衡因而无法形成连续液相，因此非平衡衰竭下凝析油采出程度高于平衡衰竭凝析油采出程度。
但值得注意的是，无论平衡衰竭还是非平衡衰竭，长岩心中凝析油采出程度均高于PVT筒，主要原因在于PVT筒中析出的凝析油由于重力作用会沉降在筒底部，其仅能依靠气相携带以及反蒸发作用被采出，而长岩心中反凝析油在达到临界流动饱和度后可大量参与流动。PVT 筒和长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和上限参考值。
图2（b）为PVT筒和长岩心平衡衰竭与非平衡衰竭下天然气采出程度变化，可以看出PVT筒中非平衡衰竭对天然气采出程度几乎无影响，主要原因在于PVT筒与真实岩心不同，天然气由筒顶部沿管线采出，并未考虑多孔介质的影响，不存在真实地层中由于反凝析导致的气相渗透率下降、毛管压力以及吸附现象等问题。因此，研究真实岩心中非平衡衰竭对凝析油和天然气采出程度的影响能更贴近现场实际生产，同时评价衰竭过程中岩心中反凝析伤害程度同样具有重要意义。
图3（a）为长岩心实验不同非平衡衰竭速度（2 MPa/h、5 MPa/h、10 MPa/h、20 MPa/h）下凝析油采出程度变化，对应的凝析油累计采出程度分别为26%、35.62%、42.7%和45.13%。实验结果表明：非平衡衰竭速度由2 MPa/h增加至10 MPa/h的过程中，虽然凝析油采出程度显著增加，但继续增加衰竭速度至20 MPa/h时，凝析油采出程度仅增加2.43%，表明适当提高开采速度有利于凝析油产出，但非平衡效应存在一定有效范围，高于临界值后非平衡效应将被削弱，其原因在于非平衡速度过大可能导致远井区地层提前产生反凝析现象，大量反凝析油滞留于地层，进而影响凝析油采出程度。图3（b）为相同非平衡衰竭速度下天然气采出程度变化，对应的天然气累计采出程度分别为67.41%、65.86%、61.2%和57.83%。在非平衡衰竭速度由2 MPa/h增加至20 MPa/h的过程中，天然气采出程度逐渐降低，该现象与现有文献中常规认识不同，主要原因在于潜山岩心呈现双重介质特征，裂缝既是储集空间也是渗流通道，但其储量主要位于基质孔隙以及微裂缝，由于基质渗透率与裂缝渗透率极差过大，非平衡衰竭速度越大，基质孔隙中天然气越不容易为裂缝形成连续补充，同时由于远井区过早产生反凝析现象，气相流动能力会进一步减弱，因此导致潜山天然气采出程度随衰竭速度的增大而减小。
图3（c）为凝析油阶段采出程度随压力变化，可以看出在原始地层压力38.8 MPa衰竭至废弃压力10 MPa的过程中，随着衰竭速度的增大，凝析油阶段采出程度整体呈增大趋势，但当衰竭速度超过10 MPa/h后，凝析油阶段采出程度几乎不再增加，衰竭速度20 MPa/h与10 MPa/h在压力30.3 MPa后阶段采出程度一致，再次表明非平衡效应存在有效作用范围。此外，非平衡衰竭速度为2~5 MPa/h时，衰竭过程中凝析油阶段采出程度表现为先减小后增大再减小的规律，而非平衡衰竭速度为10~20 MPa/h时，衰竭过程中凝析油阶段采出程度仅表现为逐渐减小的规律，在地层压力低于25~30 MPa后（露点压力的70%~80%），凝析油阶段采出程度基本一致。以衰竭速度2 MPa/h为例，在原始地层压力38.8 MPa衰竭至35.63 MPa的过程中，凝析油逐渐析出并在岩心中堆积，凝析油阶段采出程度呈下降趋势，35.63 MPa衰竭至29.34 MPa的过程中，凝析油阶段采出程度基本保持不变，表明此时凝析油已达到临界流动饱和度，该阶段产生的反凝析油与流动的反凝析油达到动态平衡，27.5 MPa时岩心中反凝析油饱和度低于临界流动饱和度，反凝析油无法流动导致凝析油采出程度降低。27.5 MPa衰竭至21.55 MPa过程中岩心中反凝析油再次开始流动，当衰竭至最大反凝析压力18 MPa时，凝析油采出程度降至最低，18 MPa衰竭至10 MPa过程中，凝析油采出程度逐渐降低并维持在较低水平，该阶段凝析油采出主要依靠反蒸发抽提效应，该作用所能采出的凝析油量较少。图3（d）为气油比变化关系图，可以看出非平衡衰竭2 MPa/h过程中气油比表现出增大与减小交替的趋势，而5 MPa/h、10 MPa/h和20 MPa/h衰竭过程中整体表现为上升趋势，且气油比整体大幅低于2 MPa/h，表明非平衡衰竭速度越快，速度剥离效应对反凝析现象的抑制效果越强，若不存在边底水的定容封闭条件下，选择合适时机适当提高开采速度有利于凝析气藏高效经济开发。
3 非平衡衰竭对挥发油采收率的影响
图4（a）和图4（b）为挥发油采出程度和溶解气采出程度随压力变化，衰竭速度分别为1 MPa/h、5 MPa/h和10 MPa/h，对应的挥发油累计采出程度依次为20.45%、30.01%和41.55%，溶解气累计采出程度依次为38.45%、42.23%和48.08%，表明非平衡衰竭可大幅提高挥发油采出程度，对溶解气采出程度有一定的提高。当非平衡衰竭速度为1 MPa/h时，在原始地层压力40 MPa衰竭至泡点压力36 MPa过程中，泡点压力以上挥发油由于弹性膨胀作用，挥发油和溶解气采出程度均呈线性增长趋势；当地层压力低于泡点压力36 MPa后，挥发油中的溶解气开始脱出，原油膨胀能力明显减弱，在地层压力由36 MPa衰竭至15 MPa过程中，挥发油和溶解气采出程度增加幅度较低，但随着地层压力进一步降低，岩心中富集的溶解气逐渐积累，当地层压力降至15 MPa以下后，地层中形成明显的气驱油效果，挥发油泡沫流现象开始出现，挥发油采出程度再次出现线性增长趋势，该条件下挥发油和溶解气采出程度分别为20.45%和38.45%。整个衰竭过程可以看出，裂缝性潜山挥发油的采出动态呈双重介质特点，最先为裂缝中挥发油被采出，地层压力下降较快，基质孔隙中挥发油补充不足，直到衰竭开发后期在大压差的作用下，基质孔隙中的挥发油才开始进行补充。当衰竭速度增加至5 MPa/h和10 MPa/h时，泡点压力以上挥发油和溶解气采出程度基本无明显变化，地层压力低于泡点压力后，非平衡衰竭速度的增加使得挥发油和溶解气采出程度的增加幅度仍然保持较高水平，主要原因在于高速非平衡衰竭使得原油脱气速度明显变慢，溶解气更难从原油中脱出，因而非平衡效应使得挥发油的膨胀能力得到更好利用。当地层压力衰竭至废弃压力10 MPa时，与衰竭速度1 MPa/h相比，5 MPa/h和10 MPa/h下对应的挥发油采出程度分别提高9.56%和21.1%，溶解气采出程度分别提高3.78%和9.63%。因此，对于裂缝性潜山挥发性油藏，适当提高开采速度将有利于提高挥发油和溶解气的采出。
4 不同渗透率对反凝析伤害程度的影响
由于不同渗透率条件下衰竭实验的3组反凝析伤害实验结果变化规律较为相似，因此，可采用其中一组的实验结果来分析气相渗透率和反凝析伤害程度变化，并通过对比3组不同渗透率条件下反凝析伤害结果来分析渗透率对反凝析伤害的影响规律。
由图5（a）可知，高渗组长岩心在原始地层压力38.8 MPa衰竭至露点压力36.29 MPa的过程中，由于地层未发生反凝析现象，地层流体始终保持单一气相，平衡气相渗透率未发生明显变化；当地层压力低于露点压力时，地层中析出的反凝析油不断占据气相渗流通道，平衡气相渗透率开始下降；露点压力36.29 MPa降至最大反凝析压力18 MPa的过程中，岩心中凝析油达到临界流动饱和度开始大量参与流动，岩心中出现气—液两相渗流，气相渗透率急剧下降，该压力下平衡气相有效渗透率为1.38×10-3 μm2，渗透率下降幅度为60.57%，最终衰竭至废弃压力10 MPa时，平衡气相有效渗透率为1.26×10-3 μm2，渗透率下降幅度达到63.95%。
除气相渗透率和反凝析伤害程度外，通过对比图5（a）、图5（b）和图5（c）可以看出阶段反凝析伤害程度随岩心渗透率的变化也存在一定规律。岩心渗透率越低，阶段反凝析伤害程度越提早达到最大值，主要原因在于岩心渗透率较低时，在少量的反凝析油析出时便可导致地层渗流通道堵塞，造成岩心反凝析伤害程度大幅增加。图5（d）为不同渗透率岩心衰竭过程中反凝析伤害程度对比，可以看出不同渗透率岩心反凝析伤害程度变化基本一致，在衰竭过程中任意地层压力下，渗透率高的岩心反凝析伤害程度均比渗透率低的岩心小，并且随着地层压力的衰竭，渗透率的差异对反凝析伤害程度的影响表现得更明显。衰竭至废弃压力10 MPa时，高渗组、中渗组和低渗组长岩心的反凝析伤害程度分别为64%、70.45%和77.78%。因此，特别是针对低渗高含凝析油凝析气藏，通过合理提高非平衡衰竭速度可在一定程度上改善近井区反凝析伤害，岩心中反凝析油随高速气流被带出越多，岩心孔隙中气相渗流通道保持越好。
5 结论
本文通过长岩心实验分别开展了裂缝性潜山上部凝析气藏和下部挥发性油藏不同衰竭速度下非平衡衰竭实验，探究了不同衰竭速度对凝析油和挥发油采出程度的影响，并揭示了衰竭开发过程中不同渗透率级别对岩心反凝析伤害程度的影响。主要结论如下：
（1）非平衡衰竭条件下PVT筒和长岩心中凝析油采出程度均高于平衡衰竭，非平衡衰竭速度越大，凝析油采出程度越高，表明适当提高开采速度有利于凝析油产出。当衰竭速度由2 MPa/h增加至10 MPa/h后，凝析油采出程度由26%增加至42.7%，但衰竭速度继续提升至20 MPa/h后，凝析油采出程度仅增加2.43%，综合考虑凝析气合理非平衡衰竭速度为10 MPa/h，非平衡速度过大可能导致远井区地层提前产生反凝析现象。考虑不同阶段凝析油采出程度，在地层压力约为30 MPa（约为露点压力的80%）以上可充分利用非平衡效应加速提升凝析油产出。
（2）泡点压力以上非平衡衰竭对挥发油采出程度基本无影响，泡点压力以下增大衰竭速度可使挥发油脱气速度明显变慢，挥发油的膨胀能力得到更好利用，非平衡衰竭速度越快，地层中泡沫流现象出现时机越早；非平衡衰竭速度由1 MPa/h增加至10 MPa/h，挥发油采出程度由20.45%增加至41.55%，溶解气采出程度由38.45%增加至48.08%。综合考虑10 MPa/h为合理非平衡衰竭速度，适当提高开采速度将有利于挥发油和溶解气的采出。
（3）裂缝性潜山凝析气和挥发油衰竭开发的采出规律呈现明显双重介质特点，裂缝既是储集空间也是渗流通道，但其储量主要集中于基质孔隙以及微裂缝。对于凝析气衰竭开采，天然气采出程度随衰竭速度的增大而降低，由于基质渗透率与裂缝渗透率极差较大，非平衡衰竭速度越大，基质孔隙中天然气越不容易为裂缝形成连续补充。对于挥发油衰竭开采，裂缝中的挥发油最先被采出，直到衰竭后期在大压差的作用下，基质孔隙中的挥发油才大量进行补充被采出。
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