摘　要：安岳地區須二段氣藏儲層低孔、致密，氣水交織，含水飽和度高，油氣分布不受構造與海拔控制，氣井普遍產凝析油，平均生產油氣比1489／m³，為四川盆地凝析油含量最高的非常規凝析氣藏。采用常規凝析氣藏研究手段已無法正確確定氣藏類型和準確評價氣藏相態特征。為此，建立了高壓物性實驗、常規凝析氣藏類型判別與生產靜動態特征相結合的氣藏類型判別方法，據此判定該氣藏為局部帶“油墊”的飽和凝析氣藏；運用相態恢復理論準確地模擬了該氣藏的流體特征，計算得到氣藏平均凝析油含量高達249g／m³，所預測的凝析油產量與實際相吻合。進而提出了提高凝析油采收率的相應開發措施，在考慮注入成本以及后期處理等因素后，建議單井采用“先衰竭后干氣吞吐”的開采方式。針對安岳地區須二段氣藏相態特征的認識和研究方法，對類似非常規砂巖凝析氣藏相態特征的研究具有指導意義。

關鍵詞：凝析油氣田  晚三疊世  致密砂巖  氣藏類型  相態特征  相態恢復  油墊  四川盆地  中

A new understanding of the phase behavior of gas reservoirs in the 2^nd member of the Xujiahe Formation

in the Anyue Block，Sichuan Basin

Abstract：The gas reservoirs in the 2^nd member of the Xuj iahe Formation of the Anyue Block，Sichuan Basin，are featured by low poroslty,high tightness,gas／water co-existence，high water saturation，and the oil／gas distribution free from structural＆altitudinal limitations．Local gas wells with condensate oil commonly produced and the average oil-gas rate of l48g／m³ are thereby known as the most productive unconventional condensate gas wells in the Sichuan Basin．Such conventional methods are inadequate to correctly identify the said condensate reservoir and accurately assess its phase behavior．Thus，in combination with high-pressure physical property testing and statm／dynamic performance analysis，a new gas reservoir type identification method was thus developed．With this new method，the condensate gas reservoirs in this study area were identified as such a type partially underlain by oil rims．Then,the phase recovery theory was adopted to simulate the fluid characteristics of such reservoirs，the average condensate content of which were calculated to be up to 249g／m³，a figure later proved to be approximate to the actual valuej Finally，pertinent development techniques were proposed to enhance the condensate recovery．A recovery technology termed as“depletion followed by dry gas re-lnjection”was suggested for enhancing the single well production when the re-injection cost，post-processing and。ther factors were taken into account．This study is of significance as a reference to research on the phase behavior of similar unconventional sandstone condensate gas reservoirs．

Key words：condensate gas well，Late Triassic，tight sandstone，gas reservoir，phase behavior，phase recovery，oil rim，Sichuan Basin

1　凝析氣藏概況

四川盆地安岳地區須二段氣藏位于川中古隆中斜平緩構造帶，屬于低孔(平均孔隙度8.32％)、致密(巖心覆壓滲透率在0.03～0.1mD之間)、高含水飽和度(巖心平均含水飽和度為67％)非常規碎屑巖氣藏。該氣藏氣井普遍產凝析油，部分井產原油，氣井生產油氣比和流體相態特征分布無明顯規律性，產原油井位置、層段與構造和海拔無關，不存在明顯的油氣界面。常規相態特征研究方法判斷該氣藏為帶“油環”的飽和凝析氣藏，但實鉆資料和生產動態未表現出帶“油環”的飽和凝析氣藏特征，處于同一構造部位和海拔高度的井，部分井產原油(如Yl06、Y53-X2、Yll8等)，部分井不產原油(如Yl03)(圖1)。因此，需要對該氣藏相態特征和氣藏類型開展深入研究，搞清氣藏類型，明確凝析油含量，為該氣藏合理開發方式的選擇和油氣產量預測提供依據^[1]，同時為類似氣藏的研究提供借鑒。

2　飽和凝析氣藏依據

流體取樣和高壓物性實驗是判斷氣藏類型的基礎^[1]。根據相平衡原理^[2]，對氣藏8口井l0井次的高壓物性取樣進行檢驗，除Yll3井和Yl03井第一次井口取樣樣品合格性有待考察外，其余井次樣品相關性均在80％以上，認為分離器取樣從相平衡的角度而言是合格的，可以進行相關相態特征研究(表1)。

2．1　傳統方法判別

傳統氣藏類型判斷方法有相圖法^[3]和經驗法，其中經驗法又有4種^[2]之多。根據8個樣品擬合的相圖判斷，除2口氣井(Y106和Y53-X2)具有飽和凝析氣藏的特征外，其余樣品均只表現出凝析氣藏的特征(圖2、3)；根據經驗判斷法，各井均為凝析氣藏，且四參數法、j₁參數法、含氣系數與C₂⁺含量關系法均判斷Yl06和Y53-X2井為飽和或者帶“油環”的凝析氣井(表2)。根據4種專門判斷是否帶油環的常規經驗法，安岳地區須二段氣藏7口井均為帶“油環”或者帶“大油環”的凝析氣藏(表3)。實際上，安岳地區須二段氣藏產原油井位置、層段與構造和海拔無關，尚未發現明顯的油氣界面，常規方法判斷氣藏類型與實際存在差異。

2．2　室內實驗判斷

飽和凝析氣藏在分離器取樣進行PVT實驗，由于部分重質組分的丟失，通常表現出露點壓力與井底流壓呈線性關系。安岳地區須二段氣藏的WDl2、X12、Yl03井取樣壓力與實測露點壓力呈線性關系，且擬合相關性較好，R²＝0.8648；而Yl01、Yl06和Y53-X2井則表現出過剩油的特征(圖4)。因此，該氣藏為飽和凝析氣藏是可以肯定的，是否就像傳統方法判斷的那樣具有“油環”，還需進一步論證。

3　氣藏局部存在“油墊"

選取產油量最高的Y53-X2氣井進行分析，該井投產第一個月，平均日產氣2.04×10⁴ m³，平均日產油35.27t，油氣比達到l7.29t／10⁴m³，產出油密度0.8055g／cm³，含蠟量l3.63％，屬于原油。在實驗室測得Y53-X2井原始地層條件下飽和油的氣油比為216.49m³／m³，飽和凝析氣氣油比為4883.75 m³／m³，結合實際生產過程中產出流體的油氣比，計算該井不同時間產出天然氣與產出原油在地下的體積比(表4)，結果表明產出流體中原油的比例迅速降低，表現為局部聚集原油的特征。Y53-X2井采氣曲線也表明隨著生產的進行，產出原油迅速下降，該井投產279d后，氣產量基本保持2×10⁴m³／d，油產鰱從初期的45t／d降至2．0t／d(圖5)，油產量及油氣比迅速下降，同樣說明井底附近原油有限。

結合傳統與室內實驗判斷結果綜合分析安岳地區須二段氣藏為飽和凝析氣藏，由于儲層的非均質性導致了局部有少量原油存在，即使個別井口可能會出現開井初期產出大量原油的現象，但是隨著生產的進行，原油產出量也會迅速下降，由此，將安岳地區須二段氣藏類型確定為帶“油墊”的飽和凝析氣藏。從成藏的角度看，可能由于致密強非均質氣藏中原油的差異聚集或原油的裂解，致使局部存在少量原油。

4　流體相態恢復計算凝析油含量

由于安岳地區須二段氣臧為飽和凝析氣藏，地面取不到具有代表性的流體樣品，無法準確確定凝析油含量，對氣藏流體相態的認識和氣藏開發動態的預測造成不利影響。采用相態恢復理論^[4-7]對原始流體相態特征進行恢復，可以量化和預測氣藏油氣產量。

根據相態恢復理論，利用數值模擬軟件Eclipse中的高壓物性分析模型(PVTi)，選取取樣時間早、相平衡較好的Xl2井的高壓物性實驗數據進行相態恢復。首先，對原始PVT數據進行模擬形成臨界參數場；然后，在目前壓力下，向平衡凝析氣中逐漸加入少量平衡油，再計算露點壓力，若計算的露點壓力低于地層壓力，則繼續在新的露點壓力下加入該壓力下的平衡油，直到露點壓力恢復到原始地層壓力。恢復到原始地層壓力下的流體組分，可以代表原始氣藏條件下的流體。相態恢復前后對照表表明，相態恢復后潛在凝析油含量C₅⁺提高了1.75％，凝析油含量達到2499／m³(表5)。通過相態恢復模擬飽和凝析氣藏地層流體高壓物性特征，為開發技術政策制定和氣藏動態預測奠定了基礎。

將相態恢復研究成果運用于氣藏模擬和方案預測中，氣井的產氣量、產油量、井l：3壓力等關鍵生產指標能夠得到較好擬合，在此基礎上建立氣藏預測模型預測氣藏產量，產氣量和產油量與實際吻合程度較高，油氣比基本吻合(圖6)，高壓物性實驗、常規凝析氣藏類型判別與生產靜動態特征相結合的氣藏類型判別方法和相態恢復理論確定的氣藏類型是正確的、預測的凝析油含量是可靠的。

5　凝析油采收率及提高采收率的開發措施建議

定容衰竭實驗表明當壓力衰竭至l8MPa時，反凝析液量達到最大為10.14％，而在分級壓力為4MPa時，凝析油的采收率為l6.99％，天然氣采收率為82.54％(圖7、8)。飽和凝析氣藏一當開井，在地層中即有凝析油析出，安岳地區須二段氣藏氣井目前的生產動態以及試井解釋分析表明近井地帶已經有凝析油析出，存在反凝析傷害。

凝析氣藏通常的開采方式主要有衰竭式開采、循環注氣(露點壓力以上注氣和露點壓力注氣)以及單井吞吐^[8-10]。實驗及理論研究證明多孔介質中凝析油的采收率高于PVT筒高壓物性實驗^[11-13]。因此采用室內巖心物理模擬實驗優選合理開發方式，結果表明在氣藏平均束縛水飽和度為49％，廢棄壓力為4MPa條件下，采用衰竭式開發，凝析油采收率能夠達到33.48％，天然氣采收率為84.64％，在露點壓力以上注氣，能夠提高凝析油采收率40.06％，在反凝析液飽和度最大壓力下注氣，能夠提高凝析油采收率l4.06％，單井干氣吞吐和加甲醇段塞的單井干氣吞吐，分別提高凝析油采收率14.12％和l7.64％(表6)。考慮安岳地區須二段氣藏為低孔、低滲的砂巖氣藏，非均質性強，不建議采用循環注氣的開采方式，另外加甲醇段塞雖然能夠解除水鎖，降低氣液的界面張力，提高氣相相對滲透率^[14]，但是考慮到注入成本以及后期的處理，建議單井采用先衰竭后干氣吞吐的開采方式，可提高凝析油采收率，達到效益開發的目的。

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本文作者：陳中華  楊洪志  徐偉  李明秋

作者單位：中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院