摘　要：安岳地区须二段气藏储层低孔、致密，气水交织，含水饱和度高，油气分布不受构造与海拔控制，气井普遍产凝析油，平均生产油气比1489／m³，为四川盆地凝析油含量最高的非常规凝析气藏。采用常规凝析气藏研究手段已无法正确确定气藏类型和准确评价气藏相态特征。为此，建立了高压物性实验、常规凝析气藏类型判别与生产静动态特征相结合的气藏类型判别方法，据此判定该气藏为局部带“油垫”的饱和凝析气藏；运用相态恢复理论准确地模拟了该气藏的流体特征，计算得到气藏平均凝析油含量高达249g／m³，所预测的凝析油产量与实际相吻合。进而提出了提高凝析油采收率的相应开发措施，在考虑注入成本以及后期处理等因素后，建议单井采用“先衰竭后干气吞吐”的开采方式。针对安岳地区须二段气藏相态特征的认识和研究方法，对类似非常规砂岩凝析气藏相态特征的研究具有指导意义。

关键词：凝析油气田  晚三叠世  致密砂岩  气藏类型  相态特征  相态恢复  油垫  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　凝析气藏概况

四川盆地安岳地区须二段气藏位于川中古隆中斜平缓构造带，属于低孔(平均孔隙度8.32％)、致密(岩心覆压渗透率在0.03～0.1mD之间)、高含水饱和度(岩心平均含水饱和度为67％)非常规碎屑岩气藏。该气藏气井普遍产凝析油，部分井产原油，气井生产油气比和流体相态特征分布无明显规律性，产原油井位置、层段与构造和海拔无关，不存在明显的油气界面。常规相态特征研究方法判断该气藏为带“油环”的饱和凝析气藏，但实钻资料和生产动态未表现出带“油环”的饱和凝析气藏特征，处于同一构造部位和海拔高度的井，部分井产原油(如Yl06、Y53-X2、Yll8等)，部分井不产原油(如Yl03)(图1)。因此，需要对该气藏相态特征和气藏类型开展深入研究，搞清气藏类型，明确凝析油含量，为该气藏合理开发方式的选择和油气产量预测提供依据^[1]，同时为类似气藏的研究提供借鉴。

2　饱和凝析气藏依据

流体取样和高压物性实验是判断气藏类型的基础^[1]。根据相平衡原理^[2]，对气藏8口井l0井次的高压物性取样进行检验，除Yll3井和Yl03井第一次井口取样样品合格性有待考察外，其余井次样品相关性均在80％以上，认为分离器取样从相平衡的角度而言是合格的，可以进行相关相态特征研究(表1)。

2．1　传统方法判别

传统气藏类型判断方法有相图法^[3]和经验法，其中经验法又有4种^[2]之多。根据8个样品拟合的相图判断，除2口气井(Y106和Y53-X2)具有饱和凝析气藏的特征外，其余样品均只表现出凝析气藏的特征(图2、3)；根据经验判断法，各井均为凝析气藏，且四参数法、j₁参数法、含气系数与C₂⁺含量关系法均判断Yl06和Y53-X2井为饱和或者带“油环”的凝析气井(表2)。根据4种专门判断是否带油环的常规经验法，安岳地区须二段气藏7口井均为带“油环”或者带“大油环”的凝析气藏(表3)。实际上，安岳地区须二段气藏产原油井位置、层段与构造和海拔无关，尚未发现明显的油气界面，常规方法判断气藏类型与实际存在差异。

2．2　室内实验判断

饱和凝析气藏在分离器取样进行PVT实验，由于部分重质组分的丢失，通常表现出露点压力与井底流压呈线性关系。安岳地区须二段气藏的WDl2、X12、Yl03井取样压力与实测露点压力呈线性关系，且拟合相关性较好，R²＝0.8648；而Yl01、Yl06和Y53-X2井则表现出过剩油的特征(图4)。因此，该气藏为饱和凝析气藏是可以肯定的，是否就像传统方法判断的那样具有“油环”，还需进一步论证。

3　气藏局部存在“油垫"

选取产油量最高的Y53-X2气井进行分析，该井投产第一个月，平均日产气2.04×10⁴ m³，平均日产油35.27t，油气比达到l7.29t／10⁴m³，产出油密度0.8055g／cm³，含蜡量l3.63％，属于原油。在实验室测得Y53-X2井原始地层条件下饱和油的气油比为216.49m³／m³，饱和凝析气气油比为4883.75 m³／m³，结合实际生产过程中产出流体的油气比，计算该井不同时间产出天然气与产出原油在地下的体积比(表4)，结果表明产出流体中原油的比例迅速降低，表现为局部聚集原油的特征。Y53-X2井采气曲线也表明随着生产的进行，产出原油迅速下降，该井投产279d后，气产量基本保持2×10⁴m³／d，油产鲢从初期的45t／d降至2．0t／d(图5)，油产量及油气比迅速下降，同样说明井底附近原油有限。

结合传统与室内实验判断结果综合分析安岳地区须二段气藏为饱和凝析气藏，由于储层的非均质性导致了局部有少量原油存在，即使个别井口可能会出现开井初期产出大量原油的现象，但是随着生产的进行，原油产出量也会迅速下降，由此，将安岳地区须二段气藏类型确定为带“油垫”的饱和凝析气藏。从成藏的角度看，可能由于致密强非均质气藏中原油的差异聚集或原油的裂解，致使局部存在少量原油。

4　流体相态恢复计算凝析油含量

由于安岳地区须二段气臧为饱和凝析气藏，地面取不到具有代表性的流体样品，无法准确确定凝析油含量，对气藏流体相态的认识和气藏开发动态的预测造成不利影响。采用相态恢复理论^[4-7]对原始流体相态特征进行恢复，可以量化和预测气藏油气产量。

根据相态恢复理论，利用数值模拟软件Eclipse中的高压物性分析模型(PVTi)，选取取样时间早、相平衡较好的Xl2井的高压物性实验数据进行相态恢复。首先，对原始PVT数据进行模拟形成临界参数场；然后，在目前压力下，向平衡凝析气中逐渐加入少量平衡油，再计算露点压力，若计算的露点压力低于地层压力，则继续在新的露点压力下加入该压力下的平衡油，直到露点压力恢复到原始地层压力。恢复到原始地层压力下的流体组分，可以代表原始气藏条件下的流体。相态恢复前后对照表表明，相态恢复后潜在凝析油含量C₅⁺提高了1.75％，凝析油含量达到2499／m³(表5)。通过相态恢复模拟饱和凝析气藏地层流体高压物性特征，为开发技术政策制定和气藏动态预测奠定了基础。

将相态恢复研究成果运用于气藏模拟和方案预测中，气井的产气量、产油量、井l：3压力等关键生产指标能够得到较好拟合，在此基础上建立气藏预测模型预测气藏产量，产气量和产油量与实际吻合程度较高，油气比基本吻合(图6)，高压物性实验、常规凝析气藏类型判别与生产静动态特征相结合的气藏类型判别方法和相态恢复理论确定的气藏类型是正确的、预测的凝析油含量是可靠的。

5　凝析油采收率及提高采收率的开发措施建议

定容衰竭实验表明当压力衰竭至l8MPa时，反凝析液量达到最大为10.14％，而在分级压力为4MPa时，凝析油的采收率为l6.99％，天然气采收率为82.54％(图7、8)。饱和凝析气藏一当开井，在地层中即有凝析油析出，安岳地区须二段气藏气井目前的生产动态以及试井解释分析表明近井地带已经有凝析油析出，存在反凝析伤害。

凝析气藏通常的开采方式主要有衰竭式开采、循环注气(露点压力以上注气和露点压力注气)以及单井吞吐^[8-10]。实验及理论研究证明多孔介质中凝析油的采收率高于PVT筒高压物性实验^[11-13]。因此采用室内岩心物理模拟实验优选合理开发方式，结果表明在气藏平均束缚水饱和度为49％，废弃压力为4MPa条件下，采用衰竭式开发，凝析油采收率能够达到33.48％，天然气采收率为84.64％，在露点压力以上注气，能够提高凝析油采收率40.06％，在反凝析液饱和度最大压力下注气，能够提高凝析油采收率l4.06％，单井干气吞吐和加甲醇段塞的单井干气吞吐，分别提高凝析油采收率14.12％和l7.64％(表6)。考虑安岳地区须二段气藏为低孔、低渗的砂岩气藏，非均质性强，不建议采用循环注气的开采方式，另外加甲醇段塞虽然能够解除水锁，降低气液的界面张力，提高气相相对渗透率^[14]，但是考虑到注入成本以及后期的处理，建议单井采用先衰竭后干气吞吐的开采方式，可提高凝析油采收率，达到效益开发的目的。

参考文献

[1]　孙志道，胡永乐．凝析气藏早期开发气藏工程研究[M]．北京：石油工业出版社，2003：220-252．

SUN Zhidao，HU Yongle．The early development of condensate gas reservoir engineering research[M]．Beijing：Petroleum Industry Press，2003：220-252．

[2]　李士伦．天然气工程[M]．北京：石油工业出版社，2000：43-51，73-80．

LI Shilun．Natural gas engineering[M]．Beijing：Petroleum Industry Press，2000：43-51，73-80．

[3]　艾哈迈德塔雷克．油藏工程手册[M]．北京：石油工业出版社，2002：1-2．

TAREK AHMED．Reservoir engineering handbook[M]．Beijing：Petroleum Industry Press，2002：1-2．

[4]　郭平，孙雷．凝析气藏相态恢复理论研究[J]．西南石油学院学报，2001，23(2)：53-59．

GUO Ping，SUN Lei．Study on the phase state restorarion of gas condensate reservoirs[J]．Journal of Southwest Petroleum Institute，2001，23(2)：53-59．

[5]　郭平，油气藏流体相态理论与应用[M]．北京：石油工业出版社，2004：29-30．

GUO Ping．Reservoir fluid phase theory and application[M]．Beijing：Petroleum Industry Press，2004：29-30．

[6]　郭平，李士伦．凝析气藏开发技术发展现状及问题[J]．新疆石油地质，2002，23(3)：262-264．

GUO Ping，LI Shilun．Condensate gas reservoir development technology present situation and problem[J]．Xinjiang Petroleum Geology，2002，23(3)：262-264．

[7]　李士伦，潘毅．提高凝析气藏采收率的新思路[J]．天然气工业，2008，28(9)：l-5．

LI Shilun，PAN Yi．An new idea on enhancing the recovery rate of condensate gas reservoir[J]．Natural Gas Industry，2008，28(9)：1-5．

[8]　李士伦．气田及凝析气田开发新理论、新技术[M]．北京：石油工业出版社，2005：1-9，210-211．

LI Shilun．New theories and technology in gas and conden sate gas field development[M]．Beij in9：Petroleum Industry Press，2005：1-9，210-211．

[9]　杨宝善．凝析气藏开发工程[M]．北京：石油工业出版社，1995：247-298．

YANG Baoshan．Condensate gas reservoir development engineering[M]．Beijing：Petroleum Industry Press，1995：247-298．

[10]　郑小敏，钟立军．凝析气开发方式浅析[J]．特种油气藏，2008，15(6)：59-63．

ZHENG Xiaomin，ZHONG Lijun．Approach to conden sate gas reservoir development schemes[J]．Special Oil＆Gas Reservoirs，2008，15(6)：59-63．

[11]　姜贻伟，戚志林．低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究[J]．天然气工业，2006，26(9)：96-99．

JIANG Yiwei，QI Zhilin．I。aboratory study on the critical flow saturation degree of condensate oil in low-permeabillty condensate gas reservoir[J]．Natural Gas Industry，2006，26(9)：96-99．

[12]　汪周华，郭平．低渗透多孔介质对高含凝析油型凝析气藏相态影响[J]，钻采工艺，2009，32(3)：56-59．

WANG Zhouhua，GUO Ping．Influence of low permeability porous medium on phase state of condensate gas system with high condensate oil content[J]．Drilling＆Production Technology，2009，32(3)：56-59．

[13]　黄全华，李十伦，孙雷，等．考虑多孔介质吸附影响的凝析油气渗流[J]．天然气工业，2001，2l(2)：75-78．

HUAN Quanhua，LI Shilun，SUN Lei，et al．Condensate gas flow under the influence of porous media adsorption[J]．Natural Gas Industry，2001，21(2)：75-78．

[14]　潘毅，孙雷，孙良田，等．甲醇一地层水凝析气相态测试研究[J]．天然气工业，2006，26(4)：96-98．

PAN Yi，SUN Lei，SUN Liangtian，et al．Phase behaviortest of methanol／formation water／condensate gas system[J]．Natural Gas Industry，2006，26(4)：96-98．

本文作者：陈中华  杨洪志  徐伟  李明秋

作者单位：中国石油西南油气田公司勘探开发研究院