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塔中Ⅰ号凝析气田凝析油储量丰富[1]。凝析气藏开发过程中的反凝析现象容易导致凝析油聚集在井底和近井地带，造成井底积液及近井地带流动通道堵塞，降低气井产能[2-4]。因此，研究凝析气藏压力衰竭过程中凝析油的析出规律及赋存形态，对于有效提高气井产能特别是凝析油产量意义重大。
传统的凝析气藏生产动态物理模拟实验[5-7]只能从宏观上评价开发效果，无法真实反映不同开发阶段的油相变化。近年来，CT技术在油气勘探领域的运用逐渐成熟，CT技术成像质量高、准确、速度快、不损坏岩心，能够再现岩石微观孔隙结构及孔隙介质中的流体分布[8]。基于CT技术，油气勘探领域学者将岩心驱替过程可视化[9]，研究了岩石的孔渗参数[10]、孔隙结构特征[11]以及岩心中的流体分布[12-13]等。但是，对于凝析气藏衰竭开采过程中凝析油的形态变化方面的研究较少。
本文采用微米CT扫描技术，选取牙哈区块碎屑岩储层多孔介质和塔中Ⅰ号气田露头碳酸盐岩储层缝洞介质岩心样品，开展凝析气藏压力衰竭实验，对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描，并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割，得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态，通过图像处理和计算结果分析，对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。
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第1组3块样品(直径25.4 mm)来自牙哈区块碎屑岩储层，对3块柱塞样分别钻取微岩心(直径5 mm)，编号1、2、3，用于模拟碎屑岩储层多孔介质压力衰竭式开发；第2组3块样品来自塔中Ⅰ号凝析气田碳酸盐岩储层露头，其结构极其致密，有少量较小裂缝及孔洞结构，对露头样品钻取3块直径25.4 mm柱塞样，并人工雕刻缝洞，缝洞类型分别为单缝洞型、多缝洞垂向叠置型和多缝洞横向叠置型，编号分别为4、5、6，用于模拟碳酸盐岩储层缝洞介质压力衰竭式开发。对处理后的岩心进行孔渗测试，结果见表1。处理过的岩心样品xy方向、xz方向和yz方向的CT扫描图像见图1。
表 1 实验岩心样品孔渗数据
Table 1. Porosity and permeability data of laboratory core samples
岩心编号 孔隙度/% 渗透率/10−3 μm2 1 13.70 35.59 2 3.60 1.01 3 15.34 175.80 4 15.79 204.27 5 14.88 123.89 6 10.36 380.79 
图 1 实验岩心CT扫描图像(黑色为孔隙，灰色为岩石骨架)
Figure 1. CT scanning image of laboratory cores (black: pore; gray: rock skeleton)
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本实验配制的凝析气样品组分数据见表2。表2中，C11+相对分子质量为135.2，C11+相对密度为0.821 8，凝析油密度为0.758 8 g/cm3，闪蒸气油比为15 813.1 m3/m3，偏差系数为0.797 1。凝析气样品P-T相图见图2，图2中，临界点(绿色三角形标识)温度为−24.8 ℃，临界点压力为10.735 MPa，临界凝析压力为15.187 MPa；临界凝析温度为278.4 ℃。
表 2 凝析气样品组分数据
Table 2. Composition data of condensate gas samples
组分 闪蒸油
摩尔分数/
%闪蒸气 井流物
摩尔分数/
%摩尔分数/
%密度/
(g · m−3)CO2 0.00 7.97 7.90 N2 0.00 0.61 0.60 C1 0.24 71.46 70.82 C2 0.21 11.90 148.4 11.79 C3 0.14 4.23 77.4 4.19 iC4 0.15 0.98 23.6 0.97 nC4 0.33 1.15 27.7 1.14 iC5 0.93 0.52 15.6 0.52 nC5 1.30 0.32 9.6 0.33 C6 12.40 0.56 20.0 0.67 C7 25.48 0.22 9.1 0.45 C8 12.45 0.03 1.4 0.14 C9 17.19 0.02 1.1 0.18 C10 9.57 0.02 1.2 0.11 C11+ 19.61 0.00 0.0 0.18 合计 100.00 100.00 335.1 100.00 
图 2 凝析气样品P-T相图
Figure 2. P-T phase diagram of condensate gas samples
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凝析气压力衰竭实验装置主要由注入系统、采出计量系统、数据采集系统、自动控制系统等组成，系统流程图见图3。
图 3 凝析气藏压力衰竭实验流程图
Figure 3. Flow chart of the experiment for the pressure depletion of condensate gas reservoir
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(1)岩心置于与其尺寸适配的夹持器内，设置围压17 MPa、温度70 ℃，调整微米CT扫描设备射线源与接收器之间的距离以达到预期分辨率；
(2)首先对设备内部进行抽真空，接着由上到下向岩心内注入凝析气，待出口见凝析气后提升回压至15 MPa，稳定20 min后，对岩心进行CT扫描；
(3)调转出、入口方向，岩心上端由入口变为出口，压力逐步降至12、10、8、6、4、2 MPa，每降低一个压力值，等待20 min至系统稳定后对岩心进行CT扫描，然后再降低至下一个压力值。
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对微米CT扫描得到的高精度灰度值图像重构后，需要通过分割将每一个体像素归为某一类物质(本实验需分割油相、气相和岩石骨架)，能否精准分割会对之后的建模及定量分析带来非常大的影响[14]。传统的图像分割方法如Otsu、Watershed、Global等方法由于依赖人眼识别和主观判断，识别的准确性欠佳[15-16]。人工智能图像分割技术通过对目标岩心样本典型孔隙、油相和岩石骨架图像的灰度特征进行学习，建立数学模型，从而实现通过机器自动识别各相、提高图像分割的准确性。人工智能算法识别岩心图像的步骤包括如下：(1)获取岩心扫描图像，通过岩心扫描图像得到岩心所映射三维空间中每个像素点的灰度值；(2)根据所述灰度值的变化提取特征量，通过神经网络算法识别岩心所含物质，得到三维空间中的物质分布；(3)取若干像素点作为样本，通过对样本进行物质识别，所得样本数据用于训练神经网络算法，通过神经网络检测上述根据灰度值的变化所提取的特征量，对三维空间中的像素点进行自动识别，从而大幅提高识别精度。
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油、水赋存形态主要由单块油的形态因子和接触面积比共同决定[17]，其关系为
$$G = 6\sqrt {\rm{\pi }} {V / {{S^{1.5}}}}$$ (1) 式中，G为形状因子，无因次；S为某块油的表面积，μm2；V为某块油的体积，μm3。
接触面积比为
$${R_{{\rm{or}}}} = \frac{{{S_{{\rm{cor}}}}}}{{{S_{{\rm{oil}}}}}}$$ (2) 式中，Ror为某块油的接触面积比，无因次；Scor为某块油与岩石骨架的接触面积，μm2；Soil为该块油的表面积，μm2。
根据油相的形态因子和接触面积比，将油相划分为以下4种微观赋存形态：(1)网络状，油相分布于多个孔喉中，体积较大且结构极为复杂；(2)多孔状，油相分布于较少的孔隙和喉道中，形状较复杂；(3)孤立状，油相通常分布于单个孔隙中，形状较规则；(4)油膜状，油相呈薄膜状连续附着于岩石表面。划分标准见表3。
表 3 油相赋存形态划分标准
Table 3. Oil phase occurrence classification standard
赋存
类型形状因子
取值范围接触面积
比取值范围单孔状 G＞0.3 0＜Ror＜1 0.1＜G＜0.3 Ror＜0.45 & Ror＞0.6 油膜状 0.1＜G＜0.3 0.45＜Ror＜0.6 多孔状 0.01＜G＜0.1 0＜Ror＜1 网络状 G＜0.01 0＜Ror＜1 备注:形状因子表示了油滴形状的规则程度(球的形状因子最大，等于1)，剩余油形状因子越小，分布越复杂，越不规则，越难以采出。 -
对微岩心样品按照实验步骤开展凝析气压力衰竭实验，使用人工智能图像处理与识别技术对CT扫描图像进行智能识别和三维重构，得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布，即含有油、气的岩心网络模型，对1、2、3号岩心不同压力下的网络模型分别截取600×600×600网格数据体用作后续模拟计算，对4、5、6号岩心不同压力下的网络模型分别截取800×800×1 200网格数据体(尽可能的保留缝洞构造)用作后续模拟计算。对图像进行处理得到不同压力下的三相切片图及三维图，见图4~图5 (以3号岩心和5号岩心为例)。其中灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油。
图 4 3号岩心不同压力下的三相切片(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 4. Three-phase slice of No. 3 core under different pressures (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
图 5 5号岩心不同压力下的三维图(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 5. Three-dimensional diagram of No. 5 core under different pressures (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
由于孔隙中油相含量非常少，在大视野中无法有效观察油相的形态变化，因此，在3号岩心600×600×600网格数据体中，以最大体积油滴的中心为中心，截取100×100×100网格数据体作为典型观察区域；同样的，在5号岩心800×800×1200网格数据体中，以最大体积油滴的中心为中心，截取100×100×100网格数据体作为典型观察区域。对截取的数据体进行切片，见图6~图7。
图 6 3号岩心典型区域油相形态变化(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 6. Change of oil phase form in the typical zones of No. 3 core (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
图 7 5号岩心典型区域油相形态变化(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 7. Change of oil phase form in the typical zones of No. 5 core (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
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基于1、2、3号岩心网络模型数据体，通过模拟计算可以得到岩心不同压力下的油、气相含量，结果见表4。从表4中可以看出，在碎屑岩储层多孔介质岩心中，油相在孔隙中占比非常低，小于0.2%，在压力衰竭过程中，凝析油含量呈现出先增多后减少的趋势，在4 MPa附近达到峰值。这是由于当气藏压力降至露点压力时，开始析出凝析油，随着压力下降，凝析油量逐渐增多，在4 MPa附近，凝析油量达到最大值，继续降压又有少量凝析油回到气相中去。
表 4 多孔介质储层岩心不同压力下的油、气相含量
Table 4. Oil and gas contents in the cores of porous reservoir under different pressures
压力/
MPa1号岩心 2号岩心 3号岩心 气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%12 12.280 0.000 87.72 3.430 0.040 96.53 12.637 0.153 87.21 10 12.142 0.138 87.72 3.426 0.044 96.53 12.628 0.162 87.21 8 12.126 0.154 87.72 3.424 0.046 96.53 12.618 0.172 87.21 6 12.113 0.167 87.72 3.422 0.048 96.53 12.610 0.180 87.21 4 12.102 0.178 87.72 3.420 0.050 96.53 12.606 0.184 87.21 2 12.109 0.171 87.72 3.424 0.046 96.53 12.624 0.166 87.21 按照表3对多孔介质储层岩心网络模型数据体孔隙中凝析油的4种赋存形态进行统计，结果见图8~图10。可以看出：(1)在压力衰竭过程中，凝析油主要以单孔和油膜状存在，二者合计占比超过90%，多孔状油占比很少，没有网络状油；(2)对于1号和3号岩心来说，在压力衰竭过程中，多孔状油先增加后逐渐减少，而单孔状油先减少后逐渐增加，压力衰竭过程主要是一个油相由单孔状向多孔状转变，再由多孔状向单孔状转变的过程，最终多孔状油有所增加，单孔状油有所减少；(3)对于2号岩心来说，压力衰竭过程中，单孔状油先增加后趋于平稳，油膜状油先减少后趋于平稳，主要是一个单孔状油和油膜状相互转换的过程，多孔状油没有明显变化。
图 8 1号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 8. Oil phase occurrence in No. 1 core under different pressures
图 9 2号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 9. Oil phase occurrence in No. 2 core under different pressures
图 10 3号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 10. Oil phase occurrence in No. 3 core under different pressures
同样的，基于4、5、6号岩心网络模型数据体，通过模拟计算可以得到不同压力下的油、气相含量，结果见表5。可以看出，在碳酸盐岩储层缝洞介质岩心中，油相在孔隙中的占比非常低，小于0.3%，在压力衰竭过程中，凝析油含量呈现出先增多后减少的趋势，在6 MPa附近达到峰值，这与碎屑岩多孔介质储层中凝析油含量变化趋势一致，即为靠近气藏体系临界点区域的反凝析现象。
表 5 碳酸盐岩缝洞储层岩心不同压力下的油、气相含量
Table 5. Oil and gas contents in the cores of fractured-vuggy carbonate reservoir under different pressures
压力MPa 4号岩心 5号岩心 6号岩心 气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%12 17.589 0.207 82.204 26.450 0.30 73.25 13.912 0.173 85.915 10 17.575 0.221 82.204 26.417 0.34 73.25 13.901 0.184 85.915 8 17.563 0.233 82.204 26.402 0.35 73.25 13.893 0.192 85.915 6 17.537 0.259 82.204 26.348 0.40 73.25 13.863 0.222 85.915 4 17.549 0.247 82.204 26.390 0.36 73.25 13.882 0.203 85.915 2 17.565 0.231 82.204 26.405 0.35 73.25 13.891 0.193 85.915 按照表3中油相赋存形态划分标准对碳酸盐岩储层缝洞介质岩心中凝析油的4种赋存形态进行统计，结果见图11~图13。
图 11 4号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 11. Oil phase occurrence in No. 4 core under different pressures
图 12 5号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 12. Oil phase occurrence in No. 5 core under different pressures
图 13 6号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 13. Oil phase occurrence in No. 6 core under different pressures
(1)对于4号和5号岩心来说，在压力衰竭过程中，油相主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%)，单孔状和油膜状油占比较少；随着压力的降低，网络状油先增多后减小，多孔状、单孔状和油膜状油先减少后增多；经过整个压力衰减过程，网络状油占比增加，而多孔状、单孔状和油膜状占比较小；两个样品的网络状油和多孔状油均分别在6 MPa时达到最大值和最小值。
(2)将6号岩心与4号、5号岩心对比发现，4号和5号岩心网络状油先增多后减少，6号岩心网络状油波段式增多；4号、5号岩心多孔状油先减少后增多，6号岩心多孔状油波段式减少。
(3)碳酸盐岩储层缝洞介质岩心压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程，最终，网络状油明显增加，多孔状油明显减少，单孔状和油膜状油略有减少。
以3号岩心和5号岩心为例，对岩心网络模型数据体中4种赋存形态的凝析油的数量(即油滴个数)和体积(即油滴占据的网格数)进行统计，结果见图14~图15。
图 14 3号岩心油相赋存形态数量和体积变化
Figure 14. Quantity and volume change of oil phase occurrence in No. 3 core
图 15 5号岩心油相赋存形态数量和体积变化
Figure 15. Quantity and volume change of oil phase occurrence in No. 5 core
从图14可以看出：(1) 3号岩心在压力衰竭过程中没有网络状油，单孔状油数量和体积均最多，油膜状油数量多但是由于附着于孔壁上的油非常薄，所以总体积并不大，油相主要以大量的单孔和多孔状赋存；(2)多孔、单孔和油膜状油数量和体积均呈现出先增加后减少最后又增加的趋势，最终每种状态的油相数量和体积都有增加。
从图15可以看出：(1)压力衰竭过程中，网络状油数量极少但是体积最大，说明油相以数量较少的巨大网络状赋存，多孔状油的数量和体积都居第二，单孔状油数量不少但是总体积非常小是因为单个单孔状油相的体积非常小，油膜状油数量最多但是由于附着于孔壁上的油非常薄，所以总体积较小；(2)在压力衰减过程中，多孔、单孔和油膜状油数量和体积均呈现出先减少后又增加的趋势，最终每种状态的油相数量都有减少；网络状油数量先减少后增多，体积先增加后减少，这是因为随着压力降低，数量较多的小块网络状油聚集成数量较少的大块网络状油从岩心出口端流出；(3)整个压力衰竭过程是油相由多孔、单孔和油膜状油向网络状油转化产出的过程。
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压力衰竭过程中的油相赋存位置用接触面积比来表征。接触面积比定义为油相与岩石骨架的接触面积与岩石孔隙表面积的比例，该值反映了油相远离或者靠近岩石壁面的程度。以3号岩心和5号岩心为例，对岩心网络模型数据体中凝析油的4种赋存形态的接触面积比进行统计，结果见图16。
图 16 油相赋存形态接触面积比
Figure 16. Contact area ratio of oil phase occurrence
图16a中，3号岩心在压力衰竭过程中，各状态油接触面积比总体呈现出先增加后减少的趋势；图16b中，网络状油接触面积比呈现出先增加后减少的趋势，多孔状油接触面积比呈现出先减少后增加的趋势，说明多孔状油先远离岩石壁面聚集向网络状转化，而网络状油随着体积增大会靠近岩石壁面，随着凝析油的产出，网络状油远离岩石壁面，而多孔状油由于体积减小，在表面张力的作用下会靠近岩石壁面。总的来说，在压力衰竭过程中，随着凝析油增多，油相会向岩石壁面靠近，当油相开始产出，油相会远离岩石壁面，随着油相的产出，油相减少，凝析油在表面张力作用下向岩石壁面靠近。
以3号岩心和5号岩心为例对孔洞底部、孔洞顶部和孔洞侧壁的油相数量和体积进行统计。通过计算岩心网络模型数据体中每滴油的重心，当重心距离孔洞底部小于孔洞顶部时认为该油滴位于孔洞底部，当重心距离孔洞顶部小于孔洞底部时认为该油滴位于孔洞顶部，当重心距离孔洞顶部与底部相同时认为该油滴位于孔洞侧壁。统计结果见图17和图18。
图 17 3号岩心油滴数量和体积占比
Figure 17. Quantity and volume ratio of oil droplets in No. 3 core
从图17中可以看出，3号岩心位于孔隙底部和孔隙顶部的油滴数量和油滴体积基本相等，多于位于孔隙侧壁的油滴。这是由于微小孔隙中的单孔状油体积非常小，油膜状油滴非常薄，两种相态油滴主要靠表面张力附着于岩石孔隙上下壁面(底部、顶部、侧壁的定义是每个油滴的重心位于所在孔隙的上部、下部和中部，所以这个“侧壁”实际上是油滴重心位于孔隙中部的意思，也就是中部油滴比较少)。
图18中，从油滴数量上看，顶部最多，与底部持平，侧壁相对较少，微小油滴可借表面张力附着于顶部，较大油滴受重力作用较易在底部汇聚，而侧壁油量极少主要是由于纺锤状缝洞形态导致不易在侧壁形成剩余油附着；从体积上比较，底部油量明显高于其他位置，主要是由凝析出的油滴汇聚而成，随着压力降低，侧壁油相比例略微减少，主要是由于凝析油重新回到气相中离开，而其接触面积大易脱离造成的。
图 18 5号岩心油滴数量和体积占比
Figure 18. Quantity and volume ratio of oil droplets in No. 5 core
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(1)通过对碎屑岩储层多孔介质岩心和碳酸盐岩储层缝洞介质岩心开展凝析气藏压力衰竭协实验，对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描，并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割，得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态，通过图像处理和计算结果分析，对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。
(2)凝析气压力衰竭过程中的油相赋存形态分析结果表明，在碎屑岩储层多孔介质内，衰竭过程产生的凝析油主要以单孔状和油膜状态赋存(占比超过90%)，多孔状油占比很少，没有网络状油，整体油相高度分散在孔隙和喉道中；而在碳酸盐岩储层缝洞介质内，衰竭过程中形成的凝析油主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%)，油相分布相对集中，网络状和多孔状凝析油通过油膜连接，压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程。
(3)凝析气压力衰竭过程中的油相赋存位置分析结果表明，在压力衰竭过程中，随着凝析油增多，油相会向岩石壁面靠近，当油相开始产出，油相会远离岩石壁面，随着油相的产出，油相减少，凝析油在表面张力作用下向岩石壁面靠近。
(4)凝析气压力衰竭过程中的油相分布分析结果表明，在碎屑岩储层多孔介质内，孔隙底部和孔隙顶部的油滴数量和油滴体积基本相等，多于位于孔隙侧壁的油滴，这是由于微小孔隙中的油滴主要靠表面张力附着于岩石孔隙上下壁面；而在碳酸盐岩缝洞介质储层内，油滴数量顶部与底部持平，侧壁相对较少，这是由于微小油滴可借表面张力附着于顶部，体积较大油滴受重力作用较易在底部汇聚，而侧壁油量极少主要是由于纺锤状缝洞形态导致不易在侧壁形成剩余油附着，底部凝析油体积明显高于其他位置是由于凝析出的油滴汇聚在底部，随着压力降低，凝析油重新回到气相中，而侧壁油相接触面积大易脱离造成比例略微减少。
(5)本文通过开展不同储层岩心压力衰竭实验所揭示的不同开发阶段凝析油赋存形态的变化规律对于凝析气藏开发方案制订及提高凝析油产量具有一定的指导意义。
Study on the microscopic occurrence forms of condensate oil in the pressure depletion process of condensate gas reservoirs
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摘要: 为了研究凝析气藏开发过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态，开展碎屑岩储层多孔介质和碳酸盐岩储层缝洞介质凝析气藏压力衰竭实验，对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描，并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割，得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态，通过图像处理和计算结果分析，对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。研究表明：在碎屑岩储层多孔介质内，衰竭过程中形成的凝析油主要以单孔状态和油膜状态赋存(占比超过90%)，多孔状油占比很少，没有网络状油，整体来说，油相高度分散在孔隙和喉道中；而在碳酸盐岩储层缝洞介质内，压力衰竭过程中形成的凝析油主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%)，油相分布相对集中，网络状和多孔状凝析油通过油膜连接，压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程；在压力衰竭过程中，随着凝析油增多，油相会向岩石壁面靠近，当凝析油开始产出，油相会远离岩石壁面，随着油相的产出，油相减少，凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。本研究为凝析气藏开发方案制定和提高凝析气藏采收率提供了理论支撑。Abstract: In order to research the formation mechanisms and microscopic occurrence states of condensate oil in the development process of condensate gas reservoirs, an experimental study was carried out on the pressure depletion of the condensate gas reservoir in the porous media of clastic reservoir and in the fractured-vuggy media of carbonate reservoir. Micrometer CT scanning was performed on the reservoir cores in different stages of pressure depletion. The oil/gas/rock skeleton in the CT scanning images were identified and divided to determine the distribution state of oil and gas in pores, fractures and vugs in the three-dimensional space. In addition, the occurrence forms and locations of condensate oil in different reservoirs of condensate gas reservoirs in different development stages were characterized by means of image processing and calculation result analysis. It is indicated that the condensate oil formed in the porous media of clastic reservoir during pressure depletion is existed mainly in the form of single pore and oil film (over 90%), the proportion of the condensate oil in the form of multiple pore is quite low and there is no network-form condensate oil. On the whole, oil phase is mainly dispersed in pores and throats. The condensate oil formed in the fractured-vuggy media of carbonate reservoir during pressure depletion is mainly existed in the form of network and multiple pore (over 85%). The distribution of oil phase is relatively concentrated. The condensate oil in the form of network and multiple pore is connected through oil film. The pressure depletion process is the transformation process of oil phase from multiple pore, single pore and oil film to network. In the process of pressure depletion, oil phase will approach the rock wall as the condensate oil increases. When the condensate oil is produced, the oil phase will move away from the rock wall. With the production of oil phase, oil phase reduces and condensate oil approaches the rock wall under the action of surface tension. This study provides the theoretical support for the formulation of condensate gas reservoir development scheme and the improvement of the recovery factor of condensate gas reservoir.
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图 1 实验岩心CT扫描图像(黑色为孔隙，灰色为岩石骨架)
Figure 1. CT scanning image of laboratory cores (black: pore; gray: rock skeleton)
图 3 凝析气藏压力衰竭实验流程图
Figure 3. Flow chart of the experiment for the pressure depletion of condensate gas reservoir
图 4 3号岩心不同压力下的三相切片(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 4. Three-phase slice of No. 3 core under different pressures (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
图 5 5号岩心不同压力下的三维图(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 5. Three-dimensional diagram of No. 5 core under different pressures (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
图 6 3号岩心典型区域油相形态变化(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 6. Change of oil phase form in the typical zones of No. 3 core (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
图 7 5号岩心典型区域油相形态变化(灰色代表岩石，蓝色代表凝析气，红色代表凝析油)
Figure 7. Change of oil phase form in the typical zones of No. 5 core (gray: rock; blue: condensate gas; red: condensate oil)
图 8 1号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 8. Oil phase occurrence in No. 1 core under different pressures
图 9 2号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 9. Oil phase occurrence in No. 2 core under different pressures
图 10 3号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 10. Oil phase occurrence in No. 3 core under different pressures
图 11 4号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 11. Oil phase occurrence in No. 4 core under different pressures
图 12 5号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 12. Oil phase occurrence in No. 5 core under different pressures
图 13 6号岩心不同压力下的油相赋存形态
Figure 13. Oil phase occurrence in No. 6 core under different pressures
图 14 3号岩心油相赋存形态数量和体积变化
Figure 14. Quantity and volume change of oil phase occurrence in No. 3 core
图 15 5号岩心油相赋存形态数量和体积变化
Figure 15. Quantity and volume change of oil phase occurrence in No. 5 core
表 1 实验岩心样品孔渗数据
Table 1. Porosity and permeability data of laboratory core samples
岩心编号 孔隙度/% 渗透率/10−3 μm2 1 13.70 35.59 2 3.60 1.01 3 15.34 175.80 4 15.79 204.27 5 14.88 123.89 6 10.36 380.79 
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表 2 凝析气样品组分数据
Table 2. Composition data of condensate gas samples
组分 闪蒸油
摩尔分数/
%闪蒸气 井流物
摩尔分数/
%摩尔分数/
%密度/
(g · m−3)CO2 0.00 7.97 7.90 N2 0.00 0.61 0.60 C1 0.24 71.46 70.82 C2 0.21 11.90 148.4 11.79 C3 0.14 4.23 77.4 4.19 iC4 0.15 0.98 23.6 0.97 nC4 0.33 1.15 27.7 1.14 iC5 0.93 0.52 15.6 0.52 nC5 1.30 0.32 9.6 0.33 C6 12.40 0.56 20.0 0.67 C7 25.48 0.22 9.1 0.45 C8 12.45 0.03 1.4 0.14 C9 17.19 0.02 1.1 0.18 C10 9.57 0.02 1.2 0.11 C11+ 19.61 0.00 0.0 0.18 合计 100.00 100.00 335.1 100.00
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表 3 油相赋存形态划分标准
Table 3. Oil phase occurrence classification standard
赋存
类型形状因子
取值范围接触面积
比取值范围单孔状 G＞0.3 0＜Ror＜1 0.1＜G＜0.3 Ror＜0.45 & Ror＞0.6 油膜状 0.1＜G＜0.3 0.45＜Ror＜0.6 多孔状 0.01＜G＜0.1 0＜Ror＜1 网络状 G＜0.01 0＜Ror＜1 备注:形状因子表示了油滴形状的规则程度(球的形状因子最大，等于1)，剩余油形状因子越小，分布越复杂，越不规则，越难以采出。
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表 4 多孔介质储层岩心不同压力下的油、气相含量
Table 4. Oil and gas contents in the cores of porous reservoir under different pressures
压力/
MPa1号岩心 2号岩心 3号岩心 气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%12 12.280 0.000 87.72 3.430 0.040 96.53 12.637 0.153 87.21 10 12.142 0.138 87.72 3.426 0.044 96.53 12.628 0.162 87.21 8 12.126 0.154 87.72 3.424 0.046 96.53 12.618 0.172 87.21 6 12.113 0.167 87.72 3.422 0.048 96.53 12.610 0.180 87.21 4 12.102 0.178 87.72 3.420 0.050 96.53 12.606 0.184 87.21 2 12.109 0.171 87.72 3.424 0.046 96.53 12.624 0.166 87.21
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表 5 碳酸盐岩缝洞储层岩心不同压力下的油、气相含量
Table 5. Oil and gas contents in the cores of fractured-vuggy carbonate reservoir under different pressures
压力MPa 4号岩心 5号岩心 6号岩心 气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%气相占比/
%油相占比/
%岩石骨架
占比/%12 17.589 0.207 82.204 26.450 0.30 73.25 13.912 0.173 85.915 10 17.575 0.221 82.204 26.417 0.34 73.25 13.901 0.184 85.915 8 17.563 0.233 82.204 26.402 0.35 73.25 13.893 0.192 85.915 6 17.537 0.259 82.204 26.348 0.40 73.25 13.863 0.222 85.915 4 17.549 0.247 82.204 26.390 0.36 73.25 13.882 0.203 85.915 2 17.565 0.231 82.204 26.405 0.35 73.25 13.891 0.193 85.915
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