C02或N2压裂凝析气藏后近缝带烃类的相态分析

以中原白庙凝析气田白52井为例，研究了CO2或N2压裂停泵时刻裂缝周围的相态变化。首先分析了压后近缝带烃类组分和相态，然后借助牛顿一拉夫森算法，对烃类的相态变化及凝析油饱和度进行了计算，得到了凝析气藏近缝带不同温度和压力下烃类的相态分布情况，以及随着地层中注入气体摩尔分数变化，烃类相态的变化情况。同时，对注入CO2或N2后的相态变化结果进行了定量对比分析。结果表明，注入CO2或N2在储层中的摩尔分数不同时，它们对烃类相态的影响程度是不同的；储层中注入相同摩尔分数的CO2或N2的优劣程度也是不一样的。这对优化凝析气藏压裂的气体类型、气体用量、排量及压裂规模，提高我国低渗透凝析气藏压裂井产量和采出程度具有重要的现实意义。     

CO2压裂后近缝带烃类的相态特征

CO₂压裂与常规水力压裂相比，除具有滤失小、易返排、低伤害等常规优点外，还能降低烃类的露点压力，对易凝析的中间组分产生很强的抽提作用，有效解除了由于温度压力的变化所造成的近缝带凝析油污染。这为提高凝析气藏采收率、制定合理有效的开发手段提供了新的途径。以中原油田白庙凝析气田为例，建立了数值计算模型，研究了CO₂压裂停泵时刻其CO₂量不同时的凝析气藏近缝带烃类的相态变化及各点凝析油饱和度的变化情况。研究结果表明：CO₂气体对凝析气藏烃类的相态影响是CO₂压裂优于常规水力压裂的重要原因，且CO₂量不同时对烃类相态的影响程度存在显著差异。这为现场实际结果的解释及优化凝析气藏CO₂压裂的气体用量和压裂规模提供了理论依据。     

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凝析气藏是最复杂、最特殊的一类油藏，生产过程中随着地层压力的下降会引起重烃相间传质、相态变化，使得研究与认识凝析气藏压裂井产能更加复杂化。文章假设储层内烃的流动为等温的达西渗流,且组成油气烃类的各个组分在渗流过程中相间传质及相态变化是在瞬间完成的；应用物质平衡原理和运动方程建立了总烃和第i组分烃的渗流方程，结合相平衡计算理论、初始条件和定压边界条件，提出了预测压裂后凝析气井生产动态的数学模型；分析了凝析气藏可能存在的不同渗流区域与相应的渗流特征，应用隐式压力显式饱和度（IMPES）方法分别进行有限差分数值计算，给出了压裂后凝析气井凝析液、天然气产量动态，不同时刻地层中的凝析液饱和度分布曲线。由于凝析气藏与常规油气藏的性质差异，其生产动态也明显不同，这为准确进行优化压裂设计提供了计算分析方法。     

牙哈凝析气藏注气开发过程反蒸发动态相态特征

针对牙哈凝析气藏出现的反凝析问题,利用油气相平衡理论,在对典型气井YH301井地层流体相态实验拟合的基础上,模拟研究了该凝析气藏的反凝析相态特征和组分变化特征,同时分析了注入气与地层剩余凝析油和剩余井流物的反蒸发相态变化特征。结果表明：①随着地层压力的降低,凝析气中C1含量逐渐增加,C₁₀⁺的含量逐渐降低,反之也成立;②加载不同比例注入气后,随着注入气比例从20%增加到80%,地层反凝析油的ｐ-T相图临界点从右向左偏移,当注入气摩尔含量超过40%后,整个体系在地层温度134 ℃下已经变成露点状态;③地下剩余流体注气后混合物体系反凝析液量降低,注入气所占摩尔含量越高,反凝析液量降低越多;④注入气摩尔含量大于40%有利于降低体系露点压力和反凝析液量,使凝析气不会再显著发生反凝析损失,反凝析饱和度明显降低,有利于牙哈凝析气藏开发中后期进一步提高凝析油的采收率。     

考虑地层水的凝析气井注CO2相态机理评价

为评价含水凝析气井注CO2消除近井带反凝析污染的相态机理,基于气液液三相相平衡热力学理论,并结合PR状态方程、HV混合规则和活度系数模型,建立CO2-烃-水相平衡热力学计算模型及评价方法。并对一个实际含水凝析气井注CO2吞吐的相态机理进行评价,研究CO2注入时机对反凝析液饱和度、采收率曲线和CO2注入量对反凝析液饱和度、采收率、露点压力及凝析液储量的影响规律。研究表明：最大反凝析压力之前CO2吞吐效果更好,注入量越多效果越好;不同注入时机,凝析液采收率曲线都会出现中间相交,都会降低反凝析液量和露点压力;相同注入量时,随注入时机的推迟,凝析液储量增加。     

用相平衡理论评价注气吞吐消除凝析气井反凝析污染机理

为了评价注气吞吐消除凝析气井近井带反凝析污染的相态机理，文章基于油气两相相平衡热力学理论和PR状态方程，建立了静态零维组分模型。运用该模型，对一个实例凝析气井注气吞吐的相态机理进行了评价，研究了注入气组成、气藏衰竭压力水平以及注气量对消除凝析气井近井带反凝析污染的影响规律。结果显示：在最大反凝析压力之前注气效果更好；注气量越大效果越好，注气量过小反而将增大反凝析损失；注入气降低反凝析液量和露点压力有利于成功的注气吞吐，在相同注入条件下，不同气体吞吐效果为C₃>C₂>CO₂>烟道气>C₁>N₂。     

塔中高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油研究

通过建立凝析油最大反凝析速度判别方法,对不同相态凝析气藏凝析油析出速度变化特征进行分析,准确判定了近井地带凝析油的反凝析程度。在此基础上,通过精细裂缝-基质双重介质凝析气藏数值模拟模型,对塔中Ⅰ号气田Ⅱ区洞穴型、缝洞型高—特高含凝析油凝析气藏注水驱油效果进行了研究,分析了凝析油反凝析程度、水侵模式、裂缝物性及发育程度、裂缝与基质耦合程度和注水速度对气藏储层系统注水驱油效果的影响。研究表明,反凝析程度严重且注入水可形成强能量次生边底水的凝析气藏,具有强油水置换能力,适合注水驱油开发,注水驱油机理分析与现场先导试验结果一致。研究结果为塔中裂缝性双重介质储层高—特高含凝析油凝析气藏中后期增产方案的制订提供了依据。     

气体钻井气藏CO2体积分数实时监测方法

气体钻井技术因其在保护与发现储层方面的优势,近年来被应用于国内部分深层致密砂岩气藏的勘探开发;但该技术在钻完井工艺上的变化,导致已成熟应用于液基钻井的防气藏CO2气体腐蚀技术无法实施。这就要求须在气体钻井中随钻评价气藏}z的腐蚀能力,以确定合理的完井方式。为此,由De Waard公式得出将气藏CO2体积分数作为辅助评价气藏CO2腐蚀能力的指标。基于物质守恒定律推导出气藏CO2体积分数与注入气体流量、注入气体}z体积分数、返出气体全烃体积分数、返出气体CO2体积分数的关系,通过在井场进口端与出口端合理位置布局传感器,实现相关参数的采集。现场实例应用表明,计算结果与地层产气规律、邻井资料相符,验证了该方法的准确性。     

高含CO2凝析气相态测试及分析

为了制定高含CO2凝析气藏的合理开发方式、提高凝析油采收率,需要了解高含CO2的凝析气流体在开发过程中存在的复杂相变行为。采用高温高压多功能地层流体分析仪,对不同摩尔分数CO2凝析气体系样品进行了单次闪蒸实验、露点压力测试、等组分膨胀实验和定容衰竭实验,对比分析了CO2摩尔分数对凝析气体系高压物性参数和相态特征的影响。研究结果表明,随着CO2摩尔分数的增加,凝析油的反凝析速度减缓,且最大反凝析液量减小约15%、凝析油的采出程度增加约20%、天然气采出程度为85%左右、相包络线向内收缩。富含CO2凝析气体系中的CO2既有利于抑制凝析油的反凝析,又有利于增强凝析油的反蒸发,对于提高凝析油采收率具有显著效果。      

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层沙四下古油藏与天然气成因

济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层古近系沙四段下亚段以产出凝析油气为特征。根据天然气烃类气体组成、氮气含量、气体碳同位素、储层显微荧光薄片观察与测试结果以及热模拟实验结果综合分析,丰深1井区天然气属于原油裂解气,且储层孔隙大量分布热蚀变焦沥青。结合储层地温史和烃源岩生烃史,证实该区深层沙四下砂砾岩体存在古近纪末期(Es1末)古油藏,并在新近纪明化镇组沉积期至今(Nm-Q)因热力作用发生裂解,形成现今的深层凝析气藏。同时发现,在古油藏边缘,如丰深3井区存在源岩干酪根裂解与原油裂解成因的混合气;储层大量微观泄压缝的存在是凝析气藏保持正常压力系统的主要原因。