CO2含量对天然气高压物性及烃-水相平衡的影响

以实验测试为基础进行富含CO₂天然气藏的高压物性特征分析,同时按照中国石油行业标准“SY/T 6434-2000天然气藏流体物性分析方法”,建立适用于含CO₂天然气高压物性的测试方法,运用室内物理模拟方法给出在天然气藏中不同含量的CO₂对天然气物性的影响效果评价,并进行相态分析研究;通过对不考虑地层水和考虑地层水的含CO₂天然气进行PVT相态分析(单次闪蒸、等组成膨胀等)实验测试,全面地分析了含CO₂天然气藏地层流体相态变化特征,获得含CO₂天然气的偏差系数、体积系数、密度和压缩系数等物性参数变化规律,结果表明:CO₂-烃-水体系的相态特征很大程度上受到CO₂含量的影响;另外文章对在不同状态方程模型下,富含CO₂天然气偏差因子的计算精确度进行对比分析表明:PR状态方程精确度高,相对平均误差不超过1%,适应性好。     

东海某气田天然气偏差系数实验及计算模型评价研究

为准确计算东海某高含CO₂气田天然气的偏差系数,进而提高气藏工程、采气工程和地面工程设计研究的可靠性,首先采用加拿大DBR-PVT仪进行192组高含CO₂天然气的偏差系数实验分析,然后采用ASPEN HYSYS软件中的BWRS、PR和SRK等12种状态方程进行对应的192组模拟计算,探讨偏差系数的主要影响因素,评价软件状态方程计算偏差系数的准确性。结果表明:实验范围内,压力和CO₂含量对偏差系数的影响较大,温度对偏差系数的影响较小,偏差系数随压力的增加先减小后增大;PR和Sour PR状态方程计算高含CO₂天然气的偏差系数精度最高,平均相对误差1.09%,最大相对误差5.74%。因此,当天然气CO₂含量较高时,建议采用PR和Sour PR状态方程计算偏差系数。     

CO2含量对火山岩气藏开发指标的影响

由于CO₂气体与常规天然气性质存在较大差异,使得富含CO₂的气藏与常规气藏相态特征不同,导致CO₂含量影响气藏的开发指标的变化。为此,以校正过相态的计算模型为基础,研究了等温条件下不同CO₂含量天然气相态变化特征、不同温度下含CO₂天然气相态变化特征及相态变化对开发指标的影响。结果认为：无论是气藏渗流还是井筒流动过程中,富含CO₂2的火山岩气藏的相态计算都必须考虑偏差因子、黏度和密度随CO₂2含量的变化;在压力小于30 MPa时,井筒流动要考虑体积系数的变化;气藏的稳产期、稳产期末采出程度和预测期末采出程度随CO₂2含量的增加不断降低。该研究成果对富含CO₂天然气藏的开发具有指导意义。     

基于物质的量平衡的气藏CO2埋存潜力评估方法

枯竭气藏是进行CO₂埋存的有利场所之一，进行气藏CO₂埋存潜力评估至关重要。基于气藏生产和CO₂埋存采注过程中物质的量平衡原理，考虑气体偏差系数随着温度和压力的变化，依据气体状态方程，建立了气藏CO₂埋存潜力评估模型，分析了采出程度和气体偏差系数对气藏CO₂埋存量的影响。结果表明，采出程度和气体偏差系数越大，越有利于CO₂埋存。结合川中A区块L1井的实际参数进行了CO₂埋存潜力评估，考虑气体偏差系数随储层温度和压力变化预测的CO₂埋存量比传统物质平衡法计算的埋存量高27%。该方法对CO₂埋存潜力评价研究及埋存方案优化具有重要意义。     

松辽盆地南部长岭断陷高含CO2气藏成藏机制分析

通过对松辽盆地南部长岭断陷典型高含CO₂气藏的解剖,对比分析了长深1、长深2、长深4、长深6、长深7等高含CO₂气藏的气体成因、分布特征及其差异,指出基底大断裂的活动特征决定了幔源CO₂和烃类气成藏条件的相对好坏,从而决定了气藏中CO₂的含量及含CO₂天然气的赋存层位,建立了长岭断陷高含CO₂气藏运聚成藏模式,合理解释了长岭断陷含CO₂天然气的勘探现状和复杂分布问题,为CO₂和烃类气的钻前预测提供了理论依据。     

南海北部二氧化碳对天然气水合物形成与分布的影响

南海北部天然气富含CO₂等非烃气体,非烃气体对于水合物既有建设性,也有破坏性。含CO₂的天然气向上运移渗漏到浅层,条件适当时,CO₂可作为碳源,被还原成CH₄,在浅层形成水合物成藏。选取南海北部的几组不同CO₂、N₂含量的气体组分进行的实验表明,含CO₂的天然气形成水合物的温度比纯甲烷水合物要高,致使水合物的赋存深度增加,从而拓展了水合物稳定带的厚度。高含CO₂的天然气藏发生强渗漏并运移至上覆甲烷水合物层时,CO₂可能会置换甲烷水合物中的甲烷,使原有的水合物矿藏遭受破坏或甲烷饱和度下降。      

考虑相态变化的CO2气藏物质平衡方程

在CO₂气藏束缚水、入侵水、产出水中都溶解有CO₂,以摩尔守恒为理论基础,建立了CO₂气藏的物质平衡方程。CO₂的相态及物性变化与气藏压力、温度条件密切相关,同时考虑地层水矿化度对CO₂溶解度的影响,利用牛顿均差插值方法编程计算气藏任意条件下的物性参数。利用物质平衡方程结合CO₂ 的高压物性随压力、温度的变化关系,可以计算CO₂气藏的地质储量和不同采出程度下的平均地层压力,并确定开发过程中的CO₂相态变化。实例验证计算误差为0.131%,说明计算方法切实可行。     

高含CO2天然气相变及其物性参数实验测试

实验确定高含CO2天然气从地层到井口是否发生相变以及准确测试高含CO2天然气的物性参数是安全高效开发该类气田的基础研究内容之一.用加拿大DBR公司的JEFRI相态分析仪,测试了高含CO2天然气从地层到井口的相态变化特征和高含CO2天然气的物性参数(偏差系数、体积系数、压缩系数、密度).实验结果表明:在实验范围内,高含CO2天然气不发生相变;随着压力增加,气体偏差因子先减小后增大(最小值出现在15 MPa左右),体积系数和压缩系数均减小(低压下减小的幅度大于高压),密度增加;随着CO2含量的增加,气体偏差因子减小,密度增加且高压下增加的幅度较低压下明显,体积系数和压缩系数均无明显变化;随着温度的升高,气体偏差因子增大且在15 MPa左右变化幅度最大,体积系数增大且低压下增大的幅度较高压下明显,密度降低且高压下降低的幅度较低压下明显,压缩系数影响很小.     

CO2状态方程适应性对比研究

气体状态方程被广泛应用于计算CO₂的各项物性参数,但CO₂物性参数对温度和压力较敏感,不同状态方程计算的结果有偏差。针对目前常用的状态方程开展适应性研究,基于不同温度和压力条件下CO₂物性参数实验值对比分析了不同状态方程的计算结果。结果表明：1)GERG对CO₂密度及压缩因子具有较高的计算精度。计算CO₂密度时蒸汽区平均相对偏差小于0.5%,气相区小于1%;2)SW方程计算CO₂定压比热的平均相对偏差为0.29%,计算焦汤系数的平均相对偏差为0.87%;3)Fenghour法计算的黏度最大相对偏差不超过0.5%,平均相对偏差为0.34%,计算结果误差较小;4)V-W法对CO₂导热系数的计算结果与实验值较吻合,其平均相对偏差仅为1.24%。研究结果为油气田开发过程中涉及的CO₂物性参数计算提供了一定的参考依据。     

我国高含H2S/CO2气藏安全高效钻采的关键问题

我国高含H₂S/CO₂气藏天然气探明地质储量已经超过5000×10⁸m³，由于国内在高含H₂S/CO₂天然气藏钻探与开采方面缺乏系统的理论和成熟的工程技术，经常遇到系统失稳、压力失控、硫堵塞、工具失效及测试失败等棘手问题，不仅造成了巨大的直接经济损失，而且还严重制约了这类天然气藏的勘探开发与产能建设。为此，系统阐述了高含H₂S/CO₂气藏安全高效钻采的若干关键问题，包括：高含H₂S/CO₂气藏流体相态特征与渗流规律、元素硫积机理与防治、天然气水合物形成与防治、基于超临界流体相态与压力传递规律的井控及预报、高含H₂S/CO₂气藏安全开发模式等，以期为这类气藏的安全、高效生产提供帮助。     

CO2驱油实验研究

为研究CO2驱油机理，并为制定开发方案提供基础数据，严格按照规定取样，按拟合泡点压力的配样原则配样，通过室内高压相态实验、CO2减黏效果评价实验和细管驱油实验，测定CO2-原油多组分体系的相行为，评价压力-体积关系和CO2减黏效果，认识CO2驱的机理和规律。细管驱油实验结果表明，通过采收率随驱替压力曲线的变化规律来确定混相条件最为准确，本次实验油样(胜利油田油样)最小混相压力为26MPa。对比总结国内外大量相关资料，认为对于特定油田的不同油样，相对饱和压力、归一化体积系数、膨胀系数、CO2溶解度和相对黏度等参数与CO2注入浓度的关系曲线是一定的，可以用回归的曲线进行有关预测。图4表1参13     

高含蜡凝析气相态特征研究

应用高压相态装置对高含蜡凝析气的相态进行了系列实验研究.结果发现,在高于露点压力时,高含蜡单相凝析气呈红棕色.在等组成压力温度相图中,高含蜡凝析气的露点压力随温度的降低而升高,未出现常见的临界凝析压力.等液量线与相包络线平行,在一定的温度压力条件下有固相出现.与蜡平衡的气相在低于露点压力时会出现反凝析,因而表现出气、液、固三相共存状态,且液相存在明显的分层现象.气油比降低使高含蜡凝析气泡点压力和露点压力减小.     

The High-Pressure Physical Property of Gas With CO2 in the Changshen Gas Reservoir

The natural gas in Changshen gas reservoir has high CO₂ content. There are no conventional methods to calculate the physical parameters of natural gas. In view of this specificity, the physical parameters are determined and analyzed by PVT laboratory experiments. Experimental studies show that, below 20 MPa, the compressibility factor, volume factor, density, and isothermal compressibility have strong sensitivity to pressure, but the steam content contributes little and the absolute viscosity maintains strong pressure sensitivity. The compressibility factor, density, absolute viscosity, and steam content increase violently stronger than volume factor with the increase of CO₂, and the isothermal compressibility is not sensitive to CO₂. The variations of the high-pressure physical properties of Changshen gas reservoir depend on pressure and CO₂ content, which should be considered in the reservoir development.     

土库曼斯坦酸性气田老井试气前的井筒腐蚀评估

土库曼斯坦右岸气田高温、高压,高含CO2和H2S,属酸性气田,老井封存时间较长,管柱腐蚀严重,试气前的井筒风险评估直接影响到试气作业方式、作业参数的选择及测试工作的安全性。通过研究腐蚀工况,开展现场测井获取全井段腐蚀剖面及室内实验获取腐蚀深度的精确数据,将二者数据有机结合,建立了套管在严重腐蚀情况下剩余强度的测定及校正方法,提高了现场试气的安全性。     

氧气与二氧化碳非催化重整焦炉煤气

为了有效利用焦炉煤气和二氧化碳,开发了氧气与二氧化碳非催化重整焦炉煤气工艺,考察了反应温度、原料气配比对常压下氧气与二氧化碳非催化重整焦炉煤气反应的影响.利用气相色谱对产物进行了分析测定,结果表明:氧气与二氧化碳非催化重整焦炉煤气反应宜在高温条件下进行;V(O2)∶V(CH4)增大,有利于甲烷转化,二氧化碳转化率和一氧...     

不同类型凝析气藏在低渗多孔 介质中的相态及采收率研究

用凝析油含量不同的凝析气分别在PVT筒和长岩心中进行了衰竭实验,并应用超声波测试技术测试了其饱和度以及高温、高压平衡凝析油气相渗曲线和常温、低压常规油气相渗曲线.实验表明,凝析油含量高的凝析气在多孔介质中凝析油的采收率比PVT筒中约高1倍.采用不同相渗曲线及CMG数值模拟软件对长岩心衰竭实验中凝析油的采收率进行了预测,结果表明,造成凝析油采收率差别的主要原因是界面张力导致凝析油气相渗曲线的差别.在数值模拟中,应当使用真实相渗曲线.对于含凝析油低的凝析气藏,多孔介质中定容衰竭凝析油饱和度远高于PVT筒中凝析油采收率,多孔介质中蒸发现象不明显.凝析油饱和度达到最大值后,随压力的降低不再变化,这表明低渗凝析气藏中尽管凝析油含量低,其污染仍然存在,不能忽视.     

天然裂缝性底水驱CO2气藏产能早期评价――以阳5潜山CO2气藏为例

山东省惠民县境内的阳5潜山气藏是构造裂缝、溶蚀孔洞较为发育和具有底水的CO2气藏。利用三次测试资料,分析了该气藏的试井特征,其是:1通过流动压力、流动温度梯度曲线与室内观察结果发现,流动纯CO2气柱与静止CO2气柱的相态特征存在着明显的差异,在高于CO2临界温度的情况下,井筒内就可能出现气、液两相形成的高密度流体(液态水、气态CO2及其水合物),在265.80m左右达到临界条件,可能开始有液态CO2生成,受其影响,井筒损失比较严重;2气井产能较低,气藏稳产条件较差;3两层合采显著降低了气井产能。最后从多方面论证了气井合理初期产能并提出了提高产能的主要措施:对地层采用酸化解堵措施以减小污染,采用小油管增加井筒内流速以提高气流的携液能力。     

桥口气藏凝析油采收率研究

采用实际凝析气体系分别在PVT筒和实际岩心中进行了衰竭实验。研究结果表明,PVT筒比岩心中衰竭实验凝析油采收率低得多。为了探讨造成凝析油采收率差别的原因,首先测试了临界流动饱和度,继而做出了标准常规相渗曲线(氮气驱煤油)以及平衡油和平衡气在高温高压下相渗曲线。利用两种相渗曲线及GEM油藏模拟软件分别对实验结果进行了预测。结果表明,采用常规相渗曲线所预测的凝析油采收率与PVT中凝析油采收率相近,采用平衡油气相渗曲线所预测的凝析油采收率与用岩心衰竭实验测试的凝析油采收率相近,这表明平衡相渗曲线能够较好地反映实际岩心条件下油气的渗流状况。     

非烃对气藏流体偏差系数的影响

针对我国发现的CO2和N2含量相对较高的无机成因气藏的特征,选取有代表性的非烃类流体进行PVT分析,得到了ｐ-Z关系,并以VB语言和所选取的计算模型为基础,编制了相应的计算程序。对典型的临界参数的校正模型与用密度计算的临界参数模型的不同组合的平均偏差、文献中广泛推荐的DAK8、DAK11、Hall Yarborough方法与笔者推荐的方法在计算此类流体的偏差系数时的平均偏差进行了比较。与实验数据进行对比后认为：对于该类气藏在计算临界参数时,除了考虑CO2的影响外,还不能忽视N2的影响。所推荐的方法在计算高含CO2气藏流体的偏差系数时有一定的优势     

含水对普光酸性气田流体物性的影响

为了确定酸性气藏含水是否对其流体物性有影响,笔者通过对普光酸性气田的气样配置了相应的实验无水气样和含水气样,并进行了无水酸性气体和含水酸性气体PVT实验研究。实验结果表明：酸性气体含水对气体偏差因子无影响,而对气体黏度有较大影响,主要表现在低压（<40MPa）条件下。温度对酸性气体的含水量、黏度、偏差因子影响较小。同一压力条件下,温度越高,酸性气体中所含水量越大,气体黏度越小。一定温度,低压条件下,压力升高,气体含水量急剧下降,含水酸性气体黏度减小的程度明显高于未含水酸性气体黏度减小的程度;高压（>40MPa）条件下,压力的升高,酸性气体的含水对其黏度影响较小。