砂泥岩薄互储层地震预测技术在水平井设计中的应用

白庙气田位于东濮凹陷中东部,是中原油田探明储量规模最大的深层凝析气藏。该区气藏构造为多期断层发育的复杂断背斜构造,天然气分布主要受构造、岩性控制,含气跨度大,凝析油含量高,地露压差变化大,目前开发中气井普遍存在反凝析现象,地层、井筒积液严重。考虑到在相同产量条件下水平井产生的压降远低于直井,可以延缓反凝析过程,抑制反凝析堵塞,改变近井地层凝析油气的渗流模式,提出采用水平井开发。因此开展白庙气田储层预测,特别是主力砂体空间展布预测,优选储层分布稳定,剩余储量规模大的砂体,开展水平井提高产能先导试验。     

牙哈凝析气井产能曲线异常原因研究

牙哈凝析气藏,生产初期的测试期间,生产压差变化较小,反凝析不明显,储层流体参数微小变化。但是对于一些采注比例较高的井,测试期间较大的生产压差引起严重的反凝析,导致储层流体参数较大变化。本文通过对历年的产能测试资料进行整体分析,在利用针对多相流不稳定试井解释方法,对其进行解释后分析。发现了在多次产能测试中出现的负斜率现象。通过研究表明,牙哈凝析气藏的负斜率现象,由牙哈气田的储层特征和底层流体相态特征密不可分,并不是由作业方法或解释方法不当造成。有助于提高牙哈凝析气藏开发水平。     

凝析气田开发中水平井的应用及效果评价

白庙气田凝析气田属于整装凝析气田,与同类气田相比较,它是中国开发投资最大整装凝析气田。由于凝析气藏的复杂性和特殊性,决定了在凝析气田的开发过程中存在高技术含量、难度系数大的特点。基于对现代数值模拟技术以及油藏工程的论证分析,将水平井应用于高压、高温凝析气藏的开发。适应了白庙气田凝析气藏的地质特征,并有效克服了其开采阻碍。凝析气藏开发动态研究结果显示,采用水平井开发凝析气藏的效果极佳,经济效益高,而且水平井能够很好地适应凝析气田深部及块状底水、地露压差不大、凝凝析油含量大,以及在凝析气藏开发中实行循环注气开发的方式。     

大涝坝1号构造凝析气藏注水开发实践及认识

凝析气藏常采用衰竭方式开发,随着气藏压力下降,低于露点压力后反凝析严重,产量递减加快,导致凝析油采收率降低。为此国内外大多选择注气保压开发来提高采收率,而凝析气藏注水开发则长期被认为是油气开发上的一个禁区。本文以大涝坝1号构造凝析气藏注水开发先导试验取得的效果及认识,阐述了对于规模小、储量低的小型凝析气藏,坚持边缘低部位注水原则,采用温和注水及间歇注水方式能够有效驱替地层中的凝析油,有效提高该类气藏的凝析油气采收率,在技术和经济上均具有一定的可行性。     

桥口凝析气藏流体相态特征

桥口气藏具有深层、高温、高压和低孔低渗的特点,其流体相态受气态地层水、多孔介质界面效应和储层变形作用明显。论文根据桥口凝析气藏的储层和流体特性,进行富含气态地层水的烃类流体相态特征测试。在实验测试结果基础上根据文献所建预测模型对实验结果进行校正,从而得到了综合考虑气态地层水、界面效应和储层变形作用影响的深层低渗凝析气藏真实相态特征。通过本文研究表明气态地层水、界面效应和储层变形作用将导致深层低渗凝析气藏中流体露点压力升高,反凝析过程提前,反凝析油饱和度增加,反凝析污染加重。研究结果有助于正确认识反凝析对桥口气藏开发的影响,从而制定正确的开发技术政策。     

大涝坝凝析气藏注气开发可行性研究

大涝坝凝析气藏地层流体相态特征复杂,地露压差小,低于露点压力生产时反凝析严重,造成油、气产量下降速度快,开发效果差,鉴于目前采出气分离后浪费严重的事实,采取将分离气回注地层,部分保持压力,提高凝析油的采收率。通过研究储层特征和地层流体注气相态特征,进行优选注气介质、注采比和注气时机对地层流体相态变化规律的影响,为注气开发提供依据。研究表明,大涝坝气藏储层和流体特征适合循环注气,选择注入甲烷＋乙烷混合流体,在0．5的注采比下,采用早期注气的开发模式可以明显提高凝析油的采收率。     

凝析油气藏研究现状

冷凝气藏具有超低孔隙率、超低渗透性、低压差、高过载等特点。处于发展的早期阶段。与常规低渗透气藏相比,转换后的凝析气藏的存在会使低渗透凝析气藏的泄漏过程复杂化,逆凝析损害是降低气井产能的主要因素,凝析气藏属于特殊的气藏,在开发过程中,在井旁发生逆凝析,形成凝析并聚集堵塞储层,凝析油的存在会降低反凝析带的气体渗透性,这将导致气井产能下降,当反凝析油的临界流量较大时,反凝析油对气井产能的影响更为严重。可导致气井提前关闭,超压比一般气藏高5-18mpa,即使是非常差的冷凝气容器,如印尼的Arun气容器,最大反向冷凝量仅为1.1%,当气藏压力低于露点压力时,气井产能下降50%,另一方面,当气井产量低于液体的临界输送能力时,会引起底部中空液体的聚集,在井眼压力、山地密度和微沉积毛细管压力的作用下,底部中空液体吸收低渗透储层的微沉积孔隙,形成重吸附和水锁,进一步加剧了井眼封闭地层的堵塞和损害。因此研究凝析油气藏现状具有重要意义,改善开采的难度。     

Wapiti气田土地单元水平井数部署经济评价研究

Wapiti气田土地单元丰富,采用"井工厂"模式开发西加盆地Montney层的富凝析液致密砂岩气成效显著。不同土地单元下储层渗透率和天然气凝析液含量的差异,导致不同地块具有不同的经济开发价值。本文首先建立了水平井开发土地单元的典型数值模型,通过数值模拟技术分析了不同水平井数部署方案下土地单元的天然气和凝析油的生产特征。研究表明,天然气的生产主要受储层渗透率和水平井数部署方案的影响,天然气凝析液含量和储层渗透率是影响凝析油生产的关键因素。结合当前的油气市场及投资预算,开展了土地单元水平井井数部署经济评价研究,以内部收益率、净现值等作为地块经济评价的指标,分析了不同部署方案下的收益情况,优化了各地块的部署方案。结果表明:当前水平井部署的重点应该放在气田东北部超高凝析液含量的土地单元,通过钻1-2口水平井可取得良好的收益率和净现值;其它地块应根据经济评价结果,部署1口水平井或者暂不部署,待未来气价上升后再逐步开展部署工作。本文的研究成果将指导Wapiti气田下一步的开发工作,以优化投资,进一步提高项目的效益。     

凝析气田不同开发时期采收率变化规律

苏里格气田为低含凝析油气藏，且渗透率低，在开发过程中凝析油采收率低且由于反凝析现象影响了气井的产能。本文在分析了凝析气藏渗流和开发特征的基础上，研究了凝析气田不同开发时期的烃类相态变化规律，介绍了几种提高凝析气田采收率的对策和建议，对凝析气田的科学开发具有一定的借鉴意义。     

东濮凹陷白庙气田潜力评价及开发技术对策

白庙气田地质构造复杂,砂体发育纵横向变化大,气层埋藏深,储层低孔、低渗,地露压差小,稳产难度大,且中后期普遍出现积液,严重影响气井正常生产.气藏开发潜力分析显示,剩余可采储量23.73×108m3,纵向上主要分布于主体区沙三中—沙三下层系,尤以沙三中、下层系开发潜力大,平面上则分布于白55断块,其储量动用率为40.48％.在储层差、人工裂缝缝长有效期短和反凝析液堆积等影响气藏开发因素分析基础上,确立了水平井、多段压裂、注气吞吐、完善气举排液采气工艺等开发技术方案,以有效实现深层凝析气藏的高效整体开发.     

白庙深层凝析气藏采气工艺技术

白庙气田属于深层低渗、高温、富含凝析油和凝析水、近饱和的复杂类型凝析气藏,目前已处于开发中后期,地层压力系数在0.8以下,积液及近井地带反凝析严重影响了气井产能和白庙气田整体采气工艺水平。本文通过模型优选、理论计算、工具研发及工艺配套,优化了闭式气举排液采气、水平井排液采气和注气吞吐解除近井地带反凝析污染技术。     

塔河油田AT11凝析气藏反凝析状况评价

塔河油田AT11凝析气藏底水范围广、能量强。通过室内相态实验、生产气油比、气体相对密度等资料对凝析气藏反凝析状况进行分析和评价。结果表明,区块整体反凝析现象不明显,直井在生产初期发生了反凝析现象,水平井、斜井生产比较稳定,没有出现明显反凝析现象。     

中原油田低渗凝析气藏开采配套技术研究

中原油田深层低渗凝析气藏储层地质特征复杂,开发难度大,工艺技术要求高。通过研究低渗凝析气藏储层改造工艺、气举排液采气技术及反凝析污染治理技术,经过开发实践形成了配套的开采技术,为有效保证中原油田深层凝析气藏的合理高效开发指出新的发展攻关方向。     

凝析气藏开发方案敏感性分析方法研究及应用

根据特殊的凝析气藏特点,提出并实现了基于单因素敏感性分析的凝析气藏开发方案经济评价风险分析方法,并以塔里木盆地某凝析气藏开发项目为例进行了敏感性分析。利用建设投资、经营成本、凝析油产量、凝析油价格、天然气产量和天然气价格六个风险因素,深入讨论了风险因素对开发方案的财务收益率和净现值的影响。并经过实例计算分析,得到与传统将气按照当量折算成油气当量分析的敏感性分析方法相比,该方法将油、气的产量和价格风险因素作为单因素分析更加符合凝析气藏实际特点的结论,有一定的实用价值。     

海上复杂断块凝析气田排水采气工艺技术探讨

消耗式开发的水驱凝析气藏,在开发中后期因地层压力下降,必然引起凝析油反凝析和边底水的侵入,地层中液相饱和度的增加,使储层中由单相流(气相)变成了多相流(油、气、水),极大地降低了含气饱和度和气相相对渗透率,从而导致气井产能急剧下降,造成携液能力降低而产生井筒积液,井筒积液又抑制气井的产气能力,导致气井停喷。要使气井恢复生产,必须排除井筒及地层中过多的积液,目前最有效的办法就是排水采气,通过对陆上复杂断块凝析气田成功的排采经验进行归纳总结,结合海上相似气田实际情况,进行了海上凝析气田排水采气工艺探讨,对于为海上凝析气田排水采气提供有益的参考。     

文南油田文72断块区凝析气藏稳产技术

文72断块区凝析气藏具有构造复杂、高压低渗、储层变化大、跨度大、油气关系复杂、储量分布零散等地质特点，开发难度很大。我们及时吸取开发中的经验教训，适时调整气藏的开发政策，配套相应的稳产技术，通过研究、引进、试验和推广，形成了一套有效的气藏稳产技术，实现了气藏较长时间的稳产，提高了该气藏的整体开发效益。本文旨在起到抛砖引玉的作用，为其它同类气藏提供借鉴。     

白庙凝析气田水平井开发先导试验及效果分析

白庙气田属于深层复杂断块致密砂岩凝析气藏,2001年采用衰竭式开发方式投入开发以来,主要靠直井开采。气井压裂投产初期一般具有较高的产能,但随着凝析油在近井地带析出堵塞渗流通道,产量下降快,多数气井在生产一段时间后甚至停产。因此气藏储量动用程度低,开发效果差。2009年以来,开展了水平井开发这类气藏的试验研究,取得了一定的效果,为深层致密砂岩凝析气藏的合理开发带来了一定的思考。     

苏里格层内凝析油饱和度对流体流动特征影响实验研究

苏里格气田为/特低凝析油含量的凝析气田,凝析液量低,其反凝析现象在以前的研究中没有引起重视,但有研究表明即使很贫的凝析气藏,反凝析液聚积也可能严重降低气井产能,因此有必要对其进行层内凝析实验研究。采用天然气驱替凝析油的方法确定苏里格低渗气田三块岩心临界流动饱和度在20.8-22.6%之间,束缚水饱和度是其主要的影响因素。层内凝析伤害实验表明,凝析油含量增大,其对储层气相渗透率伤害程度增大且凝析现象发生初期伤害更大;在相同凝析油含油饱和度下,渗透率越低岩心的伤害率越大。     

文昌低渗凝析气井产能公式建立及应用

文昌低渗凝析气藏储层岩石颗粒细、孔隙小、凝析油气界面张力低于常规油气界面张力,使其油气渗流渗特征不同于常规油气。针对低孔低渗且反凝析的生产特征,建立综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、滑脱效应以及反凝析等效应的拟压力函数产能评价公式,新公式计算结果显示影响文昌气田群气井产能关键因素为应力及反凝析效应,利用常规压力平方法会在一定程度上高估气井的产能8. 7%,新公式考虑因素全面计算结果更合理。     

注甲醇治理反凝析污染技术在濮8-12气井的应用

低渗透凝析气藏,在气井开发过程中,当地层压力降低到露点压力以后,凝析油会析出,积液造成地层污染,使气井产能下降。为此,对濮8-12井探索实施了注(甲醇段塞和N2)(干气)反凝析污染治理技术,解除其地层反凝析造成的污染,恢复了气井生产产能。