牙哈凝析气田用新技术高效开发

牙哈凝析气田是我国探明的规模最大的凝析气田,具有埋藏深、凝析油含量高、高温高压、高含蜡、低地露压差等特点。研究人员针对其开发中存在的一系列难题,以提高凝析油采收率和气田高效开发为目标,组织多学科联合攻关,形成了一套适合超深高压凝析气藏开发的技术系列,取得了丰硕成果,并建成了我国产能规模最大、第一个整体采用早期循环注气开发的凝析气田,凝析油产能58×104t.科研人员成功地解决了超深陆相地层大井距条件下储集层精细描述和精细建模等难题,建立的地质模型准确地预测了储集层中影响注气效果的高渗透夹层分布规律;成功地获取了高温高压、低地露压差PVT样品,形成了一套高温高压凝析气藏开发机理     

水平井在凝析气田开发中的应用及效果评价

塔里木盆地牙哈凝析气田是目前我国已投入开发的最大的整装凝析气田。凝析气藏是一种特殊和复杂的气藏,在开采过程中凝析油气体系在地层中的渗流伴随着复杂的相变,当地层流压低于露点压力时,凝析气藏会发生反凝析现象,凝析油在地层中析出,这既污染了产层,又降低了凝析油最终采收率,因此凝析气藏开发难度大、技术含量高。根据牙哈凝析气藏地质特征,在应用现代油藏工程和数值模拟技术分析论证基础上,采用水平井开发高温高压的凝析气藏。开发动态跟踪研究表明,水平井对深层和块状底水、凝析油含量高、地露压差小以及采用循环注气开发的凝析气藏具有很好的适应性,开发效果较好,经济效益明显。     

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反凝析污染对凝析气井的伤害是凝析气藏开发中遇到的一个非常重要的问题,它将降低凝析气井产能,导致凝析油采收率的下降。而影响凝析气藏开发的另一项主要因素是非达西流,它将造成凝析气藏近井地区的凝析油析出、孔道堵塞、渗透率降低。文章针对上述两大问题进行了深入的研究,给出了利用实验定量测定反凝析污染程度的方法;同时结合某具体凝析气田数据,使用油藏工程方法研究了紊流对其影响的程度,利用数值模拟方法模拟了在不同紊流系数下该凝析气田开发方案。通过指标对比分析,得出了气井的非达西效应对凝析气藏开发效果的影响程度和定量研究反凝析污染和非达西流影响程度的方法,为合理开发凝析气藏提供了理论参考。     

塔里木盆地大涝坝凝析气田循环注气开发设计

大涝坝凝析气田开发后期,地层压力降至露点压力以下,凝析油迅速析出,导致流体采出程度低,为了提高采出程度,进行了循环注气开发研究.分析了大涝坝凝析气田地质特征、流体相态特征,确定了凝析气藏注气地质条件,并根据在定容衰竭过程中介质作用对地层凝析油饱和度影响较大,对该凝析气藏采取注气保持压力方式开采.建立了气藏流体单井产出、注入方程,利用老井及新布井进行了注气方案优化.制定了凝析气藏循环注气布井方案,对循环注气开发指标进行了预测,形成了凝析气藏循环注气配套技术.通过气藏循环注气开发模拟,得出开发指标,并与衰竭方式开采指标对比,发现凝析油采收率大幅度提高,循环注气应用效果好.     

定容凝析气藏开发指标确定方法

将凝析气藏地质平衡方程式,气井指数式产能方程式与气藏流体研究相结合,完成了定容凝析气藏开发指标的预测。建立了凝析气田开采中的压力、产出干气、凝析油和各拟组分的动态过程,并且确定了气藏的稳产年限和递减结束的时间,通过实例应用,认为该方法简便,可靠,对凝析气田开发的综合评价,方案的选择,宏观决策有很大作用。     

塔里木盆地牙哈凝析气田循环注气开发研究

牙哈凝析气田位于塔里木盆地库车坳陷，是国内已发现的最大凝析气田。牙哈凝析气田的凝析气富含凝析油，地层压力与露点压力非常接近，地层压力与饱和压力之差为2～5MPa，若采用衰竭式开发，随着地层压力下降会出现反凝析，重组分大多损失在地层中，需要采取循环注气方式保持压力开发。根据实际资料建立了气藏产出、注入方程，优化循环注气开发方式、布井方式。优化结果，部分循环注气保持压力开发效果最好，合理注采井距为800～1100m。牙哈凝析气田实施循环注气开发1．5a，年产凝析油50万t以上，凝析油的采出程度比衰竭式开发方式提高25％以上，实现了凝析气田的高效开发。图1表3参6     

凝析油对苏里格气田开发的影响分析

根据理论分析与实验验证，随凝析气藏开发的继续，井底附近地层压力下降，部分凝析油在地层中析出，造成储层污染和凝析油损失，但这都是基于有较高的凝析油含量的凝析气藏。由于低含凝析油对气藏开发影响较小和实验过程中数据难以采集、实验现象不易观察等原因，凝析油对低含凝析油气藏开发的影响没有引起足够重视。通过污染检测试井和数值模拟预测，对低含凝析油的苏里格气田气井动态进行研究，证实在低含凝析气藏开发过程中井底附近存在凝析油的聚积，含油饱和度升高，但由于气藏凝析油含量特低，不会对该气藏气井生产造成明显污染。     

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吉拉克凝析气田发育有两套含油气层系,上部为带油环、具正常压力、高凝析油含量的三叠系凝析气藏,下部为异常高压、低凝析油含量的石炭系凝析气藏。根据这两套油气层的特点,提出利用下部石炭系凝析气藏天然气对上部三叠系凝析气藏实施自流注气开发的设想,并围绕这一设想,进行了开采方式论证、室内实验、数值模拟等研究。研究结果认为：井下控制自流注气的开采方式对提高三叠系凝析气藏的凝析油和油环油采收率有显著效果,方案具有实施性。推荐的实施方案是：憋压１年,再自流注气开采２０年。其开发指标与衰竭式开采２０年的开发指标相对比,可提高三叠系凝析气藏凝析油采收率８５％、油环油采收率３２％、天然气采收率３９％。     

解除低渗凝析气井近井污染研究现状及进展

解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。通过对国内外文献的调研，分析了凝析气藏近井带反凝析油堵塞和反渗吸水锁形成的机理及其对气井产能的影响，总结了解除凝析气井近井堵塞提高产能的实验和理论研究成果以及形成的主要技术手段。结果认为：低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来，可能是解除低渗凝析气井近井堵塞研究的发展趋势。     

衰竭式开发凝析气田合理配产研究

对衰竭式开发的凝析气田，充分利用气井能量，保持合理压降，减少凝析油损失，提高天然气采收率，配产是一个决定性因素。凝析气田合理配产是在充分论证气藏特点的基础上，最大限度地发挥气田整体产能，提高气田开发的经济和社会效益。     

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凝析气藏循环注气开发注干气受气源及天然气价格因素影响较大；注氮气则可以节省宝贵的天然气资源，但会引起凝析气藏露点压力升高而造成一定量的凝析油损失。文章以实际凝析气藏为例，提出干气—氮气交替注入方法开发凝析气藏的方法，可发挥干气对析出凝析油的反蒸发作用，而将氮气作为一种单纯的驱替介质，减小因氮气与凝析气接触后导致露点压力升高而引起的凝析油损失。文章还利用数值模拟方法研究注气时机、储层非均质、段塞尺寸等因素对开发效果的影响，结果表明利用干气—氮气交替注入开发凝析气藏，其凝析油采收率分别比枯竭式和注氮气高31.8%和2.8%，同时可以减少50%的干气回注量，极大地提高了凝析气藏开发的经济效益。     

东海平湖油气田中高渗凝析气藏开发效果分析

东海平湖油气田放鹤亭始新统平湖组气藏,属中高渗砂岩中低凝析油含量凝析气藏,1999年3月投入生产,采用衰竭式开采,至今已有8个年头,目前仍处于开发稳产阶段,日生产天然气量在140×104m3左右。通过对平湖油气田凝析气藏开发生产状况跟踪研究发现,其采气速度高、主力气藏气井无水采气期普遍较长、气油比随着压力下降而上升、凝析油含量随着压力下降而下降、天然气采收率将优于开发方案设计值,同时也发现,防止气井出水、出砂是中高渗凝析气藏开发中应予以高度重视的问题。平湖油气田凝析气藏开发,在技术上和经济上都取得了较好的效果,可以借鉴于类似凝析气田的开发实践中。     

低渗透凝析气藏开发技术

低渗凝析气藏开发有其特殊性和相当难度,要特别重视凝析气藏开发方式、储层改造技术,特别是水平井技术的研究,加强动态分析方法的研究。凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位,凝析油气藏的高效开发一直是世界级难题。凝析气藏渗流凝析气藏在生产中表现出的产能递减现象,促使人们去了解储层中的真实流动状态。在凝析气藏开发过程中,当井底流动压力降低到露点压力以下时,会发生反转凝析现象。反凝析液在生产井井筒附近迅     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同开发方式全直径物理模拟研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,造成其流动机理及凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,需要进行开发机理研究来为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率提供理论基础。本文取得塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田露头岩心造缝造洞,采用现场取得的油气样进行配制,使用高温高压全直径岩心设备进行了垂直衰竭、水平衰竭、注干气保持压力、注水保持压力、注干气吞吐、注水替凝析油的全直径岩心物理实验研究。实验根据缝洞型储层不同结构特征分类对比了各种开发方式对凝析油采收率的影响,对缝洞型储层高含凝析油型凝析气藏的合理开发具有很好的指导意义。     

相态模拟在凝折气井低温分离设计中的应用

本文介绍了应用相态模拟方法预测凝析气井地面低温分离效果的实用方法。研究以低温流体相态模拟实验为基础，对长庆气田上古气藏气井低温分离后，低温流体的相态特征进行了分析，结果证实，采用相态模拟方法评价凝析油脱除效果准确、可靠。对指导低温分离工艺运行参数的调整及上古气藏的开发具有重要的意义，可在凝析气藏低温分离工艺中推广应用。     

中原油田低渗凝析气藏开发成功

低渗凝析气藏的有效开发是国内外气田开发的难题之一。中原油田相继探明了白庙、桥口、濮67气藏等深层凝析气藏，其天然气储量占全油田已探明气层气地质储量的42．3％。这些气藏是典型的深层低渗凝析气藏，具有储量埋藏深、物性差、气层变化快、凝析油含量变化大、地露压差小、高温、高压等复杂的地质特征，开发难度较大，投产气井普遍存在单井产能低、产量递减快、稳产基础薄弱、气井易积液等问题。研究建立了较准确的地质模型、优化压裂液体系和裂缝参数等10多个方面的研密成果和技术创新点.     

深层低渗凝析气藏反凝析特征研究

深层低渗凝析气藏数量越来越多，了解其反凝析特征是气藏开发正确决策的重要基础。以中原油田的深层低渗凝析气藏为主要研究对象，通过CVD测试及真实岩心衰竭实验测试，研究了深层低渗凝析气藏的反凝析特征。研究结果表明：PVT筒的定容衰竭与多孔介质中的衰竭特征有较大的差异，因此应尽可能采用岩心衰竭实验研究深层低渗凝析气藏的真实反凝析相态特征；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中反凝析呈中等偏低水平。近井地层的反凝析液堆积速度较慢，最大反凝析液饱和度值对应的地层压力与气藏标定的废弃压力接近。这表明中原油田深层低渗凝析气藏比较适合于采用衰竭方式开发；中原油田深层低渗凝析气藏衰竭开发过程中产生的凝析油饱和度小于临界流动饱和度，析出的凝析油不会产生反蒸发，因此在气藏开发过程中防止反凝析污婆就显得非常重要．     

水平井在凝析气藏开发中的适应性分析

对水平井开发凝析气藏中的储层特征、储层非均质性、凝析油含量及地露压差的适应性分析,以及数值模拟的结果表明:水平井通过改变油气藏中的流动条件,能实现小压差下的大流量生产,降低边底水锥进的速度,较小的生产压差,可以延缓储层反凝析,从而使储层包含更多的重组分,减缓了储层气田露点的升高,有利于提高凝析油采收率,有效地抑制了反凝析;水平井单井控制储量大,较长的水平段增加了井筒与储层接触面积,从而增加油气井的产量,提高凝析油和凝析气的采收率。对比分析某凝析气藏水平井与直井的开发效果,在气藏总体非均质性不强的情况下,2口水平井的应用效果较好,平均日产气量大幅提高,表明水平井在凝析气藏开发中具有很大的潜力。     

宝浪油田低孔低渗高含油凝析气藏开采工艺优化配套与应用

宝浪油田凝析油气藏属于低孔、低渗致密型凝析气藏,凝析油含量高,地露压差小。采用衰竭式开采时,地层压力下降快,地层出现严重反凝析现象,造成大量凝析油产不出。针对该凝析油气藏的特点,开展了与之相配套的采气工艺研究,并设计配套了包括完井工艺、封堵工艺、生产管柱优化、排液采气工艺、水合物预防以及气层保护等六项技术,为开发此类特低孔、特低渗、高含凝析油凝析气藏提供了技术保障。     

凝析气藏生产过程反凝析特征评价方法

雅克拉-大涝坝凝析气田地露压差小,边底水能量弱.采用衰竭式开发极易发生反凝析现象.目前不能对凝析气藏生产过程中反凝析特征进行识别,从而影响深层凝析气藏的稳产期和最终凝析油采收率.为此建立了凝析气藏反凝析特征综合识别方法.该方法综合考虑了11个能够反映凝析气藏反凝析特征的动静态参数.运用该方法,比较合理地解释了雅克拉、大涝坝凝析气藏不同于常规凝析气藏的生产特征,认为出现这种特征与生产初期反凝析液量少及产量高等因素有关.在此基础上进一步明确了该气藏生产阶段及其生产规律.