裂缝-孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验

柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征,凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,国内外对如何提高裂缝-孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此,首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试（平均孔隙度6.5%,平均渗透率1 mD）,然后进行造缝（裂缝渗透率5~10 mD）,并将岩心组合成长岩心（105.8 cm）,最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气（凝析油含量533 g/m³）进行了注气、吞吐和脉冲注气实验,优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明：露点压力以上注气凝析油采收率最高,其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气;与低渗透砂岩凝析气藏不一样,注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝-孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。     

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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。     

不同注入气对凝析气相态的影响

凝析气藏开发过程中最大的问题是由于地层压力低于露点压力以下而造成凝析油损失,注气是防止凝析油析出并提高采收率的较好方法,但目前不同注入介质对凝析气相态影响还未进行系统研究,以一个真实的凝析气藏为例,使用自行开发的PVTCOG软件和PR状态方程,研究和对比了在凝析气藏定容衰竭不同阶段,注干气、氮气及二氧化碳气对凝析气相态的影响。研究表明不同种类的气体对凝析气露点、凝析油饱和度及采收率有明显不同的影响。     

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.     

凝析油可采储量计算经验公式

在凝析气藏的降压开采过程中，当地层压力低于露点压力后，地层中将出现气、液两相。对于中高凝析油含量的中高渗砂岩凝析气藏，在消耗式开发方式下，凝析油采收率分别与原始凝析油含量、原始气油比、天然气采收率以及初期凝析气井米采气指数(反映储集层物性)之间的相关性良好。根据对大港油田凝析气藏矿场资料的研究，得出4种计算凝析油采收率的经验公式，为计算凝析气藏的凝析油可采储量提供了便捷有效的方法。图4表1参10     

凝析气藏开发中后期注气提高采收率

柯克亚凝析气田目前地层压力已经大幅下降,基本接近甚至低于最大反凝析压力,使得井筒周围析出的凝析油增多,渗流阻力增大致使多井无法正常生产。通过调研类比以及室内凝析油注干气抽提相态实验和长岩心驱替实验,结合现场试注结果,评价分析凝析气藏开发中后期注气提压、提高采收率的可行性。研究表明,随注气量增加,注入气对凝析油的抽提作用明显加强,同时凝析油注气膨胀后流动性能明显改善;在地层压力高于最大反凝析压力时注气,可提高凝析油采收率10%～25%,但地层压力若低于最大反凝析压力时注气,采收率增幅十分有限。柯克亚凝析气田部分砂体封闭性好,规模有限,地层压力接近最大反凝析压力,结合矿场情况优化注采参数,采用控制注采比,注气逐步增压,可以有效避免气窜,提高气藏开发效果。     

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循环注气是提高凝析气藏开发效果及凝析油采收率的有效措施，而循环注气能否使已经存在于地层中的凝析油重新蒸发是人们普遍关注的问题。作者以柯克亚凝析气藏Ｘ４２—Ｘ５１层系为例，对循环注气开采过程中注入气对凝析油的再蒸发作用进行了数值模拟研究，并对Ｘ５１（３）循环注气试验区现场注气后的情况进行了具体分析，得出了凝析气藏循环注气可以使地层中的部分凝析油重新蒸发采出地面的结论。建议当地层压力低于露点压力时，采用保持压力循环注气开采，可提高凝析油的回收率。     

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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％。     

凝析气藏开采方式对比研究

通过对富含凝析油气藏进行组分模拟及不同开采方式的研究 ,得出了采用注水和注气开采凝析气藏的研究结果。流体 (水和气 )的注入是为保持储层压力高于露点压力 ,防止储层中凝析油的析出 ,提高凝析油的采收率。此项对比研究表明 ,无论是注水或注气开采凝析气藏都优于衰竭式开采。尽管油气开采凝析油的采收率要高于注水开采 ,但由于这种开采方式所需投资大 ,作业成本高等原因 ,比较而言 ,注水开采就显得更为适用、经济     

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。     

牙哈5凝析气藏开发方式优化

凝析气藏作为一种特殊的油气藏类型,由于特殊的流体相态特征决定了其开发难度要比一般油气藏复杂得多,开发中不仅要考虑天然气的采出程度,而且还要兼顾凝析油的采出程度.牙哈5气藏为富含凝析油气藏,通过组分数值模拟对不同的开采方式进行对比,得出采用衰竭、注水和注气3种开采方式的开发效果.注水和注气是为了保持地层压力,防止凝析油在地层内大量析出,从而提高凝析油的采收率.对比研究表明,注水和注气开采牙哈5凝析气田要优于衰竭式开采.对注水和注气两种开采方式而言,由于牙哈5气田储层自身的特点,在提高凝析油采出程度方面注气开采方式又要优于注水开采方式.预测结果表明,采用大井距注气开发方式对于延缓气窜可以起到一定作用,从而有利于提高注气效率,增加凝析油采出程度.     

牙哈凝析气藏二次注气抑制反凝析机理及相态特征

为解决凝析气藏天然气回注率不足,地层压力低于露点压力而出现的反凝析损失等问题,以塔里木盆地牙哈凝析气藏反凝析损失监测井地层流体取样器(MDT)取样为基础,运用高温高压PVT相态实验测试和模拟技术,建立了牙哈凝析气藏二次循环注气抑制反凝析损失机理的相态特征研究方法,对提高牙哈凝析气藏凝析油采出程度的可行性和有效性做出了评价。通过目前地层压力下反凝析油和剩余凝析气体系的实验室再现,分别测定了其色谱组成、相态特征和p-丁相态图;分别针对反凝析油和地层剩余凝析气,开展了注气增溶膨胀实验、多次接触抽提实验和注气抽提实验,对地层剩余平衡凝析气还开展了加注干气传质扩散过程非平衡相态行为实验;分析了二次循环注气抑制反凝析损失、降低其反凝析油饱和度、使凝析油产生相态反转的相行为机理;给出了二次循环注气开发时应尽量使其注气压力高于露点压力的建议,当注入0.82 PV时,凝析油累积采出程度将提高13.55%。该研究成果为牙哈凝析气藏的增产提供了重要技术支撑。     

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凝析气井开采过程中，当地层压力小于露点压力时，将在地层中发生反凝析现象，凝析液在井筒附近产生附加表皮系数，导致产气量下降。对反凝析污染进行评价，可以为不同开发时期产能的合理调整提供依据，有效提高气田的开发效益。文章应用气藏工程和数值模拟方法对丘东凝析气藏不同开采时期及整个开采过程的反凝析污染进行了评价，并优选出消除丘东气田近井带反凝析污染的注气气源、注气量和注气时效。计算结果表明，丘东气田气井投产第二年出现近井带反凝析污染，污染主要发生在距井筒10 m以内；考虑到丘东气田的地面建设以及吐哈油田天然气开发的实际特点，采用间歇注气来解除反凝析污染；丘陵LPG干气作为间歇注气消除近井带凝析污染的首选气源，合理的注入气量为4.5×１０４ｍ３，气田从第三年末开始注气，每半年注一次，连续注9 ａ，可以获得较高的累积采气量。     

产水凝析气藏循环注气受效评价标准讨论——以大涝坝凝析气藏为例

塔里木盆地大涝坝凝析气藏开发中后期采取循环注气,由于反凝析和水侵作用,注气机理、注气作用已不同于常规凝析气藏循环注气。为此,首先分析了注入气在地下的流动过程、与地下流体的接触作用,总结出注气过程中主要发生注气驱油、反蒸发、气窜和抑制水侵等作用。进而以注气机理为基础,结合注气前后生产井地面参数、流体监测数据、PVT数据和曲线形态特征,综合评价了生产井受效情况,并给出了各参数变化特征和变化范围。最后据典型参数变化特征,建立了3大类4种受效特征共计15项评价参数,实现了凝析气藏注气受效半定量—定量评价。大涝坝凝析气藏运用该评价标准,确定注气过程中以气驱油作用为主,产水井抑制水侵效果好,距离注气井近的生产井气驱油过程伴有反蒸发作用,生产井未发生气窜。结论认为:该评价标准为进一步优化注气方案提供了依据,并且所描述的注气机理和所建立的受效标准对采取循环注气开发的凝析气藏有一定的参考作用。     

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。     

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中原油田白庙凝析气藏具有埋藏深，构造复杂，储层物性差，凝析油含量高的特点。采用衰竭式开发时，储层压力衰竭较快，当降到露点压力以下时，由于近井地带反凝析液的堵塞作用，凝析气有效渗透率降低，严重损害了凝析气井的产能。若采用循环注气开采，也难以获得经济效益。因此，根据白庙深层低渗透凝析气藏的地质特点，文章提出了以复杂结构井为主导的新型开发模式。数值模拟结果表明：利用复杂结构井开发深层低渗透高含凝析油的凝析气藏，不仅可以提高天然气采收率，同时还能有效控制储层中凝析气的反凝析进程，提高凝析油的最终采收率。     

高含水致密凝析气藏特殊相态变化

高含水致密凝析气藏具有储层低孔、致密、含水饱和度高的特征，在其开发过程中，当压力降低至露点压力以下，流体会发生复杂的相态变化，析出凝析油，形成油、气、水三相渗流，导致渗流阻力进一步增大。与常规凝析气藏相比，高含水致密凝析气藏开发过程中相态变化具有特殊性：①储层含水饱和度较高，水相会影响流体的相态变化；②由于储层致密、流体复杂，井底附近渗流阻力较大，压降漏斗陡峭，流体相态表现出强非平衡相态变化特征，这与常规凝析气藏平衡相变特征存在明显差异。基于室内PVT筒实验、长岩心驱替实验及非平衡相态理论，系统研究了高含水致密凝析气藏的相态变化特殊规律。研究结果表明：①水相会降低凝析气藏的露点压力，增大反凝析油饱和度；②凝析气藏存在"凝析滞后"现象，非平衡相变效应可降低凝析油饱和度；③针对受地层水影响较小的气井可增大生产压差采出更多的凝析油。针对特殊相变特征，研究结果可以为高含水致密凝析气藏开发过程中制定合理的生产压差提供依据。     

凝析气藏注CO2提高采收率机理物理模拟

为深入研究凝析气藏注CO₂提高采收率机理,应用室内实验手段开展了CO₂对凝析气藏流体物性的影响实验。结果表明：注CO₂降低了凝析气的露点压力,降低幅度随注入量增加越来越大,注入0.4倍时的下降幅度达到了15.42%;CO₂注入倍数较小时,对凝析油以溶解、降黏、膨胀作用为主,凝析油膨胀体积的增量是萃取产出凝析油体积的9倍以上,溶解气油比和相对密度随注入倍数增加而增加;CO₂注入倍数较高时以萃取作用为主,生产气油比迅速增加,凝析油相对密度越来越大,采出程度达83%以上。在实际地层条件下,注CO₂开发,在远井区主要发挥降低露点压力的作用,并将露点线向产出井推移;在过渡带初期以溶解膨胀为主,压缩了该区带范围,后期主要为萃取作用,将液动线向产出井推进,缩小了近井带范围;在近井带初期主要为驱替作用形成气流通道,中后期主要为溶解、膨胀、携带和萃取作用。综合以上,凝析气藏注CO₂开发压缩了气液两相区,可大幅提高凝析气藏采收率。研究成果为凝析气藏的注CO₂开发和技术推广提供了重要的技术支撑。