CO_2对凝析气藏相态特征及开发指标的影响

为制定含CO2凝析气藏的合理开发方式、提高凝析油和天然气采收率,分析开发过程中CO2对凝析气相态变化特征和开发指标的影响;利用高温高压多功能地层流体分析仪,进行含CO2体系凝析气样品单次闪蒸实验、等组分膨胀实验和定容衰竭实验,分析CO2对凝析气高压物性参数和相态特征的影响;运用Eclipse数值模拟软件模拟注CO2膨胀及CO2对凝析气藏开发指标的影响.结果表明:加大凝析气体系中CO2组分摩尔分数可增加闪蒸气的相对密度、减小偏差因数、增强弹性膨胀能力、降低最大反凝析压力及减少最大反凝析油量;反复多轮次循环回注CO2,可提高凝析油采收率26.2%,提高天然气采收率5.3%.对于高含CO2的凝析气藏或CO2气源充足的凝析气藏,充分利用CO2改善凝析气相态特征,可提高凝析油、天然气的采收率.     

高温高压富含水气凝析气体系非平衡效应研究

高温高压富含水气凝析气藏在生产过程中,气态水及非平衡效应均会对凝析油气体系相态及近井地带凝析液聚集产生较大的影响。采用改进后的适合于含水凝析油气体系相态理论的PR方程及非平衡效应理论,结合室内高温高压富含水气凝析油气体系平衡压降与非平衡压降实验,分析在室内定容衰竭实验过程中非平衡效应对凝析油、凝析水开采特征的影响,评价了改进的PR方程对富含水气凝析气藏相态描述的适应性。结果表明,适当的非平衡效应在一定程度上可以提高凝析油、凝析水采出程度,改进PR方程更适合表征含水气凝析油气体系相态变化特征。     

凝析气藏气-液-液体系相态特征模拟研究

针对凝析气藏中凝析气-反凝析油-地层水之间的相态变化极其复杂,常规相平衡计算只考虑了凝析气与反凝析油之间相态变化的问题,开展了流体组成中考虑气态凝析水组分的流体PVT实验.模拟计算了过饱和水凝析气体系的CCE和CVD实验过程,研究认为:过饱和水的存在会对体系的CCE和CVD过程造成明显的相态影响.对多相流体复杂相平衡研究具有重要意义.     

丰深1凝析气藏相态特征研究

丰深1凝析气藏是济阳拗陷古近系深层凝析气藏的首次发现。通过对地层流体组成分析、恒质膨胀和定容衰竭实验,及井下温度、压力连续测量,对丰深1凝析气藏相态特征进行了深入研究。结果表明,丰深1凝析气藏为高温、高压不饱和凝析气藏,无油环;地层流体中间烃、重烃含量高,凝析油含量为606异／m^3,属高含凝析油的凝析气;该凝析气藏地露压差6．70MPa,衰竭式开采地层压力下降快,6mm气嘴生产时,生产初期近井地层压力就降到露点压力以下,出现反凝析现象,反凝析损失严重,重质组分采收率低,油气两相流动造成渗流阻力增加,使单井产能下降。相态研究为丰深1含油气砂砾岩体储量评估和开发方案编制提供了依据,对济阳拗陷同类型油气藏勘探开发具有指导意义。     

考虑临界流动饱和度凝析气体系的吸附模型

在凝析气藏的开发过程中,流体处于地下多孔介质中,由于多孔介质孔隙壁面的影响,毛细凝聚现象必然存在,从而不可避免地会对反凝析过程产生影响,从而影响整个凝析气体系的相态特征.在考虑凝析油临界流动饱和度的基础上,改进了凝析气在多孔介质中的气液混合吸附模型,在以往的吸附模型中加入临界流动饱和度对吸附的影响这一条件,使得新的吸附模型更具有真实性,能更好的模拟多孔介质中凝析气体系的相态问题,并且对一个真实凝析气藏的相态作了计算.采用新建立的模型计算多孔介质中反凝析饱和度比不考虑多孔介质吸附时要大,气相摩尔分数减小,液相摩尔分数增加.     

莫索湾盆5井凝析油气藏开发指标论证

首先对盆5井区凝析油气藏的凝析气和原油高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合描述该凝析油气藏流体相态行为的流体组分特征参数;利用地质研究成果所确定的单井各层物性参数,结合构造形态和井位,建立了相应的三维地质模型;为了论证盆5井区凝析油气藏气顶合理开发技术指标,从6个方面对该凝析油气藏未来的开发指标进行了数值模拟研究,所得的研究结论有利于指导该凝析油气藏实际开发生产.     

凝析气藏试井分析方法及研究进展

凝析气藏试井分析方法的研究经历了油水两相阶段、油气两相阶段和多区多相阶段三个阶段.凝析气藏分析方法主要有产能试井方法、不稳定试井方法.凝析气藏渗流机理研究及试井理论发展缓慢,凝析气渗流过程复杂,试井理论一直隅于解析解法.不同因素的耦合影响给试井解释带来难度,油气分布状态难以准确测定.     

低渗多孔介质中凝析气衰竭实验研究

凝析气藏凝析气衰竭测试通常在PVT筒中进行,没有考虑多孔介质的影响,而实际储层中流体相态的变化却是在多孔介质中发生的.通过长岩芯实验研究了凝析油气体系在多孔介质中的衰竭动态,并与PVT筒中的衰竭进行了对比.研究发现:长岩芯中富含凝析油型的凝析气衰竭动态与PVT筒的测试结果存在一定差异,不同衰竭速度所得各级压力下平均气油比不同,速度越大,平均气油比越大,凝析油采收率越低;长岩芯中凝析油采收率高于PVT筒中采收率,天然气采收率则相差不大.因此,应尽可能采用岩芯衰竭实验研究凝析气藏衰竭开发反凝析动态特征.     

凝析气藏注气过程中露点压力变化特征研究

在凝析气藏循环注气和注气吞吐解除近井带反凝析堵塞的注气过程中,凝析气流体的露点压力变化较大,而在目前的凝析气藏开发过程中,对凝析气露点压力变化考虑较少.作者利用Nemeth.L.K和Kennedy.H.T.的露点压力计算经验公式,研究了向凝析气中注入N2、甲烷、CO2和丙烷等介质的过程中露点压力变化规律,并分析了衰竭式开发和注气过程中凝析气井近井带露点压力变化特征.结果表明,注甲烷使露点压力有较小幅度的减小;注入CO2和丙烷均可使凝析气露点压力有较大幅度降低;而注入N2将使露点压力升高.在凝析气藏衰竭式开发过程中,当近井带压力下降至露点压力以下时,距井筒越近,凝析气中重质组分含量越低,露点压力也越低.在注气吞吐的焖井阶段,反蒸发作用会引起凝析气中重质组分增加,露点压力将升高.     

凝析气藏相态恢复理论研究

凝析气PVT分析数据是进行气藏数值模拟及开采工艺设计的重要参数,但由于各种原因在气藏开发初期未能取得代表性PVT样品或未进行取样,以至使开发方案设计不能正常进行;相态恢复方法是解决此问题的常用方法之一,但目前有关相态恢复理论的系统研究较少。因此首先给出了凝析气藏相态恢复一般原理,在对塔里木英买7井凝析气PVT数据拟合后,研究了地层压力下降到不同程度采出井流物直接进行相态恢复和将此井流物进行一级分离后,用目前分离器油和分离器原始生产比进行配样而得到的原始流体相态特征以及按地层压力等于露点压力配样,对比了两种不同的恢复方式对原始流体样品代表性的影响。     

空气泡沫驱油藏含水及产气特征规律研究

为了对空气泡沫驱油藏的生产规律进行分析及预测,提出先调整水驱特征曲线,再进行相关指标预测的研究思路。首先采用数值模拟方法分析并预测了空气泡沫驱油藏在产量稳定阶段的生产动态,再依据四种含水特征曲线,对直接空气泡沫驱油藏和水驱后再转向空气泡沫驱油藏的水驱特征曲线进行了分析,并将水驱曲线的预测结果和数模结果进行了对比。结果显示,直接空气泡沫驱油藏可以利用丁型特征曲线分析;水驱后再转向空气泡沫驱油藏可以利用丙型和丁型曲线对其生产动态进行预测。利用H.R. Warner提出的方法计算出产气特征曲线,拟合误差小,可在达到气体突破稳定之后,利用气油比与累计产油量的特征关系预测三年之内的生产气油比,进而计算出产气量。     

呼图壁气藏开发数值模拟

首先对呼图壁气藏的凝析气高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合该气藏流体相态行为的流体组分特征参数;利用地质研究成果所确定的单井各层物性参数,结合构造形态和井位,建立了相应的三维地质模型;在完成了储量拟合以后,针对气藏生产历史数据进行历史拟合研究,取得了令人满意的拟合效果;为了研究呼图壁气藏未来的开发动态,从9个方面对该气藏的开发指标进行了数值模拟对比研究,所得的研究结论有利于指导该气藏实际开发生产.     

压力对油气体系石蜡沉积温度的影响

蜡质,胶质,沥青质等固相沉积问题普遍在于油气生产的各个环节,对油气生产造成严重影响。采用状态方程和溶液理论相结合,建立气－液－固三相平衡热力系模型。根据正规溶液理论校正相混合物的非理想性,采用状态方程描述气和液相的相态。对某一油气体系统进行了蜡固相沉积模拟计算,结果表明,压力对蜡沉积点温度有较大的影响,压力对蜡沉积点温度在低于饱和压力下比高于饱和压力下的影响更大。     

川西定向气井压力预测及分析

川西定向气井测压呈典型的两段分布,下部压降梯度大的原因是受到液相滑脱损失和倾斜段的影响。针对垂直段和倾斜段分别统计评价工程常用的气液两相管流压降模型:垂直段产气量低于1×104m3/d时采用无滑脱模型,否则采用Hagedorn&Brown模型;倾斜段采用DPI模型。组合建立适用于定向井的气液两相管流新模型。大牛地气田应用实践表明,新模型各项误差均小于5%,明显优于常规单一压降模型。     

低渗凝析气井反凝析、反渗吸伤害及解除方法

凝析气藏衰竭开采过程中，受相态变化影响，在近井带地层将形成反凝析液堆栈和井筒积液。井筒积液在井筒回压、岩石润湿性及微孔隙毛管压力作用下将产生反渗吸水锁效应，造成地层渗流通道的堵塞，从而引起气井产能下降，特别是对低渗凝析气井影响更大。在分析了反凝析、反渗吸地层伤害机理和国内外现有降低和解除反凝析、反渗吸堵塞技术方法的基础上，针对低渗凝析气藏，建议采用一种有效的解除凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸堵塞．提高气井产能的技术方法：即在注气吞吐之前注入一个甲醇(乙醇、表面活性剂)溶液前置段塞来有效地解除反凝析特别是反渗吸水锁效应所产生的地层伤害和堵塞。     

同层系两种驱油剂同驱压力干扰调整研究

针对大庆油田高含水X区块同开发层系不同区域水、聚、三元同驱造成区块压力不平衡导致部分油井产油量较低的问题,应用统计计算、理论分析并结合油藏数值模拟的方法进行研究。得出区块储层平面高低压力区域压力相互干扰主要是由于不同驱油剂储层增压效果差异引起的,并确定了需要调整的高低压区的井号。通过在储层低压区的水井增注,高压低渗水井压裂,高压中高渗水井对应连通性好的油井提液降压调整油藏平面压力不均衡,缓解高低压井区间相互干扰。在对区块压力调整后,同驱层油井日增油量在2.5 t以上,得到了较好的开发调整效果。     

遗传算法在C7+临界性质估算中的应用

研究烃类体系的相态特征对凝析气田的开发和开采有着重要的意义.应用组分模型对凝析气藏进行模拟时,大量的时间耗费在相态的计算上.在烃类体系中C7+以上的重组分对流体性质的影响最大,因此必须对组成烃类体系重组分的临界性质进行估算.应用遗传算法确定C7+组分的临界性质,并利用PR状态方程进行相平衡计算.对应用遗传算法预测的结果、室内定容衰竭实验结果和应用Eclipse软件计算的结果进行了对比,结果表明,文中提出的方法所得到的结果和室内实验结果符合程度更高.     

Productivity of coalbed methane wells in southern of Qinshui Basin

Based on regional CBM geological characteristics and drainage data of three typical Coalbed Methane(CBM)wells in the southern Qinshui Basin,history matching,productivity prediction and factor analysis of gas production control are conducted by using COMET3 reservoir modeling software.The results show that in the next 20 years,the cumulative and average daily gas production of the QN01 well are expected to be 800×104 m3 and 1141.1 m3/d,for the QN02 well 878×104 m3 and 1202.7 m3/d and97.5×104 m3 and 133.55 m3/d for the QN03 well.Gas content and reservoir pressure are the key factors controlling gas production in the area; coal thickness,permeability and porosity are less important; the Langmuir volume,Langmuir pressure and adsorption time have relatively small effect.In the process of CBM recovery,the material source and driving force are the key features affecting gas productivity,while the permeation process is relatively important and the desorption process has some impact on gas recovery.     

潜山裂缝气藏分段控水实验研究

为了探究潜山裂缝气藏分段控水机制,以惠州26?6凝析气田为基础,通过实验参数设计、潜山裂缝地层设计和分段控水工艺设计,开展建立裂缝气藏控水物理实验模型、均衡气水界面和分段控水实验评价。研究表明,分段式控水可以有效延长无水采气期,一定程度上延缓了见水时间;不同产状的裂缝与水平井段组合不同,产气特征差异较大;水平井分段控水与气藏渗流作用是一个复杂耦合过程,盲管段与生产段匹配直接影响气井的产能,生产段打开程度、盲管段长度、盲管段位置是影响裂缝气藏产能的主要因素。研究成果旨在建立潜山气藏分段控水开发的模式,为合理科学的海上凝析气田水平井控水研究提供良好的技术支持。     

考虑边水影响的蒸汽吞吐参数优化研究

XQ⁃45区进入多轮次蒸汽吞吐阶段后,受边水、断层、储层性质等因素的影响,剩余油分布复杂,吞吐效果越来越差。结合油藏动态数据,依据剩余油饱和度参数的不同将该区块79口油井划分为不同类型稠油井。其中,受边水影响的稠油井较多（22口）,边水沿高渗层向油井推进过程中,油井含水率上升较快易造成水淹。为进一步改善蒸汽吞吐开发效果,针对边水影响型油井中未水淹层段,采取单层蒸汽吞吐的方式来研究边水影响的蒸汽吞吐参数优化。通过提取单井地质模型,对比不同注汽方案,优选出最佳方案,即：注汽强度为100 t/m,油汽比将保持在0.2 t/t以上,可获得最大采油量。结果表明,周期注汽强度为100 t/m时,周期产油量在第3轮次达到峰值,蒸汽波及半径达到最大值。吞吐5个轮次后,累注汽量3 700 t,累产液量4 500 t,累产油量738.65 t,方案实施效果较好。