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.     

低渗凝析气藏油气相渗曲线校正方法及其应用

常规油气相对渗透率的测试是在常温、低压下进行的，界面张力高（约30 mN/m），而具有低界面张力（是常规界面张力的几百分之一）的真实地层高温高压平衡油气相渗测试的过程耗时长，并且非常复杂。为此，通过调研找到一种相对渗透率曲线校正的经验公式，并将其应用到常规相对渗透率曲线的校正中，以使常规油气相渗更接近渗流实际。首次将Henderson的方法应用于国内凝析气田的实际应用中，用QK低渗凝析气藏的平衡油气相对渗透率曲线与常规油气相对渗透率曲线进行了比较，取得相关校正参数，将得到的校正公式应用到FS凝析气田中，对其常规相对渗透率曲线进行校正，其校正结果与单井动态历史拟合所得的油气相对渗透率曲线较为一致，表明该方法可应用于其他类似凝析气田的相对渗透率曲线的校正。     

凝析油气低界面张力对凝析油流动的影响

通过组分模型模拟实际凝析气藏恒容衰竭过程，研究在低界面张力作用下近井区域凝析油的流动性。储集层平均渗透率和孔隙度分别为０．０５２７μｍ２ 和０ ．１０７３，凝析气流体富含凝析油，最大反凝析液量约为２２％ 。尽管模拟油气的界面张力常常比实际凝析油气高数十倍，但预测凝析气藏动态时仍常常采用从模拟油气测得的相对渗透率。由于低界面张力会明显影响油气相对渗透率，因此，对模拟油气相对渗透率进行了校正。校正后油气相对渗透率增大，特别是凝析油的相对渗透率明显增加。通过近井区域凝析油饱和度、日产油量、累积产油量随生产时间的变化分析了凝析油的动态特征。结果表明，在生产初期，近井地带凝析油迅速积聚，很快达到最大饱和度，并随井继续生产而逐渐减小。分析相对渗透率校正前、后的结果发现，由于凝析油气界面张力低改善了凝析油流动性，所以校正后近井区域凝析油饱和度大大低于校正前，且校正后日产油量、累积产油量均高于校正前。研究结果同时表明，正确的相对渗透率曲线对于描述凝析油气生产动态具有重要意义。     

渤海湾盆地东濮凹陷桥口凝析气藏油—气相渗对比研究

渤海湾盆地东濮凹陷桥口气藏是典型的凝析气藏,开采过程中凝析油气在地层中渗流复杂,生产压差、气井产能、采收率等开发指标预测难度较大。针对上述问题,选用桥口气藏岩心,采用稳态法分别测试常规油气相渗、平衡油气相渗以及降压过程凝析油气相渗特征,并对测试结果进行对比分析。凝析油气相渗曲线与常规相渗曲线相比,表现出低界面张力的特征,反映凝析油气比常规油气在地层中更易流动。应用油藏模拟软件,分别采用常规相渗曲线和平衡油气相渗曲线,预测了桥口气藏油气采收率。与岩心衰竭实验对比,平衡油气相渗曲线模拟结果较好地反映了凝析油气在地层中渗流情况以及气藏的采收率。      

毛细管压力对凝析气体系相平衡的影响

凝析油气体系和储层多孔介质是一个相互作用的系统，考虑多孔介质界面现象对凝析油气体系相平衡规律和渗流规律的影响，能更真实地反映凝析油气体系在储层多孔介质中的相态特征和渗流特征，从而更准确地认识凝析气藏的开发动态规律，以便更为合理、有效地开发凝析气藏。针对我国某个实际凝析气藏，利用研制的相态模拟分析软件分别对该凝析气体系的毛管压力、露点压力和恒组成膨胀过程中反凝析液量进行了相态模拟计算，得出了毛细管压力对凝析气体系相平衡影响的结论。     

降压开采过程中凝析油气相渗实验研究

目前凝析油气相渗曲线实验测试方法有常规模拟油气替代测试和真实平衡凝析油气测试两种，国内外还没有测量凝析气藏在降压开采过程中凝析油气相渗曲线的相关报道。文章给出了降压相渗实验测试方法，选用Q69-5井的平衡凝析油气和真实岩样进行了平衡凝析油气相渗曲线、降压相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，并对３种相渗曲线进行了对比研究。研究结果表明：①降压相渗测试和岩心衰竭实验测试得到的凝析油饱和度具有相同的变化趋势，但前者的数值低于后者；②降压相渗实验测试过程中，凝析油开始析出后出现凝析油饱和度急剧上升和平衡气相相对渗透率急剧下降的现象，当压力降至最大反凝析压力后，凝析气的蒸发作用和平衡气驱作用可使近井地带的渗透性得到部分恢复；③降压相渗曲线比常规油气相渗曲线和平衡凝析油气相渗曲线明显向右偏移，其气相相对渗透率比常规测试和平衡油气测试得到的气相相对渗透率要高。     

凝析气藏中替代相渗和真实相渗曲线差别对油气采收率的影响

时至今日 ,获得凝析油气相对渗透率曲线的方法仍旧是常规的实验手段 ,即采用模拟油 (如煤油 )和模拟气 (如氮气 )。模拟流体典型的界面张力值约为 3 0mN/m ,这与凝析油气的界面张力范围相比高出数十倍 ,在应用该实验曲线时通常采用经验的界面张力校正方法。文章采用实际凝析气体系在真实长岩心上采用稳态法测量了真实凝析油气相对渗透率曲线。而后 ,用常规的煤油和氮气体系测量了目前用于数模和试井输入曲线的代凝析油气相渗曲线。比较两者的区别 ,并采用CMG单井径向一维数模比较了采用不同相渗曲线作为输入曲线时的地下径向凝析油饱和度分布 ,油气采收率。结果表明 ,凝析油气相对渗透率与常规的煤油 -氮气体系相渗差别很大且凝析油气相渗具有明显速敏性 ,两个不同的相对渗透率曲线对凝析油气的最终采收率影响差别很大。凝析气田开发时应用真实的现场凝析气流体和储层岩心作真实凝析油气相渗曲线来作为指导开发方案设计的基础数据。     

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目前，标准的PVT筒中的凝析气定容衰竭实验都是在空筒内完成的，没有考虑多孔介质的影响，这与实际情况相差甚远。文章采用富含凝析油型真实凝析气体系分别在PVT筒和长岩心中进行衰竭实验，表明多孔介质中凝析油采收率比PVT中高约1倍，天然气采收率和PVT筒中测试相比差别不大。此外，还开展了真实凝析油气相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，发现二者差别很大，经过进一步的分析，表明造成凝析油采收率差别的主要原因是凝析油气相渗曲线的差别。研究还发现凝析气藏凝析油采收率有速度敏感性，衰竭速度快有利于提高凝析油采收率；常规PVT筒测试的凝析油采收率不能用于开发评价，在开发方案及动态分析数值模拟中，使用平衡凝析油气相渗曲线对多孔介质中凝析油采收率预测更为可靠。     

凝析气藏近井地层油气产状及渗流特征

提出了孔隙介质条件下凝析油气相态特征预测的相平衡模拟方法。将该方法应用于牙哈等凝析气藏的露点、反凝析油饱和度等相态特征研究,取得了令人满意的结果。将孔隙介质条件下凝析油气体系相平衡计算方法引入凝析油气渗流理论,得到了考虑吸附和毛管凝聚作用影响的凝析油气体系物化渗流模型,给出了考虑界面现象影响的凝析气井产能方程及描述凝析气藏近井地层反凝析油饱和度分布规律、气相相对渗透率分布规律、压降漏斗分布规律的数学模型。通过牙哈凝析气藏气井产能、反凝析油饱和度分布规律以及气相相对渗透率分布规律的预测计算,表明多孔介质界面现象的作用会加剧地层反凝析现象,产生附加的反凝析动态地层伤害,引起凝析气井气相相对渗透率和产能降低。     

凝析气藏动态预测

凝析气储量在世界范围内占很大的比例。对凝析气藏开发动态和经济效应的正确预测需要正确模拟这类气藏的流态和相态。近井地带的凝析油沉积会产生诸如近井带渗透率污染和目标凝析油位置不确定等开发问题。另外,随着开发时间的延长采出的气体越采越轻,其经济价值也越采越低。深入理解凝析油气的组成和凝析油气相对渗透军所表征的多相流动变化可以帮助解决这些问题。进而可以将恰当的相渗曲线应用于油藏模拟器中以优化气田开发。     

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。     

Three-phase flow in water-wet porous media: gas/oil relative permeabilities for various spreading conditions

This paper addresses the impact of oil-on-water spreading energy (which governs the ability of the oil phase to spread on water in the presence of gas) on three-phase gas/oil relative permeabilities and residual oil saturation.Experimental tests, including simultaneous injections of oil and gas in porous media (steady state) as well as displacements of oil by gas (unsteady state) in the presence of connate water, were performed in two different rocks, Fontainebleau and Clashach sandstones.Gas and oil relative permeabilities were calculated directly from the steady-state data or evaluated by history matching of the experimental displacement production curves. The values obtained by the two methods often differ significantly; the relative permeabilities obtained by the steady-state method cannot represent a displacement.Oil recovery and relative permeabilities are higher for spreading than for non-spreading conditions for gas drainage displacements. Gas relative permeabilities at low oil saturations seem to be lower for non-spreading than for spreading conditions due to an important gas blocking effect caused by the oil/gas menisci. In this case, the measured relative permeabilities include a capillary effect.Oil relative permeabilities are compared to theoretical curves derived from an analytical model that takes into account, through the fractal dimension, the surface irregularities of a real porous medium; the model presented in this paper can be used to calculate the relative permeability of the intermediate phase (oil) during gas injection in a porous medium in the presence of water, for low oil saturations where film flow predominates; very good agreement is obtained for spreading conditions.Gas and oil relative permeabilities obtained by fitting the displacement curves for experiments performed with the reservoir rock and fluids under representative conditions may thus be used for prediction or modeling purposes on a reservoir scale.     

Drainage and imbibition relative permeabilities at near miscible conditions

The changes in gas and oil relative permeabilities as miscibility is approached are of particular importance in multi-contact miscible displacements. These changes are a function of the detailed phase behaviour of the fluids and their physical properties as well as the properties of the porous medium itself.In this work, we investigate the behaviour of two-phase drainage and imbibition relative permeability curves of four, different, equilibrated fluid pairs from a three component, two-phase system (cyclohexene, isopropyl alcohol and water) that exhibits a critical point at ambient conditions. The tie-lines of these fluid pairs are at varying distances from the system's critical point. Equilibrium phase compositions and interfacial tensions (IFT) were determined for each of the four fluid pairs. Dynamic displacements were then performed in a linear two dimensional, bead-pack. Unsteady state, drainage and imbibition relative permeabilities were determined for the various pre-equilibrated mixtures. The experimental results show a clear change in relative permeability as the fluid pairs approach the critical point. As the interfacial tension decreases the non-wetting phase relative permeability increases more rapidly than the wetting phase relative permeability and hysteresis becomes less important.Two correlations [Coats, K.H., 1980. An equation of state compositional model: SPE J, 20 (5): 363-376.; Whitson, C.H., and Fevang, Ø., 1997. Generalized pseudo pressure well treatment in reservoir simulation. In Proc., IBC Conference on Optimization of Gas Condensate Fields.], commonly used to model the changes in relative permeability with interfacial tension, and the development of miscibility, were compared with the experimental data. The Coats correlation, which uses a single adjustable parameter to model the changes in both relative permeabilities and residual oil saturation as a direct function of the IFT, yielded an unacceptable match to the experimentally determined fractional flow. However the Whitson–Fevang correlation, which relates the changes in relative permeability to the capillary number using two adjustable weighting functions, presents a satisfactory match.     

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凝析气井产能主要受近井区域的渗流动态控制。在近井区域，压力损耗较高，凝析气的流动压力常常会低于露点压力而导致凝析油在此区域逐渐累积；该区域明显地呈低压、高凝析油饱和度、高界面张力和高流速的特征；常规理论过高估计了高凝析油饱和度带来的堵塞效应，却忽视了高流速对凝析油的剥离效应，研究发现高速流动对近井油气相对渗透率的影响并非象常规理解那样简单，而是呈现出综合效应；如何准确理解高速效应的影响，对于凝析气藏渗流动态分析以及生产动态预测有很重要的意义。文章建立了油气两相渗流的定解问题，得到了拟稳态形式的流入动态方程，在三区渗流机理上首次综合考虑了毛管数和非达西效应对相对渗透率的影响，揭示了高速流动下油气相对渗透率变化及油气分布状态新特征，对不同流入动态模型的对比分析表明，该方法较之现有方法更有助于正确预测生产动态，评估气井产能。