凝析气藏生产过程中气油比异常原因分析

在凝析气藏的衰竭式开发过程中,当井底压力高于露点压力时,生产气油比应恒定不变,当井底压力降低至露点压力后,地层中流体发生反凝析现象,生产气油比会增大。但是,在日本的Yufutsu凝析油气田、中国的雅克拉和大涝坝凝析气藏的开发中,当井底压力下降至露点压力以下时,部分气井的生产气油比并没有增大,反而出现了大幅度下降的现象。针对这一异常现象,分析了可能造成此异常现象的因素（水侵、组分梯度、组分异常、储层物性、毛细管数效应以及界面张力）,通过数值模拟,对凝析气藏的气油比进行了预测。认为在凝析气藏的开发中,气油比的下降只是暂时的,随着压力的继续降低,地层中反凝析污染加重,凝析气井的生产气油比会迅速增大。     

塔中缝洞型碳酸盐岩凝析气藏气油比变化及见水预警

在塔中奥陶系缝洞型碳酸盐岩凝析气井生产过程中,气油比变化异常,部分井见水后暴性水淹,导致单井无产能。通过气油比变化规律及井流物组分分析,剖析地层流体相态变化,总结分析了三种气油比变化规律。地层未发生反凝析时,气油比稳定;地层发生反凝析时,气油比逐渐升高;当地层压力低于露点压力时,气油比先降低后上升,剖析原因为多缝洞供液或水侵。依据气油比及井流物组分变化,建立塔中凝析气藏见水预警模式,为生产井见水预警提供依据。实践应用表明,及时调整生产制度可有效延长单井无水采油期。     

不同气油比地层流体物性及岩石物理实验研究

凝析油气藏具有油轻气重特点,油气层识别难度大.进行了模拟地层条件下不同气油比流体物性参数测定及饱和流体岩石物理实验联测研究.实验结果表明,声速、体积压缩系数对气体最敏感,其次是含氢指数.高气油比轻质油密度与低气油比凝析气密度差异甚小.岩石的纵波速度、体积模量、纵横波速度比随充注流体气油比增大而减小,横波速度略增大.该实验成果可为凝析油气藏油气测井识别方法的建立提供实验依据.     

凝析油气藏开采方式的选择及影响采收率的因素

凝析油气藏是介于油藏和气藏之间的一种既产天然气又产凝析油的复杂油气藏,其井流物组分随地层压力而变化．在这类油气藏的开采过程中,当地层压力低于露点压力时,凝析油从气相中析出,产生层内反凝析,在近井和井筒形成积液,堵塞油气通道,从而影响采收率。因此,必须选择衰竭式开采或保持压力式开采的开采方式,使地层压力始终高于露点压力。此外,该类储层对地层伤害极为敏感,应采取储层保护措施,同时还要防止水合物的形成。     

塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气藏单井产能变化规律

随着塔里木盆地塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田投入开发，迫切需要开展碳酸盐岩凝析气藏的单井产能变化规律方面的研究，从而指导气田的开发。通过建立双重介质单井径向模型，研究了初始生产气油比、地层渗透率、地层压力降落速度及形状因子对产能变化规律的影响。结果表明，当地层压力高于露点压力，产能基本不变化；当地层压力低于露点压力后，井产能会迅速降低，当地层压力为露点压力的95%时，即使很小的反凝析液量也会导致产能大幅度降低了50%以上；初始生产气油比、地层渗透率、地层压力降落速度对产能变化规律影响比较敏感，形状因子则不敏感。     

雅克拉凝析气藏生产气油比异常因素分析

在凝析气藏的衰竭式开发过程中,当井底压力降至露点压力后,地层中流体发生反凝析现象,部分凝析油会滞留于地层中,导致采出物的组分变轻,生产气油比增大.但在雅克拉凝析气藏的开发中,当井底压力下降至露点压力以下时,大部分气井的生产气油比并没有上升,甚至部分气井的生产气油比大幅度下降.针对这一异常现象,通过动态分析、室内实验和数...     

高倾角近临界油气藏流体及开发特征研究

渤中13-1油田高倾角近临界油气藏在开发过程中,当地层压力下降到饱和压力以下后,油井生产气油比依然稳定,针对该异常现象,通过流体PVT实验、油气表面张力测试实验和储层孔喉特征分析,结合实际生产资料对该油藏产生异常生产动态的原因进行了研究。结果表明:流体属于临界—近临界态流体,相态受温度影响大,表现为构造高部位为近临界挥发性油藏,构造低部位为近临界凝析气藏;存在"上重下轻"的组分梯度特点,即构造顶部的流体最重,随着深度增加,重质组分含量逐渐减小,构造低部流体最轻;低于饱和压力后油气体系属于低界面张力体系,形成自由气相的时间长,延缓了脱气进程;储层孔洞发育,但孔喉比大,在贾敏效应的作用下形成大量"阁楼气",不能参与流动。该研究丰富了高倾角近临界油气藏的开发实例,对同类油田的开发具有借鉴意义。     

凝析油气藏开采方式的选择及影响采收率的因素

凝析油田藏是介入油藏和气藏之间的一种既产天然气又产凝析油的复杂油气藏,其井流场组分随地层压力而变化。在这类油气藏的开采过程中,当地层压力低于露点压力时,凝析油从气相中析出,产生层内反凝析,在近井和井筒形成积液,堵塞油气通道,从而影响采收率。     

塔里木盆地近临界油气藏相态特征

近临界流体相态变化非常复杂,易挥发油和凝析气的性质相近,常规方法难以判断其是油藏还是气藏。以塔里木盆地塔中1号气田中古43井区和金跃201井2类近临界地层流体为研究对象,通过观测近临界"乳光现象",应用气油比、相图、密度及组分等不同方法对油气藏类型进行判定,综合不同方法对比研究表明:利用测试时流体图像与无因次压力关系曲线法相结合判断近临界流体类型比较准确;塔中1号气田中古43井区属于特高含凝析油凝析气相态特征,金跃201井属于近临界挥发油相态特征。通过注气实验,近临界油气藏出现干气、凝析气、凝析液三相共存的流体特征,造成不同位置的生产井气油比差异较大。     

高含蜡凝析气相态特征研究

应用高压相态装置对高含蜡凝析气的相态进行了系列实验研究.结果发现,在高于露点压力时,高含蜡单相凝析气呈红棕色.在等组成压力温度相图中,高含蜡凝析气的露点压力随温度的降低而升高,未出现常见的临界凝析压力.等液量线与相包络线平行,在一定的温度压力条件下有固相出现.与蜡平衡的气相在低于露点压力时会出现反凝析,因而表现出气、液、固三相共存状态,且液相存在明显的分层现象.气油比降低使高含蜡凝析气泡点压力和露点压力减小.     

Depletion oil recovery for systems with widely varying initial composition

The principal depletion drive mechanism is the expansion of oil and gas initially in the reservoir—neglecting water influx. The main factors in depletion drive reservoir performance are total cumulative compressibility, determined mostly by initial composition (gas–oil ratio), saturation pressure, PVT properties, and relative permeability. In this paper, we systematically study the effect of initial composition on oil recovery, all other parameters held constant. We also evaluate other aspects of reservoir performance, but the main emphasis is surface oil recovery including condensate.To analyze the effect of initial composition, a series of fluid systems was selected by a recombination of separator samples at varying gas–oil ratios. The systems ranged from low-GOR oils to high-GOR gas condensates, with a continuous transition from gas to oil through a critical mixture.Black oil and compositional material balance calculations, 2D fine-grid, and 3D coarse-grid models have been used to investigate the effect of initial fluid composition on reservoir depletion performance. Systematic variation of relative permeabilities was also used to map the range of fluid systems, which were most sensitive to relative permeability.For reservoir oils, the depletion recovery of surface oil initially increases with increasing initial gas–oil ratio. Oil recovery reaches a maximum for moderate-GOR oil reservoirs, followed by decreasing oil recoveries with increasing initial solution GOR. A minimum oil recovery is reached at a near-critical oil. For gas reservoirs, depletion drive condensate recovery increases monotonically from a near-critical gas towards near 100% condensate recovery for very-high GOR systems.STO recovery from oil reservoirs depends increasingly on gas–oil relative permeabilities as initial solution GOR increases, up to a point. At higher initial solution GORs, oil recovery becomes less dependent on relative permeability and, as the fluid system transitions to a gas at the critical point, relative permeability dependence rapidly diminishes. Condensate recovery from gas condensate systems is more or less independent of gas–oil relative permeabilities, with only slight dependence for near-critical gases.     

MDT测试技术在凝析气藏循环注气开发中的应用

牙哈气田是采用高压循环注气部分保压开发的大型凝析气田,投入开发以来,取得了较好的开发效果。目前该气藏出现了部分井气窜严重、生产气油比上升加快、凝析油产量递减加剧等问题。应用MDT组合测试,发现牙哈气藏回注干气的运移规律,识别出地下流体纵向分布特征,从而明确了凝析气富集区,为该凝析气藏开发调整提供了依据。     

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。     

凝析气露点压力的确定及影响因素

凝析气藏流体的露点压力受到许多因素的影响,如流体组分、气油比、多孔介质、非平衡效应等。不同组分对流体露点压力的影响程度不尽相同,其中C₃、C₄、H₂S等组分的影响很明显。气油比对露点压力具有双重效应,当气油比低于某一数值时,露点压力随气油比增大而增加;当高于此数值时,露点压力又随气油比增大而减小。关于多孔介质对流体露点压力的影响的认识还存在相互矛盾。流体的相态受到组分和组成的极大影响,在生产过程中,近井周围流体的组成在不断变化,从而导致近井周围出现复杂的相态变化。对凝析气露点压力的确定方法及其影响因素的深入研究,将有助于正确评价凝析气藏的生产动态特征。     

凝析气顶油藏开发过程中原油性质变化

让纳若尔油田是一个带凝析气顶的大型碳酸盐岩油藏,原油为弱挥发性原油,储集层为低孔低渗生物碎屑灰岩.由于早期衰竭式开发和碳酸盐岩储集层的强非均质性,在注水开发过程中,油藏地层压力逐渐下降.随着地层压力的下降,凝析气顶向外扩大,导致油气界面附近的生产井发生气窜,气油比上升,原油密度降低;同时,在远离油气界面的油环内部,由于...     

影响XX带水凝析气田气油比变化因素分析

气油比是已投入开发凝析气藏的一项重要开发指标。气油比的变化可反应气井、气藏生产状态,凝析气藏压力变化以及带水气藏边底水的推进程度。油藏工程研究人员还可据气油比变化对气井、气藏将来的生产形势做初步分析。因此,分析带水凝析气藏气油比变化规律以及对其影响因素进行深入剖析,对于凝析气藏生产具有重要的指导意义。     

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文章以板桥凝析气藏２０多年的开采经历为依据,论述了该气藏中区板Ⅱ高液烃含量凝析气藏的开采特点,并采用现代油气藏工程原理和分析方法,结合目前国内外凝析气藏开采的新方法、新技术和新趋势、详细分析论述了凝析气藏的开采特征,系统总结了带油环高液烃含量凝析气藏６大开采特征;（１）凝析油含量随构造深度增加而增加,与采收率成反比;（２）在降压开采过程中凝析油首先损失的是重质组分;（３）凝析气井生产能力受油环度增     

鄂尔多斯盆地上古生界低压气藏成因

鄂尔多斯盆地上古生界气藏具有明显的低压特征,其流体压力梯度东高西低,与现今构造形态基本一致。研究表明,剥蚀期间的温度下降和后期埋深的增加是造成上古生界气藏低压形成的主要原因。对苏里格气田的实例研究表明,在150℃成藏时,流体压力梯度约为1.22MPa/100m;温度下降时,压力梯度下降14.9%,到白垩纪末压力梯度约为1.06MPa/100m。在新生代,随着埋深增加,压力梯度再下降21.4%,从而形成典型的低压气藏。