英买7-19凝析气藏储层液相伤害评价

英买7-19凝析气藏为边水层状带油环凝析气藏,以一套井网衰竭式方式开采。为了研究不同液相介质对地层气相渗透率的影响,分析了凝析油、地层水、凝析水、完井液和压井液等对英买7-19凝析气藏储层的伤害。通过不同流体对岩心气相渗透率的伤害实验表明,反凝析伤害主要发生于反凝析初期（占70%）,而且渗透率愈低,其对储层气相有效渗透率伤害愈大,对应凝析油临界流动饱和度愈高;含水饱和度增加,地层水和凝析水对气相渗透率的伤害越大,渗透率愈低,伤害愈严重,相同含水饱和度下,凝析水对储层气相渗透率的伤害总是大于地层水;凝析油与束缚水共存时,其对储层气相渗透率伤害大于单一油、水介质的伤害,应密切注意油水共存带来的影响;岩心渗透率愈低,油水共存作用对岩心气相渗透率伤害愈大;YM7 H4井完井液和无机盐压井液对储层渗透率伤害较大,应进一步改进完善。该结论对高效开发英买7-19凝析气藏具有指导作用。     

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。     

丘东气田反凝析污染评价及解除方法研究

凝析气藏开发过程中,地层压力降低到露点压力以后,不可避免发生反凝析现象.凝析液在井筒附近产生附加表皮系数,增加地层中液相的饱和度,降低气相渗透率,造成反凝析污染,从而使气井产能下降,影响凝析油、天然气的采收率.定量评价近井地带反凝析污染对气井产能的影响,对消除近井地带反凝析污染的方法进行了探讨.针对吐哈低渗凝析气藏开发特点,现阶段采用水力压裂可以有效解除丘东气田反凝析伤害.     

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     

致密砂岩凝析气藏反凝析伤害评价及解除方法

凝析气藏反凝析伤害会严重影响气井产能,正确评价反凝析伤害程度,并有效解除反凝析伤害是凝析气藏开发中不变的主题。针对鄂尔多斯盆地苏里格凝析气田不同区块凝析气物性差异的特点,选择其中3个典型区块凝析气进行复配,基于PVT相态实验结果,采用各区块真实全直径岩心分别模拟了不同凝析油含量凝析气在衰竭开发过程中近井和远井地带的反凝析现象,并对其反凝析伤害程度进行了评价,同时开展了注CO_2吞吐、注甲醇段塞+干气段塞、注干气吞吐等3组解除反凝析伤害实验。实验结果表明:反凝析伤害程度随着凝析气中凝析油含量的增加而增大;随着凝析油含量的不断增加,近井、远井地带的反凝析伤害程度的差异在不断减小,同时近井地带的气相有效渗透率最大下降速度出现的时间越早,对应的压力也越大。3种解除反凝析伤害方法均能有效改善反凝析污染,但从气相有效渗透率恢复程度来看,注CO_2吞吐效果最佳,注甲醇段塞+干气段塞效果次之,注干气吞吐效果最差。     

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。     

凝析气藏气液两相渗流的高速流动效应研究

为了研究高速流动效应对凝析气藏渗流特征的影响，在凝析气藏不稳定渗流数学模型中引入非达西效应和毛细管数效应对相对渗透率的修正模型，并进行数值求解。研究表明，在较低的凝析油饱和度时，毛细管数效应起主要作用，对凝析油产生速度剥离效应，提高气相相对渗透率，而在较高的凝析油饱和度时，非达西效应对气相相对渗透率的负作用更加明显；油相相对渗透率对非达西效应不敏感，但随毛细管数增加而增加。考虑高速流动效应的储层径向上凝析油饱和度明显低于不考虑高速流动效应的情况，随日产气量的增加，近井带的毛细管数效应逐渐增强，远离近井带，非达西效应逐渐超过毛细管数效应，使得最大反凝析液饱和度区不断沿径向向外推进。     

�����������������������������͸��

由于缺乏精确测量临界凝析油饱和度测试技术，我国凝析气藏油气相对渗透率均使用常规油气进行测试,采用真实平衡凝析油气体系对凝析气藏相对渗透率曲线进行岩心驱替测试还无先例。文章选用牙哈凝析气藏真实岩样进行了两组驱替实验,第一组是向岩样注入煤油-氮气采用非稳态法，第二组是注入平衡凝析油气采用稳态法。此外，研究了两种测试系统下油气相对渗透率对凝析气藏开发动态的影响,得出以下结论：①凝析油气系统的相对渗透率曲线整体向右移动，气相对渗透率下降非常快，油气相对渗透率高于煤油-氮气系统的油气相对渗透率；②凝析油气系统的临界凝析油饱和度比煤油—氮气系统的凝析油临界饱和度约低20%；③煤油-氮气系统预测的气体产能、气油比、凝析油气采收率比凝析油气系统预测的结果低得多，但气藏压力下降较慢；④凝析油气系统与煤油-氮气系统近井地带析出凝析油饱和度分布存在显著差别。     

近井带干化盐析和反凝析对高温气藏后期单井产能的影响——以中国南海崖城13-1高温凝析气藏为例

异常高温凝析气藏降压开采过程中近井带地层水的大量蒸发极易导致盐析产生,崖城13-1气田异常高温凝析气藏中即使不产地层水的气井到后期的凝析水产量上升速度也较快,说明这种蒸发作用是存在的。同时随压力的降低在近井带会形成反凝析饱和度的聚集,它们均会使近井带的气相渗透率降低,进而降低气井产能。研究中测试了崖城13-1气田高温下地层水蒸发情况,并利用室内实验测试了不同渗透率岩心在不同干化时间下的岩心渗透率变化,发现低渗岩心在储层高温条件下的蒸发干化对低渗储层的损害较大;在拟合地层水蒸发导致盐析前后岩心渗透率的关系的基础上、结合反凝析伤害影响分析,评价了崖城13-1凝析气藏近井带受干化盐析和反凝析影响下的产能变化。结果表明,崖城13-1气田目前低压阶段盐析对产能的最大影响为15%,平均为8.68%,反凝析最大影响为5.83%。干化盐析和反凝析综合影响下的产能下降最大可达14.51%。     

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。     

低渗透气藏相对渗透率影响因素的孔隙网络模型

实验测量相对渗透率受许多条件的限制,为了在保持其他控制参数不变的条件下研究某一变量对相对渗透率的影响,采用孔隙网络模型模拟的方法,以苏里格气田盒8段储层的孔隙结构为参照,构造了喉道半径为0.05～2.50μm的孔隙网络;研究了孔喉比、润湿性、初始含水饱和度和残余水饱和度对气相相对渗透率的影响。结果表明:①孔喉比对气相相对渗透率的影响明显,随着孔喉比增大,相同水饱和度下的气相相对渗透率降低;②当水饱和度大于0.4时,气体的相对渗透率按照水湿→弱水湿→弱气湿→气湿的顺序依次增加,但当水饱和度小于0.4时,相对渗透率增加的次序性被打乱,在弱水湿情况下表现为最小;③随着初始含水饱和度增加,气相相对渗透率总体呈下降趋势;④残余水饱和度越大,气相相对渗透率曲线越陡,下降越快。这对用改变岩石润湿性的方法来提高油气采收率时具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地东部地区盒 8 段致密砂岩气低产原因分析

鄂尔多斯盆地东部地区上古生界盒 8 段为低孔、低渗致密砂岩储层,单井产量低,制约了该区规模 储量的提交和气田的大规模有效开发,因此,有必要深入研究该区致密砂岩储层特征,并分析单井低产原 因。 运用铸体薄片、物性分析、高压压汞、恒速压汞、气水相渗、核磁共振与应力敏感性实验等技术手段,深 入研究了该区盒 8 段致密砂岩储层特征和单井低产的原因,并与已开发的苏里格气田进行了对比。 结果 表明：研究区盒 8 段储层具有物性差、刚性组分含量低、塑性组分含量高、喉道半径小和可动流体饱和度 低等特点;地层条件下盒 8 段储层应力敏感性强、水锁伤害大、气相渗流能力弱和水锁损害率高均是造成 单井产量低的原因。     

气体渗流启动压力实验测试及应用

对于致密储层气体渗流是否存在启动压力或启动压力梯度以及对气藏开发有何指导作用等问题,目前还存在较大争议。为此,采用逐级增压气驱实验和仿真物理模拟技术两种实验方法对上述问题进行了研究。结果表明：气体在致密岩心中渗流时存在启动压力,而且是岩心长度的函数;利用启动压力梯度可以计算单井最大控制泄流半径,启动压力与启动压力梯度两者结合可以计算定容气藏不同井控范围内的理论最大可采程度。采用该理论对苏里格气田进行了计算,其结果为：覆压40 MPa下渗透率为0.12～0.312 mD（平均值0.24 mD）的不含水储层最大井控半径约为474 m,理论最大采出程度在15％以上;覆压40 MPa下渗透率为0.015 mD的不含水储层最大井控半径约为193 m,理论最大采出程度在7％以上。     

浅析苏里格气田天然气管线工业动火风险控制

苏里格气田属凝析气田,在连续五年的规模化开发中,涉及的动火作业级别高、频次多,要打开的管线设备有凝析油残存,氮气置换难度大、周期长,动火期间安全措施落实不到位极易引发着火、爆炸、灼烫、触电、中毒、高处坠落等事故。就苏里格气田天然气管线工业动火存在的风险进行辨识,并提出风险控制及应对措施,确保苏里格气田天然气管线工业动火安全受控。     

苏里格气田首口分支水平井钻完井技术

苏里格气田属典型低压、低渗、低产的“三低”气田,总体上看储层物性较差,常规水平井开发效率较低,中低产井占绝大多数。为了提高苏里格气田水平井单井产量,提高开发效率,降低综合开发成本,针对苏里格气田多套气藏发育的地质特点,开展了分支水平井钻完井技术研究及现场试验。文中从施工难点、井身结构、侧钻技术、完井方式等方面介绍了苏里格气田首口双分支水平井——T7-14-18H井的钻完井关键技术及现场试验,该井成功实现了水平井段裸眼完井+分段压裂增产改造,初步探索出了一套符合苏里格气田开发需要的分支水平井钻完井配套技术,为低渗透油气田经济高效开发探索出了一条新的技术途径。     

苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术

苏里格气田致密气藏水平井钻井时存在机械钻速低、地层井漏坍塌漏并存、钻井周期长等问题。为此,在分析钻遇地层情况和钻井技术难点的基础上,开展了 “工厂化”水平井钻井模式优化、“高效PDC钻头+大功率螺杆”激进参数钻井技术、不同偏移距井眼轨迹控制模式优化和强抑制低密度CQSP-4防塌钻井液分段优化等研究,形成了苏里格气田致密气藏水平井优快钻井技术。2019年苏里格气田应用致密气藏水平井优快钻井技术完钻56口井,平均机械钻速12.76 m/h,钻井周期39.12 d,建井周期52.20 d,较2018年平均机械钻速提高了23.16%,钻井周期缩短了23.71%,建井周期缩短了16.02%。研究与应用表明,苏里格气田致密气藏水平井钻井关键技术提速效果显著,为苏里格气田致密气藏高效开发提供了技术支撑。      

苏里格气田经济有效开发前景分析

基于市场供需状况分析了长庆气区天然气价格情况,认为苏里格气田天然气销售价格偏低,具有一定的上涨空间。测算了苏里格气田不同天然气价格单因素与气价、单井产量双因素影响下的税后收益率,认为当气价为0.855元/m3时,苏里格气田开发税后收益率可以达到难采气田基准收益率10%的水平;当气价为0.920元/m3时,其税后收益率可以达到常规气田基准收益率12%的水平。由此可见,苏里格气田实现经济有效开发前景较好。     

苏里格气田有节流器气井临界携液参数沿井深分布规律

针对苏里格气田低渗透气藏有节流器气井井筒内临界携液参数取值认识不清的问题,建立了有节流器气井气液两相流动压力分布模型,分析了4种临界携液模型的适用性,总结了该区块有节流器气井的临界携液参数沿井深的分布规律。研究表明:Turner、Coleman、Peng Zhaomin模型适合判定苏里格气田气井是否积液;有节流器气井临界携液流速随井深增加而持续减小,在节流器位置突降,井底处最小;临界携液流量在节流器上方随井深增加持续降低,在节流器下方持续增高,其最大值位于井口;建议以临界携液流量沿井深分布的积分与井深的比值做为临界携液流量的最终值。该研究对提高临界携液模型应用效果及气井稳产具有重要指导意义。     

低渗透凝析气藏的反凝析特征

深层低渗透凝析气藏的数量越来越多，了解其反凝析特征是气藏开发正确决策的重要基础。为此，以某油田的深层低渗透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，研究了深层低渗透凝析气藏的反凝析特征。研究结果表明：①PVT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透凝析气藏的真实反凝析相态特征；②该油田深层低渗透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，表明该油田深层低渗透凝析气藏比较适合于采用衰竭方式开发；③该油田深层低渗透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染就显得非常重要。