凝析气藏特性—由于凝析使生产能力和采收率降低

这篇论文用17个油田的数据证明了在低生产能力油藏发生的气体采收率的严重损失。根据两口井的生产数据，利用简化的径向模型进行了历史拟合，来评价临界凝析饱和度相对气相渗透率的影响。用已公布的关系凝析气相对渗透率的试验据作为这些模拟起始点。这项研究的主要推论是渗透率-厚度低于1000mD·ft的井生产能力的减小导致气体采收率减小。历史匹配模拟认为的临界凝析饱和度范围为10％～30％，与出版的实验数据符合得很好。     

板桥废弃凝析气藏注水提高采收率研究

除对极少数凝析气藏采用循环注气方式开采以外,我国对绝大多数凝析气藏均采用衰竭式开采。衰竭式开采采出程度低,大部分资源损失在地下;若不改变这种开采方式就无法再采出剩余的资源。从室内实验和现场试验两个方面进行了凝析气藏注水开采研究。室内实验表明,注水可以提高凝析油采收率3.39％,可提高天然气采收率10.11％。采用油田污水现场回注于废弃气藏证实:截止2003年4月,板桥凝析气藏在累计注水127.06×10~4m~3后新增采油量6 638t、采气量5020×10~4m~3。实践表明:油田污水回注于废弃气藏是老油田挖潜和提高经济效益的一条新途径,并在拓宽凝析气藏的开发方式和提高凝析气藏开发水平方面有理论意义、在增加凝析气藏的油气可采储量和寻求油气藏接替资源方面有现实意义。     

凝析气藏衰竭式开发影响因素实验

凝析气藏在衰竭式开采过程中,会有多种多样的因素制约着气藏的开发,研究其对采收率的作用结果对实际生产具有重要的意义。利用高温高压全直径岩心驱替装置,针对衰竭速度、束缚水饱和度、储层物性及流体性质这4种影响采收率的因素进行室内岩心衰竭实验研究,得到其对采收率的影响结果。实验结果表明,在这4种因素的影响下,凝析油的采收率会有不同程度的变化,而气的采收率波动范围不会太大。     

凝析气藏临界流动饱和度实验研究

一般认为,凝析气藏在衰竭开发过程中,当地层压力低于露点压力后,凝析油在地层中析出,当聚集到临界流动饱和度之后才会发生流动,但是,通过实验研究证实:当地层压力低于露点压力,凝析油析出后,在凝析油饱和度较低的情况下即可发生流动,且临界流动饱和度是在不断变化的.当凝析油饱和度达到临界流动饱和度以后,将有部分凝析油发生流动,但由于压力的衰竭,会有更多的凝析油析出,导致凝析油的饱和度仍会上升.而且,凝析油的流动与生产压差有关,当远离近井地带时,若生产压差较小,气相流速较小,即使凝析油饱和度达到临界流动饱和度,也不一定会发生流动,只有当生产压差达到一定值后,凝析油才会发生流动.研究结果可为凝析油提高采收率方案设计提供指导.     

利用水平井提高带底油凝析气藏原油采收率

以英买7凝析气藏为研究对象，开展了利用水平井开采英买7凝析气藏底油的可行性研究和实践。采用水平井可以有效提高带底油凝析气藏原油的采收率；利用水平井开发井网，采用先期开采底油、适时上返采气的开发方式可以在不影响天然气采收率的前提下有效提高原油采收率。对英买7凝析气藏而言，将水平井部署在油气界面之上1m-2m处、水平段长度300m、速度控制在2．5％以下进行开发既不影响天然气采收率又可以提高原油采收率，对提高带底油凝析气藏的原油采收率具有重要的参考作用。     

北海凝析气藏相对渗透率和采收率的确定

对北海两个凝析气藏的凝析油流动特性进行了岩心驱替试验。目的是调查岩石特性和流体性能对凝析油临界饱和度 (CCS)、气体相对渗透率和凝析油相对渗透率、注水采收率和注水圈闭以及后续降压开采采收率增量的影响。凝析油临界饱和度和相对渗透率对流速和界面张力都很敏感。气体相对渗透率对流速敏感性说明 ,因凝析油从气体中析出而造成气体产量的降低可通过提高开采速度得以补偿。界面张力大最终会导致凝析油相对渗透率降低、凝析油饱和度增加。注气开采时不可动凝析油可以通过注水采出。但是 ,当注水前凝析油饱和度超过凝析油临界饱和度时 ,凝析油的开采更快更有效。后续降压开采能进一步采出气体。但是采出的凝析油量增加不明显。     

凝析气藏的注水开采

凝析气藏通常采用一次衰竭进行开采。这种方式一般对气态烃开采是一种有效的方法，但对气藏内凝析出的液态烃开采却显得无能为力。液相成分的采收率随着凝析气的富集而降低，因此许多凝析气藏存在着提高原油产量的问题。通常提高原油产量的方法是通过凝析气藏回注采出的气。但这种方法在直销气时由于推迟气体供应在经济上靠官一定的损失，因此最有效的改善凝析气藏的开采方法是通过注水将气藏压力保持在露点压力以上。根据凝析气藏特     

预测水驱凝析气藏可采储量的方法

基于容积法和物质平衡法的结合，提出了预测水驱凝析气藏可采储量、采收率及确定水驱凝析气藏采收率等有关参数的经验方法。并以我国新发现的塔里木盆地的牙哈凝析气藏为例，进行了实际有效的计算，计算结果为：凝析气总地质储量为143亿m3，属于特高凝析油含量类型，凝析油地质储量为839万t，该气藏具有中等水驱的天然能量，其水驱采收率为64．5％，干气可采储量为83亿m3，凝析油可采储量为541万t。在附录中列出了用于计算干气摩尔分量（fg）、凝析油含量（δ）和凝析油地质储量（N。）方法的推导及其结果。     

一种凝析气藏相态恢复方法

对让纳若尔A层169井、大港千米桥板深7井、塔里木英买7井的凝析气样品在等容衰竭实验压降过程中的凝析气组分变化规律进行了分析,提出了一种直接相态恢复法。将该方法应用于让纳若尔凝析气藏相态恢复工作中,取得了很好的应用效果。对各级压力下相态恢复结果的对比表明,直接相态恢复法代表性好,可以作为一种有效的相态恢复方法得到应用,但是在应用过程中,原始地层压力不能下降较大,否则会影响恢复后流体的可靠性。     

蒸汽凝结水回收系统改造

介绍了中国石油化工股份公司西安石化分公司凝结水回收系统运行存在的问题，分析了原因，提出改造措施：蒸汽输送管网优化改造，增加分汽稳压站；调整疏水设备后的凝结水流向；装置仪表伴热增加疏水器；调整凝结水自动回收泵的动力；调整凝结水回收管道连接方式；增加凝结水与软水的换热系统等。取得了良好效果，多回收凝结水11t／h，回收率从28％提高到60％，节能减排效果显著。     

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。     

缓解凝析气井反凝析污染的非平衡压降法

凝析气藏衰竭开采出现反凝析污染,如果衰竭速度控制不当,将严重影响气井生产。采用非平衡压降"雾状"反凝析控制技术可以缓解这种影响。该技术利用凝析油析出之初、其呈雾状的非稳态状态时,通过提高天然气流速使反凝析油即时形成即时采出,实现地层压力低于露点压力时反凝析油始终无法形成连续相,保持高的凝析油传输能力,并通过延长雾状流压力窗口实现反凝析污染的有效控制。首先通过Мирзажанзаде的非平衡压降理论结合非平衡定容衰竭相态实验,揭示了衰竭速度与"雾状"反凝析的内在规律;然后开展不同压降速度（1 MPa/h、2 MPa/h、3 MPa/h和4 MPa/h）下的长岩心反凝析伤害实验及衰竭开采实验,综合分析不同衰竭速度下的雾状流压力窗口和反凝析控制效果。结果表明,压降速度越大,反凝析出的"雾状"凝析油颜色越深,在凝析气中悬浮时间越长,随高速气流产出量越多;当压降速度为4 MPa/h时,雾状流压力窗口为10.5 MPa （46.5~36.0 MPa）,储层反凝析污染改善效果最好,凝析油采收率最高,但对天然气采收率影响不明显。因此,综合考虑气井出砂和气窜情况,适当增大衰竭速度,有利于缓解近井地带反凝析污染,提高凝析油采收率。     

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.     

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。     

凝析气藏开发方式浅析

凝析气藏的开发不同于一般气藏,除了要考虑天然气采收率外,更重要的还需要考虑提高凝析油采收率的问题。针对衰竭式、保持压力和部分保持压力3种开发方式,研究了纯凝析气藏和带油环凝析气藏开发方式的选择,并进行举例论证。     

凝析油临界流动饱和度确定新方法

凝析油临界流动饱和度是反映凝析油流动能力的重要参数,它对凝析油的采收率、气井的产能和稳产期均存在重大的影响,因此凝析油临界流动饱和度一直是国内外研究的热点问题。建立了利用长岩心驱替装置和色谱仪确定凝析油临界流动饱和度的方法,运用该方法对某实际凝析气藏真实岩心和C₁~C₅混合物流体进行了两组实验,测定的临界流动饱和度分别为3.04%和4.66%。凝析油的流动特征分析结果表明,凝析油的临界流动饱和度很低。两组实验的对比结果表明,多孔介质会导致流体露点压力升高,束缚水和增大压差都有利于凝析油的流动。最后,通过数值模拟研究验证了凝析油的临界流动,饱和度较低。     

低渗富含凝析油凝析气藏气井干气吞吐效果评价

为了研究低渗富含凝析油凝析气藏开发中后期干气吞吐效果,在相态拟合基础上选择实际开展过单井吞吐的气井(柯克亚凝析气田西四二—西五一区块K233井、K416井)建立单井模型,开展注气历史拟合并对单井储量进行校正,然后在停喷井底压力基础上研究单井吞吐的效果,并对吞吐方式进行优化。研究表明,注气速度、焖井时间、焖井结束后的采气速度对油气采收率影响不大;封闭气井模拟预测表明,随注入气量增加,凝析油采出程度增幅较小,天然气采出程度增幅几乎不变,注气目的主要是解堵,气井压力不会上升很多。现场开展了3次单井吞吐试验,其试验效果与理论计算结果较为一致:单井注气吞吐可以实现反凝析污染气井解堵,大幅度地提高天然气采出程度,降低气藏废弃压力,但对提高凝析油采收率贡献不大。表5参12