HCZ预测模型法在凝析气藏可采储量中的应用分析

介绍了3种对凝析气藏具有较好适用性的预测模型及其求解模型常数的方法。初次将胡-陈-张(HCZ)模型应用到凝析气藏中,采用线性试差法分别对其天然气和凝析油的可采储量进行拟合取值,还对凝析气藏的累积产量进行了有效预测。并将胡-陈-张(HCZ)预测模型与哈伯特(Hubbert)模型和胡-陈(HC)模型进行了实例对比分析。结果表明:胡-陈-张预测模型与哈伯特模型更适用于凝析气藏,胡-陈预测模型不适用于凝析气藏的全程预测和可采储量的计算。     

胡-陈预测模型在凝析气藏开发中的应用

凝析气藏具有特殊的热力学性质，当地层压力低于露点压力时，地层中流体将出现相态变化，使凝析油的产量变化复杂，难以采用简便方法加以预测。大量凝析气藏的矿场资料表明，其天然气与凝析油产量变化存在相互关联又相对独立的规律。所以把天然气和凝析油分别作为相对独立的对象进行研究，将预测模型方法引入到凝析气藏油、气可采储量及未来产量预测中。经实例计算的累积产量与预测值的相对误差在5％以内，证实了预测模型在凝析气藏油、气产量和可采储量的预测方面是可行的。     

考虑反凝析影响的边水凝析气藏见水时间预测模型

凝析气藏开发过程中,当井底流压低于露点压力时,近井地带凝析油析出,形成凝析油聚集区。目前,见水时间预测模型通常不考虑凝析油聚集区凝析油饱和度对气水渗流能力的影响,预测结果有一定偏差。为了更准确地预测凝析气藏的见水时间,基于多孔介质流体质点渗流规律,提出以反凝析区域与未反凝析区域气水流度比之比来反映反凝析区域水相相渗变化,从而推导了新的边水凝析气藏见水时间预测模型。实例研究发现,预测凝析气藏见水时间必须要考虑反凝析区域和未反凝析区域气水渗流能力的不同,反凝析越严重,反凝析区域气水流度比越大,见水时间越早。新模型更深入地分析了反凝析对边水凝析气藏边水推进的影响,对边水凝析气藏的见水预测具有重要指导意义。     

苏里格气田集气站凝析油产量影响因素分析

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏在开发过程中,当温度和压力低于临界凝析温度和临界凝析压力时会凝析出一定量的凝析油,属于微含凝析油气藏。凝析油具有较高的经济价值,但其产量受温度、天然气产量、工艺等因素的制约,不同条件下凝析油产量波动很大,会造成预测值与实际生产值产生较大误差。本文结合苏里格气田中区、西区历年实际生产情况,从温度、天然气产量、工艺因素、化学因素及生产因素等方面加强了对凝析油产量影响因素的分析,为今后凝析油产量的预测及油气比参数的调整提供了重要依据。     

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底水凝析气藏气井见水时间预测通常忽略了凝析油析出的影响,因此造成预测结果与实际结果有较大差异。为了更好地开发底水凝析气藏,需考虑析出的凝析油的影响。为此,文章在一定的简化条件下,根据描述水锥现象的相对简单的解析模型来讨论水锥的形成,推导出底水凝析气藏在凝析油析出时的见水时间预测公式。通过实例分析说明在对底水凝析气藏见水时间的预测时必须考虑凝析油的影响。该公式为深入研究水锥的机理以及控制见水时间等提供了有力的依据,这对做好底水凝析气藏的生产管理工作是十分有帮助的。     

凝析油可采储量计算经验公式

在凝析气藏的降压开采过程中，当地层压力低于露点压力后，地层中将出现气、液两相。对于中高凝析油含量的中高渗砂岩凝析气藏，在消耗式开发方式下，凝析油采收率分别与原始凝析油含量、原始气油比、天然气采收率以及初期凝析气井米采气指数(反映储集层物性)之间的相关性良好。根据对大港油田凝析气藏矿场资料的研究，得出4种计算凝析油采收率的经验公式，为计算凝析气藏的凝析油可采储量提供了便捷有效的方法。图4表1参10     

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。     

指数递减法在凝析油气藏中的应用

指数递减法是油气藏工程中的一个重要预测方法。它可以用于预测油气田递减阶段的产量、累积产量和可采储量。将指数递减用于凝听气藏的预测，取得了很好的效果，并得到了凝析气藏的总井流体产量、干气产量和凝析油产量的递减均符合指数递减的重要结论。     

深层凝析气藏单井控制地质储量下限研究

我国东部气田近几年探明深层凝析气藏的储量规模越来越大，但气藏开发技术难度大、工艺复杂，使开发风险增大。开发好深层凝析气藏的关键之一就是要确定气藏单井控制地质储量下限，指导开发井位部署，优化井位设计，提高其经济开发效益。以东濮凹陷深层凝析气藏为例，综合应用气藏工程理论和现金流量法，对深层凝析气藏单井经济可采储量和控制地质储量下限进行了研究，在此基础上对影响气藏单井控制地质储量下限的因素进行了分析，认为气藏单井控制地质储量下限与气藏单井产能、天然气价格、凝析油含量呈幂指数递减规律，与井深呈指数递增关系。     

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中坝气田雷三气藏为低含凝析油的气藏 ,已进入明显反凝析期 ,目前凝析油产量下降明显。因此 ,对气藏凝析油产量变化进行分析预测十分必要 ,对气藏中后期的开发及生产管理具有指导作用。凝析油产量降低的影响因素经分析 ,认为气藏凝析油产量降低的主要因素是由于反凝析现象的影响。对于雷三气藏而言 ,由于凝析油含量低 ,反凝析现象生成的液烃只占孔隙容积的极小部分 ,绝大部分残留于储层孔隙中。露点压力的测定和相图模拟计算表明 (见图 1) :从Ｆ1点到初始凝析压力点为气藏单相开采阶段 ,此时生产油气比保持不变 ;从初始凝析压力到最大反凝析…     

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在气藏储量计算中，物质平衡方法是用得最多、计算较为准确的一类方法，而凝析气藏是一种复杂的特殊油气藏，其物质平衡方程与常规气藏相比有较大差别。为此，文章从油气藏物质平衡基本原理出发，建立凝析气藏物质平衡方程，与常规油、气藏物质平衡计算方法相比，该新方法考虑了储层流体组分及相态变化特征，并引入凝析油体积系数概念，同时考虑干气与凝析油两相因素。而且采用了相关曲线法求解，从而大大提高了凝析气藏储量计算精度。以大港千米桥板深8井为例，利用其相态数据对该新方法进行验证，计算结果表明，利用物质平衡方程计算新方法可以准确计算凝析气藏天然气和凝析油储量。     

凝析气顶油藏油气产量的计算方法探讨

大港油田存在一些凝析气顶油藏(带油环的凝析气藏),在降压开采过程中,由于气顶区和油区压降不平衡,会导致气窜或油窜现象,因此生产井采出的油、气中均可能出现原油、凝析油、气顶气和溶解气混合物。根据凝析气的特殊热力学性质,结合油气藏动态分析方法,导出了两种凝析气顶油藏产量的计算方法,实例证明两种方法都能准确计算出4种烃类的产量,对凝析气顶油藏的开发动态分析、剩余油气分布研究、开发调整和油气最终采收率及可采储量的确定具有指导作用。表3参2（余元洲摘）     

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凝析油气藏与常规油气藏的重要区别在于其生产过程的相态变化特性，富含凝析油的重组分的凝析量远远大于轻组分，压裂后在裂缝周围地带也会产生凝析油的析出现象。文章应用油气相的渗流模型，结合相平衡、初始条件和定压边界条件，以简化的组分模型为基础，使用IMPES数值计算得到了预测凝析油气藏压裂前后生产动态的数值计算方法，并以东濮凹陷QK气田某生产井为例给出了压裂后凝析液、天然气产能变化规律。最后，结合组分、裂缝长度变化，综合分析了引起产能变化的原因。     

宝浪地区凝析气藏开发方案研究

凝析气藏作为一种特殊的油气藏类型,由于特殊的流体相态特征决定了其开发难度要比一般油气藏复杂得多,开发中不仅要考虑天然气的采出程度,而且还要兼顾凝析油的采出程度。通过对新疆宝浪地区一个带小油环凝析气藏的开发方案实例,总结了凝析气藏开发方案研究过程中应考虑和首先解决的问题,认为这类凝析气藏开发应以效益为中心,重点对气藏生产能力及开发方式进行论证,采取整体部署分步实施方针。     

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千米桥潜山位于北大港构造带东北倾没端大张坨断层上升盘 ,夹持于大张坨和港西断层之间 ,总构造面积约 10 0km2 。部署的 8口井中 ,板深 8、板深 7井试采 ,在奥陶系获得高产油气流。文中根据千米桥潜山凝析油气藏储集层特征和构造研究结果 ,进行板深 7、板深 8潜山凝析油气藏的产量预测。利用现金流量法预测千米桥板深 7、板深 8潜山凝析油气藏经济可采储量和经济采收率 ,当油价为 12 2 0元 /t,预测出凝析油和干气的经济可采储量分别为 114.0× 10 4 t和 71.4× 10 8m3 ;凝析油和干气的经济采收率分别为 2 1.90 %和 46 .73%。用概率分布方法进行风险性评价 ,评价出凝析油的三种经济可采储量即可能储量、概算储量、证实储量分别为 119.9× 10 4 t,115 .4× 10 4 t,10 8.1× 10 4 t;干气的三种经济可采储量分别为 75 .2× 10 8m3 ,71.9× 10 8m3 ,6 6 .6× 10 8m3 。并对经济可采储量进行了不确定性因素分析。     

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裂缝性凝析气藏油气渗流机理与常规凝析气藏不同，在循环注气开发过程中将表现出不同的开采特征，因而如何准确地描述裂缝性凝析气藏循环注气过程中 “裂缝—岩块”质量交换机理和岩块中的驱替效率，对于高效开发裂缝性凝析气藏具有一定的指导意义。文章利用多相多组分渗流理论，首次建立了考虑裂缝油气毛管力影响的裂缝性凝析气藏循环注气数学模型，利用该模型研究了裂缝性凝析气藏循环注气特征。结果表明，在利用气体驱替凝析油的过程中，毛管力表现出阻力作用；裂缝性凝析气藏循环注气开发时，凝析油采收率随注采比增加呈现先增后降的变化趋势，这与常规凝析气藏循环注气开发凝析油采收率变化趋势相异；采用较低的注采比更有利于提高裂缝性凝析气藏开发效果。     

凝析气藏流体样品恢复方法及应用

由于凝析气藏流体相态的特殊性,其流体样品恢复的问题很复杂,这个问题一直是凝析气藏开发研究工作的一个很大难题,特别是在实验手段不全面和缺乏分析工具的条件下,样品的恢复就更加困难。在综合多方面有关凝析气藏流体相态特性研究成果和现场测试报告的基础上,总结出了目前凝析气藏流体样品恢复的方法,并结合凝析气藏流体相态特性讨论了3种样品恢复法的适用性,同时以大港油田凝析气藏气井样品恢复的实例计算,进一步证实了该样品恢复法的适用性。     

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凝析气井开采过程中，当地层压力小于露点压力时，将在地层中发生反凝析现象，凝析液在井筒附近产生附加表皮系数，导致产气量下降。对反凝析污染进行评价，可以为不同开发时期产能的合理调整提供依据，有效提高气田的开发效益。文章应用气藏工程和数值模拟方法对丘东凝析气藏不同开采时期及整个开采过程的反凝析污染进行了评价，并优选出消除丘东气田近井带反凝析污染的注气气源、注气量和注气时效。计算结果表明，丘东气田气井投产第二年出现近井带反凝析污染，污染主要发生在距井筒10 m以内；考虑到丘东气田的地面建设以及吐哈油田天然气开发的实际特点，采用间歇注气来解除反凝析污染；丘陵LPG干气作为间歇注气消除近井带凝析污染的首选气源，合理的注入气量为4.5×１０４ｍ３，气田从第三年末开始注气，每半年注一次，连续注9 ａ，可以获得较高的累积采气量。     

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气藏物质平衡方程式可以确定气藏的原始地质储量，是气藏工程中的重要方法。由于凝析气藏的特殊性，使得其物质平衡方程式相对比较复杂，目前最有效的提高凝析气藏油气采收率的开发方法是循环注气。对于循环注气开发的凝析气藏，注入与采出的烃类流体的组成存在显著差异。在用物质平衡方程计算循环注气凝析气藏原始储量时，通常直接将采出的凝析油折气加上采出的干气，再扣除注入干气后作为气藏产气量，由于忽略了注采烃类的差异，会造成偏差，偏差大小将会随着凝析油含量的增加而增加。对于凝析油含量比较高的凝析气藏，会导致错误的结论。基于气藏物质平衡原理与相态理论，文章推导出考虑注采烃类组成差异的新的凝析气藏循环注气物质平衡方程，并应用于循环注气开发的凝析气藏储量计算，计算结果对比表明新方程计算结果更准确。     

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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。