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。     

�����������ؿ�����������

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     

��������������ظ��Ӿ�����ģʽ�о�

中原油田白庙凝析气藏具有埋藏深，构造复杂，储层物性差，凝析油含量高的特点。采用衰竭式开发时，储层压力衰竭较快，当降到露点压力以下时，由于近井地带反凝析液的堵塞作用，凝析气有效渗透率降低，严重损害了凝析气井的产能。若采用循环注气开采，也难以获得经济效益。因此，根据白庙深层低渗透凝析气藏的地质特点，文章提出了以复杂结构井为主导的新型开发模式。数值模拟结果表明：利用复杂结构井开发深层低渗透高含凝析油的凝析气藏，不仅可以提高天然气采收率，同时还能有效控制储层中凝析气的反凝析进程，提高凝析油的最终采收率。     

��l����������湤�շ�����ȷ��

??Combined with the determination of surface technology project for gas injection development of Su-l condensate field,some problems to which must pay attention are proposed and discussed.     

�½��¿�����������ѭ��ע��������ʩ�뿪��Ч��

新疆柯克亚凝析气田经历勘探初期３口喷井的破坏和其后十年的衰竭式开采,地层压力大幅下降,地下反凝析现象严重,大量滞留在地层中的凝析油无法采出,开发效果差。１９９４年９月实施的西五一（３）气层组循环注气先导试验,有效地遏制了凝析气中重质组分在地下的反凝析,并通过注气过程中适时进行采气量,注采比和井网三方面的调整,使得凝析油采出程度较衰遏式开采方式的２１％提高到３７．９％,开发效果显著。     

中坝气田含硫天然气及其凝析液的处理系统与加工工艺

中坝气田是位于四川盆地西北部的一个凝析气田,已经探明须二和雷三两个气藏,其中雷三气藏系含硫气藏,天然气中的硫化氢和天然气凝析液都有较高含量。据估算,天然气储量约70亿立方米,天然气凝析液超过50万吨。     

JZ20-2凝析气田的水驱能量

利用JZ20-2凝析气田的实际生产数据、水层测试结果、气藏压降曲线、物质平衡图解和定容封闭气藏诺模图等方法.分析研究气藏的水驱能量,认为JZ20-2凝析气田无论中高点气藏还是南高点气藏,水驱能量都十分有限,属带底油和底水的定容封闭式凝析气藏.     

磨溪气田硫资源利用探讨

磨溪气田富含硫化氢的天然气经净化处理后，酸气中Ｈ２Ｓ浓度高达９２％以上，如何将这一资源优势转变为经济优势，本文推荐了若干投资少，见效快的硫化工产品项目，对其用途、主要合成路线及效益情况作了阐述和说明。     

��������������ˮ�����Ĺ���Ч������

文２４气田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,含气面积１．０１ｋｍ２,天然气地质储量２．９２×１０８ｍ３,凝析油３×１０４ｔ。天然气中甲烷含量８５％～８７％,凝析油相对密度０．７,属典型的凝析气藏。储层为下第三系沙河街组（Ｅｓ２下）,埋深２３８０～２３４１ｍ,气层平均孔隙度２１％,原始地层压力２３．１８ＭＰａ,露点压力２０．５ＭＰａ。该气田文２４、文２４－２两口气井于１９８９年１２月投产,至１９９２年８月,累计生产天然气６２０２×１０４ｍ３,凝析油３８０４ｍ３。因地层压力远低于露点压力,大量凝析…     

深层低渗凝析气藏反凝析特征研究

深层低渗凝析气藏数量越来越多，了解其反凝析特征是气藏开发正确决策的重要基础。以中原油田的深层低渗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，研究了深层低渗凝析气藏的反凝析特征。研究结果表明：PVT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凝析气藏的真实反凝析相态特征；中原油田深层低渗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。这表明中原油田深层低渗凝析气藏比较适合于采用衰竭方式开发；中原油田深层低渗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婆就显得非常重要．     

对提高复杂气田开发效益和水平的思考与建议

水驱气田和凝析气田属复杂气田,其开发难度很大,需认真对待。结合多年理论研究和实践经验,指出了凝析气田开发当前应注意１０个问题,即：合格凝析油气样品的取得;相态研究要深入到多孔介质相态、水-凝析油气相态、注干气再蒸发地层凝析油相态和开发中后期的相态研究;凝析气田开发方式和开发后期提高凝析油采收率问题;要慎重对待凝析气田注水问题,等等。针对水驱气田,指出一定要处理好采气速度与最终采收率的关系,应重温四川水驱气藏防、治水经验,管好见水气井,增强法律意识。其结论和认识对复杂气田的高效开发具有重要的指导意义。     

白庙凝析气藏压裂工艺技术研究与应用

针对白庙气田反凝析严重 ,储层物性差 ,具有低孔、低渗、压裂难度大的特点 ,研究了压裂液和施工参数对气田压裂效果影响。通过优选适合该地区的低伤害压裂液 ,减少液体对储层的伤害 ;采用压前进行小型压裂测试 ,提高压裂设计参数的准确性 ;应用复合压裂工艺技术、前置液中加入支撑剂段塞及裂缝强制闭合技术 ,在施工过程中采用分段破胶和保护地层 ,以及撬装制氮气举排液等技术 ,大大提高了白庙气田的施工成功率和压裂效果。     

浅谈吉拉克凝析气田集输工艺技术

介绍了吉拉克凝析气田集输系统的凝析气集输、单井油气计量、气体处理、凝析油稳定、乙二醇回收及加注等流程。阐述了该流程的特点 ,采用的新工艺、新技术、新设备 ,以及节能措施和能量利用的情况。     

川东北气田高压高含硫气井试气技术

针对川东北地区高压高含硫天然气深井的特点，结合早期四川油气田和目前川东北试气情况，重点介绍了目前的试气工艺技术与装备配套情况，以及部分天然气井现场应用情况及试气成果，指出：含硫天然气井试气，必须对有害气体采取全面防护技术，配套能适应井下工况的各类井下工具、井下管柱与地面设备。主要包括油套管和井下工具抗硫管材选用，防硫采气井控装置选用，地面降压分离、测试管汇的监测与计量，测试时人员的防护与安全等。     

长庆气田集气干线管材与焊条的选择

针对长庆气田含Ｈ２Ｓ天然气的特点,集气干线选用具有抗Ｈ２Ｓ环境开裂特性Ｘ５２直缝双面埋弧焊钢管（ＵＯＥ）,并首次在国内含Ｈ２Ｓ气田应用纤维素手工焊条进行管道对接焊。为保证集气干线的抗Ｈ２Ｓ环境开裂性能,对订货合同提出了严格的技术要求,对成品管进行了全面检验。长庆气田集气干线工程在国内含Ｈ２Ｓ气田管材和焊条的选择方面做了一次有益的尝试。     

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。     

深层气藏采收率计算及提高采收率对策研究

目前，国内外广泛用于预测气藏采收率的方法主要有物质平衡法、产量递减法、数值模拟法、经验取值法等8种方法。由于白庙气田沙三^3-4气藏埋藏深，构造复杂，储层物性差，井底积液，气藏采收率研究难度大，因此，研究气藏储气砂体的连通率和单井控制储量，选择适合气藏特点的一种或几种方法确定气藏采收率，使其更反映气藏实际。提出的深层气藏提高采收率的相应对策，可以指导同类气藏科学合理地开发。