濮城油田濮67块低渗凝析难动用气藏挖潜技术研究

濮67块具有埋藏深、物性条件差、储量难动用程度低等特点，目前气藏采出程度很低，开发效果差。通过对濮67块天然气储量再认识，落实了该块储量；通过对濮67块各砂组剩余天然气分布规律的研究，明确了剩余气的下步挖潜方向；并开展了配套的剩余天然气挖潜技术研究，通过在生产中应用，取得了较好的增产效果，提高了气藏的采收率。     

濮67块低渗凝析气藏挖潜技术研究

濮67块是埋藏深，低渗，难动用的凝析气藏，目前油藏采出程度很低，开发效果差，通过对濮67块天然气储量再认识，落实了该块储量；通过对濮67块各砂组剩余天然气分布规律的研究，明确了剩余天然气的下步挖潜方面，并开展了配套的挖潜技术研究，解决了该气藏的开发难题，通过在生产中应用，取得了较好的增产效果，提高了气藏的采收率。     

濮城油田濮67块低渗凝析气藏配套采气工艺技术的应用

濮城油田濮 6 7块是一个低渗凝析气藏 ,针对该气藏的特点 ,开展了配套工艺技术研究 ,主要应用了压裂改造工艺技术、泡沫排液采气技术、优选管柱排液采气技术、机抽排液采气技术、液氮和撬装式氮气举排液采气技术、柱塞排液采气技术以及防止井口油嘴被“冰堵”的井下节流器技术。并介绍这些技术的应用效果 ,同时指出了这些技术的优点和不足。这些配套技术的应用 ,满足了濮 6 7块凝析气藏开发的需要。     

濮67块深层低渗凝析气藏试采开发研究

由于受到储层埋藏深，物性差，易积液等条件的限制，深层低渗凝析气藏一直是国内外气藏开发的难点，濮67块深层低渗凝析气藏是中原油田的第二大凝析气藏，是2002年新建成能的主力区块之一，前期进行过大量的试采工作，通过对濮67块气藏以前试气情况的分析及试采开发中所做工作的研究，指出在投产和产能接替时为获得工业气流必须进行大型压裂改造，在生产过程中必须减少生产压差控制反凝析，在地层压力降低，井筒出现积液时应采取适合的工艺技术进行排液。     

濮67块凝析气藏地面集输工艺研究

凝析气藏开发是中原油田“十五”后三年科技攻关“四项瓶颈技术攻关方案”中的一项 ,根据凝析气藏的特点找到了适合凝析气藏地面工程的集输方案 ,并在濮 6 7块加以实施 ,凝析气藏的开发对提高中原油田的产量具有重要的意义。1 地质情况及天然气物性凝析气藏不同于一般的油藏也不同于一般的气藏 ,其集输工艺不同于油藏常用的计量站 ,也不同于气田常用的集气站。凝析气藏是一种特殊的碳氢化合物矿藏 ,地下流体的密度为 0 2 2 5～ 0 4 5g/cm3,平均分子量为 2 0～ 4 0。濮 6 7块位于濮城构造东区 ,属于凝析气藏。主要含气层位于沙三中、沙三下…     

濮67块深层致密凝析气藏开发技术研究

濮城油田濮67块是难动用的深层致密凝析气藏,几年的试采显示气藏开发效果差、采出程度很低。对濮67块天然气储量进行了重新认识和落实,研究了濮67块各砂组剩余天然气的分布规律,明确了该气藏的开发方向,开展了配套的开发技术研究,解决了该气藏的开发难题。通过在生产中应用,取得了较好的增产效果,提高了气藏的采收率。     

东濮凹陷深层低渗凝析气藏类型判别研究

东濮凹陷深层低渗凝析气藏的特殊性和复杂性导致了气藏类型判别的难度,充分利用各种流体特征指标,从大类判别、饱和特征分析、带油环特征判别、流体纵向变化特征等方面对桥口、白庙、濮67等深层凝析气藏展开研究,并依据相态特征对凝析气和平衡油体系进行了划分,较准确地判别了这些主要气藏的类型,为气藏的合理开发提供了重要的依据。     

濮城油田西区沙二段上亚段第1砂组气顶气藏剩余气分布及挖潜研究

濮城油田西区沙二段上亚段第1砂组拥有该油田最大的气顶气藏,由于先期开发油环造成气顶严重水淹,该 气藏一直被认为无可采储量。通过储量动用状况的研究,结合动静态资料,对其水淹状况及剩余气分布进行了分 析,重新落实气藏剩余地质储量为3.82×108m3,可采储量为1.99×108m3。利用部分低效、无效及报废井上返采 气,提高了气藏的采收率。     

渤海湾盆地东濮凹陷桥口凝析气藏油—气相渗对比研究

渤海湾盆地东濮凹陷桥口气藏是典型的凝析气藏,开采过程中凝析油气在地层中渗流复杂,生产压差、气井产能、采收率等开发指标预测难度较大。针对上述问题,选用桥口气藏岩心,采用稳态法分别测试常规油气相渗、平衡油气相渗以及降压过程凝析油气相渗特征,并对测试结果进行对比分析。凝析油气相渗曲线与常规相渗曲线相比,表现出低界面张力的特征,反映凝析油气比常规油气在地层中更易流动。应用油藏模拟软件,分别采用常规相渗曲线和平衡油气相渗曲线,预测了桥口气藏油气采收率。与岩心衰竭实验对比,平衡油气相渗曲线模拟结果较好地反映了凝析油气在地层中渗流情况以及气藏的采收率。     

东濮凹陷濮城地区濮67块低渗致密砂岩气藏气层识别

东濮凹陷濮城地区深层气层具有渗透性差、含水饱和度高、气水关系复杂、常规测井响应差等特点.结合该区低渗致密砂岩气层的特点,应用三孔隙度"声波差值法"和综合图版法进行气层识别.识别结果与实际生产资料符合程度高.     

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．     

低渗致密气藏、凝析气藏开发难点与对策

Low permeability tight gas reservoirs and condensate gas reservoirs account for a rather high proportion ofdomestic gas reserves, but many of them have low productivity. So it is significant to develop these reservoirs effi-ciently for continuous and stable development of China′s petroleum industry. Around the problems of the developmentof deep low permeability tight gas reservoirs and condensate gas reservoirs, this paper makes an analysis on the geo-logic and development characteristics of these reservoirs and presents ten proper technologies. Finally, five technicalmeasures for the development of such gas reservoirs are proposed in detail. These are deep fracturing technology,treatment technology of accumulated liquids in condensate gas well and near well bore, gas injection technology whenthe formation pressure is lower than the maximum condensate pressure, phase behavior analysis technology in porousmedia of low permeability tight condensate gas reservoir and other gas reservoir engineering technologies.     

凝析气藏中替代相渗和真实相渗曲线差别对油气采收率的影响

时至今日 ,获得凝析油气相对渗透率曲线的方法仍旧是常规的实验手段 ,即采用模拟油 (如煤油 )和模拟气 (如氮气 )。模拟流体典型的界面张力值约为 3 0mN/m ,这与凝析油气的界面张力范围相比高出数十倍 ,在应用该实验曲线时通常采用经验的界面张力校正方法。文章采用实际凝析气体系在真实长岩心上采用稳态法测量了真实凝析油气相对渗透率曲线。而后 ,用常规的煤油和氮气体系测量了目前用于数模和试井输入曲线的代凝析油气相渗曲线。比较两者的区别 ,并采用CMG单井径向一维数模比较了采用不同相渗曲线作为输入曲线时的地下径向凝析油饱和度分布 ,油气采收率。结果表明 ,凝析油气相对渗透率与常规的煤油 -氮气体系相渗差别很大且凝析油气相渗具有明显速敏性 ,两个不同的相对渗透率曲线对凝析油气的最终采收率影响差别很大。凝析气田开发时应用真实的现场凝析气流体和储层岩心作真实凝析油气相渗曲线来作为指导开发方案设计的基础数据。     

低渗致密气藏凝析气藏开发难点与对策

我国低渗、致密气藏和凝析气藏的储量占相当大的比例, 而其中相当部分处于低产状态开发好这类气藏对石油工业持续稳定发展具有十分重要的意义。围 绕深层低渗致密气藏、凝析气藏开发问题.首先分析了低渗致密气藏的地质特征和开发特征.提出了低渗致密气藏开发的十项配套工艺技术.最后重点建议了五项技术措施即深度压裂改造技术.凝析气井井筒和近井地带积液的处理技术开发后期低于最大凝析压力条件下的注气技术。低渗致密凝析气藏多孔介质油气体系相态分析技术和某些适合于低渗致密气藏和凝析气藏的气藏工程分析技术。     

凝析气藏开采中的几个问题

指出传统凝析气藏油气分布模型存在的问题,推荐三区渗流模型,并提出凝析气藏多区多相油气分布的概念。分析了不同开采阶段气藏露点压力和油气相渗变化特征,并将油气相渗进行性变化的思想引入凝析气藏的试井分析中,提出基于多区多相油气分布模型的凝析气藏不稳定试井和产能试井分析方法。指出目前凝析气藏生产压差确定存在的问题,强调了合理确定生产压差的原则与方法。     

The Effect of Water Vaporization on the Well Productivity of Gas Condensate Reservoirs

Well productivity is a crucial concern in predicting the performance of many gas condensate reservoirs. Accurate forecasting of gas-condensate well productivity usually requires fine-grid simulation to model the formation of the liquid bank and to account for high-velocity phenomena and changes in relative permeability at high capillary numbers. At early stages of production, the pressure drop in the near-wellbore region builds up the molar content of water in gas. This, in turn, results in water vaporization, and hence a drop in the connate water saturation. When water vaporization occurs, pores that were formerly filled by connate water now becomes occupied by gas and condensate only. This causes a change in gas and condensate saturations near the wellbore that can affect the well productivity. No lucid numerical simulation approach considering this effect is suggested in the literature. The authors investigated the effects of water vaporization on the near-wellbore region by compositional simulator of GEM. Enhancement of gas well productivity is observed.     

低渗裂缝砂岩油藏注富气试验评价研究

试验采用低渗基岩岩心造缝后制作成长岩心,研究带裂缝低渗砂岩油藏注富气的可行性,并评价其效果及最优注气方式.研究采用高、低渗两组岩心,分别进行水驱、伴生气/水交替驱、气驱6组试验,并对试验结果进行分析和评价.结果表明,高、低渗两组岩心驱油效果最佳分别为注伴生气/水交替驱和脉冲注伴生气驱,最终驱油效率约64％;在相同的驱替...     

胜利油气区浅层气藏配套采气工艺技术及存在问题

胜利油气区浅层气藏以岩性为主，埋藏深度小于1500m，主要分布在上第三系馆陶组和明化镇组。储层为河流相沉积的透镜状砂岩，储层胶结疏松，且胶结物中的主要成分为泥质，大多数气藏都带有边水或底水。气藏开发时面临的主要问题是地层易出砂，井底易积液。与此对应的配套采气工艺技术是：先期防砂；安装井下活动气嘴；低压气井实施增压开采；排水采气。但是，目前气藏开发面临的出水问题仍比较突出。