CO2或N2压裂凝析气藏后近缝带烃类的相态分析

以中原白庙凝析气田白52井为例,研究了C02或N2压裂停泵时刻裂缝周围的相态变化.首先分析了压后近缝带烃类组分和相态,然后借助牛顿-拉夫森算法,对烃类的相态变化及凝析油饱和度进行了计算,得到了凝析气藏近缝带不同温度和压力下烃类的相态分布情况,以及随着地层中注入气体摩尔分数变化,烃类相态的变化情况.同时,对注入C02或N2后的相态变化結果进行了定量对比分析.结果表明,注入CO2或N2在储层中的摩尔分数不同时,它们对烃类相态的影响程度是不同的;储层中注入相同摩尔分数的CO2或N2的优劣程度也是不一样的.这对优化凝析气藏压裂的气体类型、气体用量、排量及压裂规模,提高我国低渗透凝析气藏压裂井产量和采出程度具有重要的现实意义.     

C02或N2压裂凝析气藏后近缝带烃类的相态分析

以中原白庙凝析气田白52井为例,研究了CO2或N2压裂停泵时刻裂缝周围的相态变化。首先分析了压后近缝带烃类组分和相态,然后借助牛顿一拉夫森算法,对烃类的相态变化及凝析油饱和度进行了计算,得到了凝析气藏近缝带不同温度和压力下烃类的相态分布情况,以及随着地层中注入气体摩尔分数变化,烃类相态的变化情况。同时,对注入CO2或N2后的相态变化结果进行了定量对比分析。结果表明,注入CO2或N2在储层中的摩尔分数不同时,它们对烃类相态的影响程度是不同的;储层中注入相同摩尔分数的CO2或N2的优劣程度也是不一样的。这对优化凝析气藏压裂的气体类型、气体用量、排量及压裂规模,提高我国低渗透凝析气藏压裂井产量和采出程度具有重要的现实意义。     

变形介质凝析气藏油气相态特征研究

变形介质凝析气藏因储层岩石颗粒细、孔隙小，储层界面效应极为突出。同时，降压开采过程中储层变形作用明显，因而其相态特征不同于常规凝析气藏。考虑吸附、毛细凝聚和毛细管力等界面效应和储层变形作用对油气体系相态特征的影响，建立了变形介质凝析气藏油气体系真实露点预测模型和衰竭开采过程中气藏的反凝析液饱和度预测模型。将该模型用于Q69井的露点和反凝析油饱和度的预测，其计算结果表明孔隙介质界面现象和储层变形作用不仅会导致气藏的露点升高，而且会加剧地层反凝析作用。考虑孔隙介质界面效应和储层变形作用影响后，地层反凝析油饱和度比常规模拟方法的预测结果更大，并且储层渗透率越低、变形作用越大，地层反凝析油饱和度增加就越显著。因此，与常规凝析气藏相比，变形介质凝析气藏在衰竭开采过程中反凝析现象将提前，反凝析污染也将更加严重。     

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本文介绍了国内外气田开发中CO_2有腐蚀的产重性;综述了腐蚀机理、防护措施及国外对湿CO_2环境腐蚀大小的评价方法;并针对四川气田开发中的CO_2腐蚀与防护问题提出意见。     

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苏北盆地具有形成大型ＣＯ２气田的地质条件,黄桥ＣＯ２气田是目前我国陆地开发利用最大的ＣＯ２气田之一,它具有海相层系与共同成藏、深层气藏和浅层气藏互相沟通的特点。深层气藏以高纯度ＣＯ２为主,浅层气藏以含Ｎ２为主,并含有高浓度的Ｈｅ。浅层气藏是深层气藏衍生的产物。ＣＯ２气藏圈闭于由海相中、古生界层系组成的大型背斜中,海相碳酸盐岩（包括部分碎屑岩）裂隙发育、孔渗条件优越,是ＣＯ２成藏的重要储集岩。ＣＯ２     

含水气贫凝析气体系的相态及渗流特征

常规凝析气体系的相态分析忽略了水气的影响，而在实际生产中发现水气对凝析气井的生产产生的影响已不可忽视。文章针对低含凝析油的凝析气体系，采用实验的方法对比研究了含水气体系和不含水气体系的相态特征，发现水气的存在使低含油的凝析气体系的相态发生较大变化，凝析液量的析出区间与常规相态分析不重合，存在较大的偏移。在此基础上，提出用水膜的形式来描述低渗凝析气藏的开发过程中凝析水对油气渗流影响，并给出了相应的数学模型；用一实际体系研究了凝析水析出对相渗曲线的影响，结果表明凝析水的析出改变了凝析油气的渗流，它使其相渗曲线发生偏移，加速了近井地带凝析油饱和度的聚集速度。研究认为，凝析气中水气的存在会加速重烃的凝析，改变凝析气的反凝析区间，渗流过程中水气形成的凝析水将加剧近井地带凝析油饱和度的聚集作用，大幅度降低低渗凝析气井的产能。     

X区块注CO2和N2提高反凝析油采收率机理研究

通过对X区块原始地层流体的相态分析,确定了该区块为近临界凝析气藏。该区块一直采用衰竭式开采方式,气藏原始地层压力为27MPa,自开采以来至2012年8月地层压力下降为10MPa,已低于露点压力,反凝析加剧,地层污染加重,并造成大量的凝析油损失。利用该凝析气田附近所具有的高纯CO2气藏气,探索注CO2气开发方式改善和提高凝析油气的采收率具有技术进步意义。通过对CO2和N2两种注入气与地层流体膨胀实验数据的对比研究,得到CO2与地层流体的增溶膨胀能力、混相能力等相态配伍性较好且优于N2。在CO2与目前地层凝析油混相能力研究中发现在19.3MPa下CO2能与目前凝析油达到混相,CO2与目前地层凝析油容易达到混相,故开采时只要通过先期注CO2把目前地层压力提高至19.3MPa以上,就可实现混相驱提高凝析油的采收率。     

超临界CO2压裂迂曲裂缝内支撑剂运移特征

在“双碳”目标引领和水力压裂受水资源影响下,超临界 CO₂压裂是发展的主要趋势。为了明确支撑剂在超临界 CO₂致裂裂缝内的运移特征,利用激光形貌扫描技术对超临界 CO₂压裂后的岩石裂缝面进行重构,结合 CFD—DEM 方法建立了迂曲裂缝内超临界 CO₂携砂运移模型,对比平板裂缝分析了迂曲裂缝内支撑剂的运移和铺置特征,研究了支撑剂密度、携砂液注入速度和砂比等关键参数对支撑剂在裂缝内输送和分布的影响。研究结果表明 ：(1)相较于平板裂缝,迂曲裂缝中的超临界 CO₂携砂液流动路径具有曲折和多变的特点,支撑剂运移时在横向和纵向上具有更强的波动性和跳跃性 ;(2)支撑剂在迂曲裂缝内的铺置形态呈现出波浪状甚至簇团状的非均匀分布特征 ;(3)低密度支撑剂在迂曲裂缝内具有更好的通过性,高注入速度能够降低迂曲裂缝结构对支撑剂堵塞的影响 ;(4)迂曲裂缝中过低的注入砂比并不能够获得好的裂缝支撑效果,模拟条件下最优值在 3% 附近。结论认为,模拟实验研究结果对认识超临界 CO₂...     

普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策

普光气田属高含H₂S、CO₂特大型海相气田,气层埋藏深,高含H₂S和CO₂,厚度为300～400 ｍ,在气藏储层研究、超深钻井技术、增产技术、井筒技术、地面工程技术等方面存在着某些世界级难题。为此,系统地分析了存在的主要技术问题,指出气藏地质、气藏工程基础研究亟待深化,安全、优质、快速钻井工程技术亟待配套提高,急需配套高含硫、巨厚气藏采气工艺和工程技术,高含硫气田的集输工艺技术还处于学习模仿阶段,“混合流体”的腐蚀机理及防护技术研究缺乏系统性和针对性,专用管材及设备国产化的研发有待加快,急需加快安全测控关键技术的研发和编制高H₂S气田开发的标准系列。还从气藏工程、钻（完）井工程、采气工程、集输工程、防腐工程和关键设备及材料等方面有针对性地探讨了重点攻关方向和关键技术。     

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文章通过建立有限元力学模型，定量地计算分析了在垂向应力为最大主应力的地应力环境下，不同产状、开度裂缝的闭和规律。结果表明：在垂向应力为最大主应力的环境下，地层中发育的水平裂缝在油气藏压力衰竭时最容易发生闭合，闭合压力高；其次为低角度裂缝。因此，埋藏深度大、水平裂缝和低角度裂缝发育的裂缝性油气藏，不宜采用油气藏天然能量弹性驱动方式开采，而应及时采取措施保持地层压力。而且，埋藏深度大，水平裂缝发育、基质岩块渗透率低的裂缝性油气藏，开采速度不宜过高，应有足够的时间使基质岩块中的油气进入裂缝系统。     

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库车油气系统已经发现了22个油气藏,其相态类型的多样性的特点十分鲜明,据这些油气藏的43层PVT实验数据和相图,可以把库车油气系统的烃类分为四类7种。探明的油气储量和油气资源预测结果表明该系统“整体富气”,黑油、挥发油处于从属地位,而且多为分异作用形成的伴生型和残余型的轻质油。综合分析油、气的物理性质、相态参数和系统的油气资源等地质条件,可明显地看出天然气的干湿程度及凝析油含量的高低主要受烃源岩成熟度控制;系统的成藏条件和勘探成果（特别是克拉2大气田的发现）都说明高温裂解气潜力很大,其主要分布在此北带中段高－过成熟区,系统内的广大地域则以凝析气及伴生的液态烃为主要的烃流体类型。     

多孔介质毛细管压力对凝析油气相态影响研究

本文在常规相态分析的基础上，提出了一个新的考虑多孔介质毛管压力对相态影响的理论模型，建立了相应的模拟器。通过对实测露点的模拟和亲油介质中求解结果与ＳＰＥ２０１８０的比较，表明了本模拟器的可行性。用此模拟器进行了实例计算，较为全面地说明了多孔介质毛管压力力对的油气相上图和等温闪蒸中反凝析液饱和度的影响。     

低渗透油藏CO2混相驱提高采收率试验

大多数低渗透油藏注水开发效果差,为了验证CO2混相驱在此类油藏的适用性,掌握其提高采收率的程度,以大庆榆树林油田为依托,进行了原油的细管试验与微观试验、天然岩心的驱油试验以及油藏的数值模拟研究,确定了CO2与榆树林油田原油的最小混相压力,试验与数值模拟测试了不同驱替方式在天然岩心上的采收率,二者非常吻合。试验表明:CO2混相驱可以应用于榆树林油田;天然岩心试验无水混相驱可以提高采收率19个百分点以上,水气交替可以提高采收率10~19个百分点;注入1个气体的合适段塞可以减少水对混相的影响,更大程度提高采收率。该研究表明CO2混相驱可提高低渗透油藏开发效果。     

确定凝析气藏相态特征和气井产量预测的方法

根据凝析气藏相态特征,建立了一种确定凝析气藏储层凝析油分布规律和预测凝析气井合理产量的方法。首先根据凝析气渗流特点建立并详细地推导了不稳定渗流方程,运用凝析油气两相拟压力函数,推导出三种典型边界,即无限大外边界,有界封闭边界和有界定压边界的压力分布公式;建立了压力与拟压力间的相互关系和气井生产时储层内凝析油分布规律。利用凝析气藏等温衰竭过程中凝析油含量与随压力变化的数据确定出开采过程中储层内凝析油含量的分布特征。考虑到所绘制的凝析气井流人动态曲线——IPR曲线的可靠性,采用气井稳定测试资料来确定其中的重要参数;按气井IPR曲线及储层凝析油含量分布状况优选得出气井合理产量,通过实例Y井结合文中提出的理论与方法,系统提供了确定凝析气井IPR曲线与合理产量的方法。     

多孔介质凝析气相变的影响因素

凝析气相变多孔介质影响因素机理分析是准确认识凝析油气体系在多孔介质中渗流规律的基础，而凝析油气体系和储层多孔介质又是一个相互作用的系统。由于储层岩石颗粒较细、孔隙细小，凝析油气在储层孔隙介质间渗流过程中必然与其发生相互作用，影响凝析气在多孔介质中的相变规律。文章在凝析气相变模拟计算的基础上，从机理出发分析了毛细管压力、吸附作用、润湿性和毛细凝聚等因素对凝析气相平衡的影响。研究表明，各种影响因素对相变的影响均有不同程度，而且应当将储层本身性质（如孔隙大小、渗透率等）与影响凝析油气体系的各种因素联系起来，综合分析多孔介质对凝析油气体系相平衡的影响。     

降压开采过程中凝析油气相渗实验研究

目前凝析油气相渗曲线实验测试方法有常规模拟油气替代测试和真实平衡凝析油气测试两种，国内外还没有测量凝析气藏在降压开采过程中凝析油气相渗曲线的相关报道。文章给出了降压相渗实验测试方法，选用Q69-5井的平衡凝析油气和真实岩样进行了平衡凝析油气相渗曲线、降压相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，并对３种相渗曲线进行了对比研究。研究结果表明：①降压相渗测试和岩心衰竭实验测试得到的凝析油饱和度具有相同的变化趋势，但前者的数值低于后者；②降压相渗实验测试过程中，凝析油开始析出后出现凝析油饱和度急剧上升和平衡气相相对渗透率急剧下降的现象，当压力降至最大反凝析压力后，凝析气的蒸发作用和平衡气驱作用可使近井地带的渗透性得到部分恢复；③降压相渗曲线比常规油气相渗曲线和平衡凝析油气相渗曲线明显向右偏移，其气相相对渗透率比常规测试和平衡油气测试得到的气相相对渗透率要高。     

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凝析气 Ｐ Ｖ Ｔ 分析数据是进行气藏数值模拟及开采工艺设计的重要参数,没有这些参数,气藏的开发设计往往不能正常进行。但是在现场,往往由于一些原因,在气藏开发初期未能进行 Ｐ Ｖ Ｔ 取样分析或没有取得有代表性的 Ｐ Ｖ Ｔ 样品,这给进行相态分析和开发研究带来困难。南翼山 Ｅ３ 凝析气藏就是这样一种情况,由于早期测的地层温度不准确以及样品是在井筒６０ ｍ 处取得的（ 不符合凝析气井的取样规范） ,故样品分析结果与生产实际明显不相符合。文章给出凝析气藏相态恢复的原理和研究思路,针对南翼山 Ｅ３ 凝析气藏提出了相应的相态分析方法,恢复了南翼山 Ｅ３ 凝析气藏相态特征,获得了原始流体参数场,从而方便地计算出该气藏原始状态下的各种流体参数。     

纯液态CO2压裂非稳态过程数值模拟

为了解纯液态CO₂压裂初始井底压力和温度随时间的演化规律，对压裂液初期非稳态过程进行了数值模拟。从模拟的结果看：井底液体CO₂在压裂的初期会经历较大的温度和压力变化，液体CO₂会因受热而发生相态的变化和体积的膨胀，最大膨胀幅度达17.2%，而其重位压头的变化则是引起井底液体CO₂压力变化的主要因素。一般在压裂2～5 min后井底温压即可稳定，稳定后的温度和压力以及稳定所需要的时间主要与压裂液排量、井深有关。如果气井太深，低温液体CO₂会在井筒附近地层造成巨大的温度梯度，这有可能会引起井筒周围地层热应力的剧烈上升，从而有利于井筒射孔附近地层的开裂。