An investigation of different gas injection scenarios as enhanced condensate recovery method in a naturally fractured gas-condensate reservoir

In gas condensate reservoirs, when the bottom hole pressure falls below the dew point pressure condensates are formed. This causes hydrocarbon liquid saturation around the well bore region. This phenomenon is called condensate blockage or condensate banking. Condensate recovery reduction due to condensate banking near the well bore region is an important problem in gas condensate reservoirs. The common method to prevent the condensate banking is gas cycling (reinjection of produced dry gas) into the reservoir that can contribute to the condensate vaporization, thus increasing the condensate recovery factor. The objective of this study was to find a suitable replacement for gas cycling. For this purpose, an investigation on the effects of injection of different types of gases (CO₂, N₂, and C₁) on enhance condensate recovery factor and pressure maintenance were performed. This research was done on one of the Iranian gas condensate reservoirs through a compositional simulator. The two-parameter Peng-Robinson equation of state (EOS) and Lohrenz-Bray-Clark correlation were used to model reservoir fluid properties through regression on the pressure-volume-temperature (PVT) experimental data. A fracture network was distributed over the reservoir, so a dual porosity/dual permeability model was selected for better evaluation of the fracture system. Then, various scenarios of natural depletion and CO₂, N₂, C₁, and gas cycling injection were studied. The results showed that CO₂ injection scenario being associated with the highest efficiency compared to that of other gases.     

The solubility of gas components and its importance in gas-condensate reservoir development

The authors investigated the solubility of the gas components in the natural gas-condensate systems and its importance in gas-condensate reservoir development. Also, they discuss some fundamental aspects of preferable methods for recovering trapped retrograde condensate in the formation that is left after primary production. Based on the obtained results from the constant composition expansion test of seven different gas-condensate systems provided a greater understanding of the occurrences and interchanges between liquid and gas phases in the recombined reservoir fluids. The correlation between amount of the dissolved gas in the liquid phase, the volume of vaporized condensate in the gas phase and retrograde condensation pressure was investigated. Analysis of this data identified that increasing dissolved gas in the liquid phase, increases vaporized condensate even in the same thermobaric condition and decreases the retrograde condensation pressure of the gas-condensate systems. It was determined that the solubility of gas components in the fluid should be considered when projecting the gas-condensate reservoirs development. As, improving the solubility of gas components in the condensate decreases the system fog up and retrograde condensation pressures and improves stability of aerosol condition of gas-condensate fluid, it influences on the reservoir condensate bearing to be increased. Therefore, injected gas for gas cycling or revaporization of accumulated condensate from the core can be controlled for the purpose of increasing its solubility and condensate bearing capability.     

凝析气藏注CO2提高采收率机理物理模拟

为深入研究凝析气藏注CO₂提高采收率机理,应用室内实验手段开展了CO₂对凝析气藏流体物性的影响实验。结果表明：注CO₂降低了凝析气的露点压力,降低幅度随注入量增加越来越大,注入0.4倍时的下降幅度达到了15.42%;CO₂注入倍数较小时,对凝析油以溶解、降黏、膨胀作用为主,凝析油膨胀体积的增量是萃取产出凝析油体积的9倍以上,溶解气油比和相对密度随注入倍数增加而增加;CO₂注入倍数较高时以萃取作用为主,生产气油比迅速增加,凝析油相对密度越来越大,采出程度达83%以上。在实际地层条件下,注CO₂开发,在远井区主要发挥降低露点压力的作用,并将露点线向产出井推移;在过渡带初期以溶解膨胀为主,压缩了该区带范围,后期主要为萃取作用,将液动线向产出井推进,缩小了近井带范围;在近井带初期主要为驱替作用形成气流通道,中后期主要为溶解、膨胀、携带和萃取作用。综合以上,凝析气藏注CO₂开发压缩了气液两相区,可大幅提高凝析气藏采收率。研究成果为凝析气藏的注CO₂开发和技术推广提供了重要的技术支撑。     

注干气开发凝析气藏注采压力系统研究——以塔里木盆地大涝坝2号构造凝析气藏为例

为有效提高凝析油的采收率,获得更大的经济效益,在开发凝析油含量较高的凝析气藏时多采用注干气保压方式.注干气开发凝析气藏时,对注采压力系统的研究尤其重要,但相关的技术方法较少.经过研究,建立了一种用于分析注采压力系统的方法:以系统测试资料为基础,利用一点法公式、无阻流量与地层系数的关系,确定出气藏的平均产气能力及注气能力方程,再结合垂直管流方程、液滴重力平衡方程对注干气开发凝析气藏注采压力系统进行研究.以塔里木盆地大涝坝2号构造凝析气藏为例,对注干气开发该气藏时的注采压力剖面、注采平衡系统、废弃压力及停喷压力进行了计算与分析.实例应用结果表明,该方法简便实用.     

一种碳酸盐岩凝析气藏储量的计算方法

碳酸盐岩凝析气藏地层压力下降到露点压力以下时,凝析油在地层及井筒内析出,井口产气量、产油量与井底产气量、产油量之间存在差异,导致储量计算存在困难。通过经验公式拟合得到露点压力,当地层压力大于露点压力时,将井口产油折成气,按单相气求取凝析气储量,再通过气油比折算凝析油储量和干气储量;当地层压力小于露点压力时,地层出现多相流,分别计算干气储量和凝析油储量;实例对比分析表明,该方法的计算结果准确可靠。     

不同注入气对凝析气相态的影响

凝析气藏开发过程中最大的问题是由于地层压力低于露点压力以下而造成凝析油损失,注气是防止凝析油析出并提高采收率的较好方法,但目前不同注入介质对凝析气相态影响还未进行系统研究,以一个真实的凝析气藏为例,使用自行开发的PVTCOG软件和PR状态方程,研究和对比了在凝析气藏定容衰竭不同阶段,注干气、氮气及二氧化碳气对凝析气相态的影响。研究表明不同种类的气体对凝析气露点、凝析油饱和度及采收率有明显不同的影响。     

异常高压气藏应力敏感性实验研究

异常高压气藏压力系数高,渗流机理不同于常规气藏,开发过程中存在岩石形变,对气藏开发动态及开发效果影响很大,因此开展应力敏感性研究对异常高压气藏的开发具有重要意义。利用超高压岩心驱替流程分别对基质型、充填裂缝型和裂缝型岩心进行了应力敏感性实验,研究结果表明:异常高压气藏具有很强的应力敏感性,随着净围压的增加,渗透率初始下降比较快,逐渐趋于平稳,渗透率的变化规律符合幂指数形式;基质型岩心的应力敏感性最大,充填裂缝型岩心次之,裂缝型岩心的应力敏感性最小;异常高压气藏岩石在应力作用下弹性变形很小,主要发生塑性变形,岩心的应力敏感性是不可逆的。     

高含蜡凝析气相态特征研究

应用高压相态装置对高含蜡凝析气的相态进行了系列实验研究.结果发现,在高于露点压力时,高含蜡单相凝析气呈红棕色.在等组成压力温度相图中,高含蜡凝析气的露点压力随温度的降低而升高,未出现常见的临界凝析压力.等液量线与相包络线平行,在一定的温度压力条件下有固相出现.与蜡平衡的气相在低于露点压力时会出现反凝析,因而表现出气、液、固三相共存状态,且液相存在明显的分层现象.气油比降低使高含蜡凝析气泡点压力和露点压力减小.     

华北古潜山油藏天然气驱机理及可行性研究

通过分析天然气对原油高压物性的影响，研究了古潜山油藏的注气机理。筛选合理的注入压力、注入速度等参数，为预测注气开发效果、提高碳酸盐岩古潜山油藏开发后期采收率提供了依据。研究表明，任丘古潜山油藏的储层特性和流体性质较适合注气开采，其研究成果对现场实施注天然气开采具有指导意义。     

利用图版判别凝析气藏气窜的方法探讨

采气井气窜与否及气窜量的多少是牙哈凝析气田动态监测的难点。利用相态软件包和数值模拟技术制作出了该气田的气油比与压力、C1含量与压力以及C7^ 含量与压力的关系曲线图版，为采气井的动态监测提供了一种行之有效的方法。该图版法对其他注气开发的凝析气田具有借鉴意义。     

新场须家河组气藏气水两相渗流启动压力梯度实验研究

运用岩心流动实验装置,测定了新场须家河组气藏不同渗透率岩心在不同含水饱和度下的气水两相渗流最小启动压力梯度,实验结果表明,低渗透砂岩最小启动压力与流量呈幂函数关系,并以此计算出该须二气藏原始含水饱和度下的最小启动压力梯度为0.03279 MPa/cm,须四气藏其启动压力梯度值更低,表现出与含水饱和度关系密切,气体渗流表...     

多孔介质对凝析气露点压力影响研究

关于多孔介质对凝析气露点压力的影响,不同学者研究得出的结论各不相同,有的结论甚至相反.到目前为止还没有一种理论能较好地解释这种矛盾现象.在大量调研国内外多孔介质对相变影响的基础上开展实验研究,得出了多孔介质对凝析气露点压力有影响的结论;进行理论研究,建立了分别考虑毛细管压力和吸附现象的露点压力计算模型.针对中原油田白庙、桥口凝析气以及模拟凝析气流体分别进行了实例计算.结果证明毛细管压力和吸附现象对凝析气露点压力有影响.     

牙哈5凝析气藏开发方式优化

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.牙哈5气藏为富含凝析油气藏,通过组分数值模拟对不同的开采方式进行对比,得出采用衰竭、注水和注气3种开采方式的开发效果.注水和注气是为了保持地层压力,防止凝析油在地层内大量析出,从而提高凝析油的采收率.对比研究表明,注水和注气开采牙哈5凝析气田要优于衰竭式开采.对注水和注气两种开采方式而言,由于牙哈5气田储层自身的特点,在提高凝析油采出程度方面注气开采方式又要优于注水开采方式.预测结果表明,采用大井距注气开发方式对于延缓气窜可以起到一定作用,从而有利于提高注气效率,增加凝析油采出程度.     

低渗砂岩气藏开发中的压敏效应问题

利用弹性力学、渗流力学理论建立了毛细管受压模型,推导出了渗透率与有效压力之间的本构关系式。通过室内模拟实验,证明该关系式与实验结果非常吻合;同时结合气井的生产参数,利用推导出的考虑压敏效应的低渗砂岩气藏的产能公式,预测了降压生产时气井产气量的变化情况。从考虑压敏效应的流入动态曲线可以看出：当有效压力较低时,流入动态曲线的形态与常规流入动态曲线的形态接近,随着有效压力的增大,曲线逐渐地表现出一个明显的拐点,井底流压以此拐点为临界点,当井底流压大于此临界点值时,流量随着井底流压的降低而增大;但当井底流压小于此临界点值时,流量不在随着井底流压的降低而增大,甚至出现急剧的下降现象。由此可见,压敏效应对气井开发效果有一定程度的影响,拐点的井底流压即是合理开采气藏的临界井底流压。因此,在实际生产中,应找出临界井底流压,建立合理的生产制度,避免因压力下降过快而造成储层伤害。     

凝析气藏合理生产压差的确定

鉴于反凝析油在近井地带的聚集引起产能损失的问题,在制定凝析气井工作制度时,通常以控制生产压差为主,往往忽略高速流动下凝析气液相变的非平衡特征与毛管数效应.为此,分析了凝析气非平衡相变与向井流规律,评价了凝析气在流动过程中的非平衡相变特征和毛管数效应,阐述了凝析液聚集的变化规律.结果表明,流体在高速流动条件下,增强高速流动效应有利于提高凝析气井产能.在对产能预测结果对比的基础上,提出了以凝析液饱和度分布控制为主的凝析气藏合理生产压差确定方法.     

不同平面非均质条件下含水低渗气藏开采理论研究

以含水低渗气藏气体流动特性进行分析为基础,通过对含可动水、含约束可动水和含束缚水影响下的三类低速非达西渗流进行了分类阐述,阐明了气体滑脱效应和启动压力梯度各自存在和同时存在的条件,建立了启动压力梯度存在时反映平面非均质渗流特征的渗流数学模型,利用积分变换推导出了模型的解析解,通过分析模型计算结果,发现非均质储层渗透率由高到低的开发过程中储层全程泄压效果要远好于渗透率由低到高的开发情况,且生产过程中存在最佳生产压差,为矿场应用提供了理论依据。     

低渗砂岩气藏气体特殊渗流机理实验研究与分析

针对渗透率低于10^-3μm^2天然低渗透砂岩岩心，在改造的气体渗透率测定仪上进行含水岩样中气体渗流规律的室内实验。实验中运用微波法建立含水饱和度模型，通过在不同孔渗范围内的低渗岩样中进行气体渗流实验以达到研究气体特殊渗流机理的目的。研究发现，气体渗流受渗透率和含水饱和度的控制。在干燥和低含水饱和度状态下，气体渗流曲线呈上凸型，渗透率越小，受滑脱效应的影响越明显。随含水饱和度增大，渗流曲线由上凸型向下凹型转变，滑脱动力影响变小，毛细管力影响变大。复合型渗流曲线则完整反映了气体渗流的整个过程。本研究对制定低渗透气藏相关开发技术对策具有重要的指导意义。     

带水凝析气藏采收率标定废弃条件确定

废弃产量和废弃压力是标定凝析气藏可采储量的重要参数。在一年一度可采储量标定工作中发现,目前所提及的废弃条件的确定方法对于带水凝析气藏而言或说法不确切,或计算方法不适应,或精度不高。根据多年可采储量标定的经验,针对东海带水凝析气藏实际情况,提出一套适应于东海地区带水凝析气藏废弃产量和废弃压力的确定方法,且以东海XX气藏YY井为例,结合油藏工程、采油工艺等专业,介绍计算方法具体运用,对于具有同样地质特征气藏具有一定的借鉴意义。     

低渗透砂岩油藏隔夹层注气突破压力及注气开发策略——以柴达木盆地尕斯库勒油田E31油藏为例

隔夹层发育的陆相低渗透砂岩油藏在水驱后面临亟需采用提高采收率接替技术的难题,综合运用岩心观察、薄片分析、扫描电镜、压汞及突破压力实验等方法,研究了柴达木盆地尕斯库勒油田E₃¹油藏隔夹层类型及特征,明确了注气突破压力规律,分析了隔夹层发育油藏注气提高采收率策略。研究结果表明,尕斯库勒油田E₃¹油藏主要发育泥质和钙质两类隔夹层,以泥质隔夹层为主,钙质隔夹层分布相对较少。隔夹层渗透率以小于0.01 mD为主,与储层相比其物性及孔隙结构极差,呈纳米级孔喉,渗流能力低。在同种饱和介质条件下,突破压力梯度与渗透率呈幂指数关系。隔夹层纵向封隔能力强,泥质隔夹层平均突破压力梯度为储层的103~491倍。气体易选择性驱替原油,同种岩心条件下饱和水后突破压力梯度最大,为饱和油后岩心突破压力梯度的2~4倍。隔夹层将储层分为多个流动单元,有效抑制气体超覆,扩大气体波及体积,有利于陆相低渗透砂岩油藏水驱后注气提高采收率。     

东营凹陷古近系深层凝析气藏形成条件

通过对东营凹陷沙四段下亚段烃源岩和储层特征进行分析，并结合丰深1井沙四段下亚段凝析气藏的精细解剖，探讨东营凹陷深层凝析气藏的形成条件。研究结果表明，沙四段下亚段盐间发育的暗色泥岩为主要烃源岩，属于“自生自储”型气藏。东营凹陷北部控盆断层下降盘同期广泛发育的砂砾岩扇体和异常高压带，为油气聚集提供了良好的储层和有利的保存条件，扇体之上沉积的巨厚膏岩层是优质的盖层，同时，适当的温压条件且温压场的耦合，决定了该凝析气藏的形成和保存。