含水凝析气相态特征及非平衡压降过程产液特征

气态水的存在对凝析气藏相态特征的影响不容忽视,常规的相态测试过程无法模拟含水凝析气田开发过程中近井带的非平衡压降过程的实际产液特征。利用PVT筒开展了含气态水凝析油气体系相态特征实验,研究了气态水对凝析气相态特征的影响,并通过缩短凝析气体系定容衰竭过程的平衡时间,模拟含水凝析气田开发过程近井带的非平衡压降衰竭过程,对比分析了非平衡压降过程含水凝析气体系中凝析油、水的抽提蒸发效应。结果表明,气态水的存在引起了凝析油气体系中重质含量的增加,导致露点压力升高,反凝析提前,最大反凝析压力提高,反凝析液量增加。含水凝析油气体系在非平衡压降衰竭过程中,由于气液相体系未达平衡,导致液相滞后析出并随气相运动一起被采出,造成凝析油采出程度和产水量提高,且非平衡压降速度越大,凝析油采出程度越高。因此,凝析气田近井带的非平衡压降有利于凝析油的开采并缓解液锁的发生。     

雅克拉-大涝坝凝析气田的相态特征

雅克拉-大涝坝凝析气田自投产以来，表现出流体特性复杂多变，生产井普遍产水，产量递减快的特点。通过对雅克拉-大涝坝凝析气田地层流体开展三相（油-气-地层水）相态全分析实验，并结合PVT实验过程的相态数值模拟计算，分析了该区深层高温高压凝析气藏富含气态可凝析液（凝析油和凝析水）的PVT相态特征，研究了地层流体降压过程中析出液量与压力的变化关系，确定了初始凝析压力、最大凝析压力、最大反凝析油、凝析水量、富含气态凝析水凝析油气体系的临界温度和临界凝析温度等特征参数，从而为减少地层污染、进行开发方案的调整提供了依据。     

水平井在凝析气田开发中的应用及效果评价

塔里木盆地牙哈凝析气田是目前我国已投入开发的最大的整装凝析气田。凝析气藏是一种特殊和复杂的气藏,在开采过程中凝析油气体系在地层中的渗流伴随着复杂的相变,当地层流压低于露点压力时,凝析气藏会发生反凝析现象,凝析油在地层中析出,这既污染了产层,又降低了凝析油最终采收率,因此凝析气藏开发难度大、技术含量高。根据牙哈凝析气藏地质特征,在应用现代油藏工程和数值模拟技术分析论证基础上,采用水平井开发高温高压的凝析气藏。开发动态跟踪研究表明,水平井对深层和块状底水、凝析油含量高、地露压差小以及采用循环注气开发的凝析气藏具有很好的适应性,开发效果较好,经济效益明显。     

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.     

柯克亚凝析油气藏开发方法数值模拟研究

柯克亚凝析气田上油组西四二-西五一气藏是低渗透凝析气藏。为了合理开发该类气藏,进行了布井方式和水平井开采对比研究。在保持西四二-西五一凝析气藏构造主体格局、储集层基本特征与流体相态性质不变的前提下,建立相似的高低渗透混合分布的理想模型。数值模拟研究表明,在相对高渗区布井既有利于高渗透区油气的采出,也有利于低渗透区油气的采出;水平井的单井产能高,生产压差小,可明显提高干气采收率和凝析油采收率,并有效缩短开采年限。     

地层水对凝析气藏注CO_2相态的影响

常规的凝析气藏衰竭开发和注CO_2开发研究中均忽略了地层水的影响,这与真实情况存在偏差,有可能导致研究结果的不确定性加大。为此,基于CO_2—烃—水相平衡热力学模型,以一个实际近临界凝析气藏为例,通过相态模拟研究了地层水存在对凝析气藏反凝析相态特征和注CO_2相态的影响规律;计算了考虑地层水存在的凝析气定容衰竭反凝析液饱和度和剩余流体组成,以及注CO_2过程中凝析油气相体积分数和CO_2在凝析油气相中体积分数的变化规律。结果表明:1考虑地层水时定容衰竭的反凝析油饱和度更大,剩余流体重组分含量更高;2近临界凝析气藏压力衰竭过程中,由凝析气转变为挥发油的相变发生得更早;3在注CO_2过程中,地层水的存在使得CO_2对凝析油的反蒸发作用降低;4考虑地层水存在时凝析油相体积分数高约14%,CO_2在凝析油中溶解量比不考虑地层水大6%,CO_2含量高和压力较高时差异更明显,同时,地层水的存在也增强了CO_2的溶解封存能力。该研究成果对凝析气藏注CO_2提高采收率和温室气体CO_2埋存评价具有指导意义。     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同开发方式全直径物理模拟研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,造成其流动机理及凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,需要进行开发机理研究来为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率提供理论基础。本文取得塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田露头岩心造缝造洞,采用现场取得的油气样进行配制,使用高温高压全直径岩心设备进行了垂直衰竭、水平衰竭、注干气保持压力、注水保持压力、注干气吞吐、注水替凝析油的全直径岩心物理实验研究。实验根据缝洞型储层不同结构特征分类对比了各种开发方式对凝析油采收率的影响,对缝洞型储层高含凝析油型凝析气藏的合理开发具有很好的指导意义。     

凝析气藏开发中后期注气提高采收率

柯克亚凝析气田目前地层压力已经大幅下降,基本接近甚至低于最大反凝析压力,使得井筒周围析出的凝析油增多,渗流阻力增大致使多井无法正常生产。通过调研类比以及室内凝析油注干气抽提相态实验和长岩心驱替实验,结合现场试注结果,评价分析凝析气藏开发中后期注气提压、提高采收率的可行性。研究表明,随注气量增加,注入气对凝析油的抽提作用明显加强,同时凝析油注气膨胀后流动性能明显改善;在地层压力高于最大反凝析压力时注气,可提高凝析油采收率10%～25%,但地层压力若低于最大反凝析压力时注气,采收率增幅十分有限。柯克亚凝析气田部分砂体封闭性好,规模有限,地层压力接近最大反凝析压力,结合矿场情况优化注采参数,采用控制注采比,注气逐步增压,可以有效避免气窜,提高气藏开发效果。     

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吉拉克凝析气田发育有两套含油气层系,上部为带油环、具正常压力、高凝析油含量的三叠系凝析气藏,下部为异常高压、低凝析油含量的石炭系凝析气藏。根据这两套油气层的特点,提出利用下部石炭系凝析气藏天然气对上部三叠系凝析气藏实施自流注气开发的设想,并围绕这一设想,进行了开采方式论证、室内实验、数值模拟等研究。研究结果认为：井下控制自流注气的开采方式对提高三叠系凝析气藏的凝析油和油环油采收率有显著效果,方案具有实施性。推荐的实施方案是：憋压１年,再自流注气开采２０年。其开发指标与衰竭式开采２０年的开发指标相对比,可提高三叠系凝析气藏凝析油采收率８５％、油环油采收率３２％、天然气采收率３９％。     

高含水致密凝析气藏特殊相态变化

高含水致密凝析气藏具有储层低孔、致密、含水饱和度高的特征，在其开发过程中，当压力降低至露点压力以下，流体会发生复杂的相态变化，析出凝析油，形成油、气、水三相渗流，导致渗流阻力进一步增大。与常规凝析气藏相比，高含水致密凝析气藏开发过程中相态变化具有特殊性：①储层含水饱和度较高，水相会影响流体的相态变化；②由于储层致密、流体复杂，井底附近渗流阻力较大，压降漏斗陡峭，流体相态表现出强非平衡相态变化特征，这与常规凝析气藏平衡相变特征存在明显差异。基于室内PVT筒实验、长岩心驱替实验及非平衡相态理论，系统研究了高含水致密凝析气藏的相态变化特殊规律。研究结果表明：①水相会降低凝析气藏的露点压力，增大反凝析油饱和度；②凝析气藏存在"凝析滞后"现象，非平衡相变效应可降低凝析油饱和度；③针对受地层水影响较小的气井可增大生产压差采出更多的凝析油。针对特殊相变特征，研究结果可以为高含水致密凝析气藏开发过程中制定合理的生产压差提供依据。     

拓展新思路、提高气田开发水平和效益

我国天然气工业处于快速发展阶段，“十一五”期间特别要大力发展和创新低渗砂岩气藏、深层异常高压气藏、多层疏松砂岩水驱气藏、高含硫气藏和深层凝析气藏开发开采技术。文章就其中一些复杂气藏的开发问题提出了10条建议，希望能拓展新思路，特别关注一些我国还未应用的工艺技术，包括水驱气藏注N₂或聚合物粘稠液阻水治水技术、水驱气藏与凝析气藏开发后期注N₂技术、凝析气藏提高气藏采收率和单井产量的各种技术。另外，发展我国压缩机装备和注气技术、加强与俄罗斯为首的独联体国家石油天然气科技交流也至关重要，成组气田开发和低渗气藏试井及动态分析工作等也应受到重视。     

提高凝析气藏采收率的新思路

我国目前的凝析气藏多属凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,且多采用衰竭方式开发,采收率低,有的已处于开发中、后期,如何提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题。在借鉴俄罗斯开发凝析气藏经验的基础上,着重介绍了４种提高凝析气藏采收率的开发方式：开发中后期低于最大反凝析压力下循环注干气;注N₂开发水淹气藏;防水、治水与利用地层能量相结合的水驱气藏开发方式;注水提高凝析气藏采收率。上述方法对于提高我国凝析气藏采收率具有指导与借鉴作用。     

解除低渗凝析气井近井污染研究现状及进展

解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。通过对国内外文献的调研，分析了凝析气藏近井带反凝析油堵塞和反渗吸水锁形成的机理及其对气井产能的影响，总结了解除凝析气井近井堵塞提高产能的实验和理论研究成果以及形成的主要技术手段。结果认为：低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来，可能是解除低渗凝析气井近井堵塞研究的发展趋势。     

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我国的气田具有气田小而分散，气层物性差，以多裂缝、多断块、复杂岩性气藏为主，气藏埋藏深，含硫气藏多等特点。气田开发区别于油田开发主要体现在６个方面。根据我国三十多年的气田开发经验，对不同类型气田的开发特点和基本规律进行了系统的剖析，总结和优化了开发部署，指出气田要做到高采收率、高经济效益必须遵循气田开发６条基本规律，即早期识别储层类型、驱动类型，有效利用气藏压力，合理布井，对封闭性水驱气藏排水采气，对复杂中、小型气田采用勘探开发一体化的开发程序等。文中结论对气田开发具有指导意义。     

气藏提高采收率技术及其对策

虽然2000年以来我国的天然气产量排在世界前列,但目前我国的天然气产量却远远不能满足国民经济发展的需要,越来越多的气田已进入开发中后期,且绝大部分气藏属低渗透和水驱气藏,采收率低,如何提高气藏采收率已成为当前亟待解决的问题。关于油藏提高采收率的定义、剩余油描述方法与提高原油采收率(EOR)配套技术已较为成熟,但对气藏提高采收率(EGR)的定义与描述还未建立起来,对气藏剩余气分布规律的描述方法与EGR技术还不清楚。为此,在调研大量文献的基础上,对EGR进行了定义,提出按剩余气丰度的方法来进行剩余气分布的描述,分析了国内外已开发的3种主要类型气藏(低渗透气藏、凝析气藏、边底水气藏)的地质开发特征以及开发过程中遇到的问题,总结分析了提高采收率的相关技术与方法,并对EGR技术的发展提出了建议。该成果对气藏提高采收率有重要的借鉴和推广意义。     

渤海周边陆区常规重质油油田开发经验

在对渤海周边陆区10个不同类型常规重质油油田的开发实践进行调研的基础上,总结了这些油田在开发方面的有效做法和经验:充分利用天然能量,适时早期注水;完善注采系统,分层系开发,适时进行注采调整;搞好油田开发中后期的油藏精细描述,提高剩余油动用程度;开发后期强化注水系统,提高水驱储量动用程度;放大生产压差,减缓层间矛盾,提高产液量,延长稳产期;采用有效的稳油控水措施,控制含水率上升;有一套适合油田特征的钻采工艺系列。     

文昌某区低渗凝析气田循环注气可行性研究

针对文昌某区低渗凝析气藏反凝析现象严重、边水水侵加剧、产量递减快等问题,系统地开展了循环注气提高凝析气藏采收率可行性研究,通过PVT、岩心驱替等实验手段,明确了注入不同CO₂含量干气的提高采收率机理,应用组分数值模拟方法,明晰了不同开发方式下的驱替特征,深度优化了注入方式、注气速度等关键注采参数。研究显示,目标区可通过循环注气大幅改善开发效果,注入富含CO₂的干气可以有效抑制反凝析及边水水侵,提高凝析油气采收率。预计循环注气10年,凝析气采出程度达57.65%,凝析油采出程度达36.88%,与衰竭开发相比分别提高14.63%和10.17%,有效延长气藏经济寿命期。该成果为区块的高效开发提供了技术支撑,对类似的凝析气藏开发也具有重要指导意义。     

凝析气藏合理注气时机研究

凝析气藏的开发方式主要分为压力衰竭式和注气保压式,而目前对于后者合理注气时机的研究甚少,不清楚什么时候注气最有利于凝析气藏的开发:若过早注气,注气量较大,经济效益较低;而过晚注气,则有可能导致凝析油污染严重,产能及采收率均较低。为此,选取某凝析气井的真实岩心,利用长岩心驱替实验研究其合理的注气时机;并在此基础上,运用响应曲面法和数值模拟的方法来综合评价合理的注气时间。研究结果表明:①对于凝析油含量较高的凝析气藏,应在地层压力降低至露点压力附近时进行注气,即可避免析出大量凝析油而导致气井产能和采收率大幅降低;②对于凝析油含量较低的凝析气藏,合理的注气时机为地层压力低于露点压力且高于最大反凝析压力区域,这样既能获得相对较高的凝析油采收率,又具有较高的经济效益。结论认为:对于凝析气藏的开发,注气越早开发效果越好,但不一定都能获得较高的经济效益。     

层间矛盾对循环注气凝析气藏开发效果的影响评价

塔里木盆地某凝析气田经过12年循环注气开发,由于古近系和白垩系层间矛盾突出,导致凝析油采收率降低的现象日益严重。通过数值模拟研究发现气窜通道是高渗透层古近系,在地层压力低于露点压力后,大量凝析油析出滞留在低渗透层白垩系,大大影响凝析油采收率。同时建立四种方案来研究不同注气层段对开发效果的影响,通过对比发现在底部低渗透层实施注、采,凝析油采收率可达到最高,最大程度消减层间矛盾的影响。因此,该凝析气田中、后期的开发调整方向主要是针对低渗层的剩余油的挖掘。     

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。