缝洞型碳酸盐岩凝析气藏注水开发物理模拟研究

与一般砂岩凝析气藏不同,缝洞型碳酸盐岩凝析气藏发育有大小不同、形状各异的裂缝和孔洞,使其具有非均质性强,流体流动规律复杂等特征。如何提高该类气藏的采收率是值得研究的问题。技术成熟的注水技术具有开发成本低、水气流度比好、水驱波及效率高等优点。以塔中86井为例,采用露头碳酸盐岩经过人工技术制成全直径缝洞型岩心,在原始地层条件下(140.6 ℃,58 MPa)完成注水开发物理模拟实验。结果表明,采用注水保压方式开发高含凝析油的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏效果较好;凝析油的采收率受缝洞连通方式、缝洞充填与否、压力保持水平等因素的影响。     

缝洞型凝析气藏衰竭开采动态实验研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏作为目前的非常规气藏之一,具有储集空间类型多样化、埋藏深、构造复杂、储层非均质性极强、连通性差、各储集体间天然能量差异大的特点,其储层的双重介质属性决定了油气在储层中渗流的特殊性,而凝析气在多孔介质中的复杂相态特征也进一步增加了该类气藏高效开发的难度。从研究衰竭开发动态的角度出发,采用人工造洞造缝制成的缝洞型碳酸盐岩全直径岩心对富含凝析油的凝析气进行了不同介质、不同倍水体、不同开采速度及缝洞不同连通方式多种情况下的衰竭实验研究。研究结果表明:多孔介质存在有助于凝析油采出,缝洞不同连通方式时,凝析油采出程度为顶部连通小于水平连通,水平连通小于底部连通;水体存在有助于凝析油采出,水体越大凝析油采出程度越大,不同衰竭速度对凝析油采出程度的影响不大;岩心填砂后,由于砂砾产生的多孔介质界面影响及阻挡作用,凝析油采出程度高于未填砂时。该研究成果对指导缝洞型凝析气具有一定的指导意义。     

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。     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水采气先导性试验

塔河油田X区奥陶系X25井区为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏,此类气藏地质特征表现为基质不储集油气,储集体主要为裂缝、孔洞、溶洞。该井区主要是相对封闭的单井缝洞单元,天然水体能量不足,生产动态表现出明显的定容特征,地层能量下降导致气井停喷后由于液面太深无法通过机采手段继续生产。面对此类气藏开发后期无常规手段继续生产的开发困境,技术人员打破思维枷锁,创新提出了在此类气藏进行注水采气的先导性试验,通过向定容体气井注水补充亏空能量,压缩气体体积,使其恢复自喷能力继续生产。此项试验成功探索出了一条提高缝洞型碳酸盐岩凝析气藏天然气采收率的新途径。     

塔河油田缝洞型凝析气藏注水保压技术研究

塔河油田D区奥陶系凝析气藏是其主力气藏。其D2井区近年来产量递减迅速,如何提高该类气藏的采收率是区块持续高效开发亟待解决的难题。根据气藏储集体特征及开采特性,分析了注水保压机理、选井依据、先期注水与后期注水的适用范围及最佳时机,利用物质平衡法分析注水量与压力恢复、储量动用的关系以确定合理注水量,提出了较完整的注水保压技术,通过现场实践表明注水保压可有效提高碳酸盐岩缝洞型凝析气藏天然气采收率。     

塔河油田九区碳酸盐岩[]缝洞型凝析气藏开发技术探讨

塔河油田九区奥陶系为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏,它具有较强的非均质性,多相流体渗流机理不符合达西渗流规律,气井具有"高压、高含蜡、高含H2S、高凝固点"四高的特点,当前缺少成熟的开发理论和技术。经过近两年的探索实践,通过无阻流量法、二项式产能切线法、气井差异对比法等多方法结合,确定了缝洞型凝析气藏气井合理采气量,提出适合进行降压开采的开发政策;针对"四高"问题形成了优化流速、改进高压机械清蜡工艺、段塞式正注3种防堵技术,改善了缝洞型凝析气藏的开发效果。     

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。     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率关键技术

中国海相碳酸盐岩资源丰富,主要以缝洞型碳酸盐岩油气藏为主,占天然气探明储量的2/3以上。其中塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩凝析气藏埋深达4 500～7 000 m,储层非均质性极强、储集渗流介质复杂多样、流体性质复杂、气藏静态描述工作难度非常大,为储量评价、开发方案设计及开发动态分析带来了诸多挑战。为此,为了进一步提高该类型油气藏的采收率,以动态补静态,采用静态与动态紧密结合的方式提高气藏描述精度,并在多年的动静态研究和开发实践基础上,创新形成了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率关键技术。研究结果表明：(1)基于地震反演信息、以三维数值试井为核心的沙漠强衰减区高精度缝洞体动静迭代动态描述技术;(2)缝洞型凝析气藏一井多靶点立体开发提高储量动用技术;(3)缝洞型凝析气藏气举降压提高采收率技术。结论认为,形成的技术体系较好解决了缝洞体精细描述、提高储量动用、降低废弃压力等开发方面的关键难题,实现了对断裂带及羽状破碎带储层的精细描述与开发关键指标的准确预测,有效井及高效井的部署成功率比规模建产初期提高了26%,为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的科学有效开发提供了有力的技术支撑和经验借鉴。     

缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏随着开发的进行,地层能量日趋衰竭。对定容积油藏注水替油技术进行研究.对单井进行注水补充地层能量,恢复地层压力,利用油水重力分异增加采出量,通过注水降低油水界面实现压锥.通过深入理论研究和现场试验,在116口井进行了472个注采周期的注水替油开采,累计增油47.88×10~4t.提高油藏采收率2%以上。     

缝洞型凝析气藏衰竭开采影响因素实验

为探究凝析气藏衰竭式开发效果的影响因素,选取塔里木盆地某区块凝析气藏为研究对象,通过对碳酸盐岩岩心人工造洞,开展不同降压速度、不同缝洞位置的凝析油和天然气采收率实验,分析气油比及采出气组分的变化规律。实验结果表明：降压速度与凝析油采收率、天然气采收率正相关;缝洞在目的层上部时采收率最大,在侧部时次之,在下部时采收率最小;气油比呈现先降低后升高的趋势,碳酸盐岩缝洞孔隙结构会造成凝析气体系露点压力上升;采出气中甲烷含量与凝析油采收率负相关。研究成果对缝洞型凝析气藏的开发方式选取和提高开采效果具有重要的指导意义。     

凝析气藏压裂测试新技术

为解决川西坳陷GM构造上的沙溪庙组气藏储层破裂压力异常高,施工压力高,排液过程中压力下降快、产凝析油、自然返排率较低等问题,采用酸预处理降低了破裂压力和施工压力,采用优化压裂液配方避免了压裂液乳化和黏土膨胀。通过PVT实验确定露点压力,并创新性提出了控压返排措施,压后返排率由前期的平均35.5%提高至60.1%,施工成功率从75%提高至100%,压后天然气测试产量从措施前平均1.69×10~4 m~3/d提高至3.87×10~4 m~3/d。控压返排制度结合防膨防乳化压裂液技术大幅提高了凝析气藏的压后返排率和压后效果。     

凝析气藏衰竭式开发影响因素实验

凝析气藏在衰竭式开采过程中,会有多种多样的因素制约着气藏的开发,研究其对采收率的作用结果对实际生产具有重要的意义。利用高温高压全直径岩心驱替装置,针对衰竭速度、束缚水饱和度、储层物性及流体性质这4种影响采收率的因素进行室内岩心衰竭实验研究,得到其对采收率的影响结果。实验结果表明,在这4种因素的影响下,凝析油的采收率会有不同程度的变化,而气的采收率波动范围不会太大。     

考虑变井筒存储的双重介质凝析气藏气井压力动态分析

以前的试井分析方法虽然考虑了井筒存储的影响，但没有考虑井筒存储变化对压力动态的影响。然而由于凝析气自身的特性，如不考虑此因素将会对凝析气压力动态产生较大的影响。为此，首次建立了考虑变井筒存储的双重介质凝析气井气藏试井分析数学模型，通过Laplace变换和Stehfest数值反演进行求解，绘制其压力及压力导数曲线，并分析研究了各参数对压力和压力导数动态的影响。该方法采用的新模型更符合凝析气藏的开采过程中的真实情况，对凝析气藏开采分析研究有指导意义。     

裂缝性潜山凝析气藏评价与开发――以千米桥潜山凝析气藏为例

千米桥潜山凝析气藏是大港油田发现的第一个大型裂缝性潜山凝析气藏。在勘探研究及储量计算基础上，利用现有并的试油、试采等动静态资料及生产特征，确定了断裂系统分布特征，明确了潜山“断裂发育、南高北低”及南北、东西2个“山梁”呈“厂”字分布的构造格局，确定了潜山储层类型应属于“微缝孔隙型”，与原认识“溶洞孔隙型”相比，更符合动态生产特征。为充分利用和有效开发千米桥潜山凝析气藏资源，提高储量动用程度，建立了可靠的地质模型，开展了油藏工程研究，为潜山凝析气藏的有效开发探索了一条成功之路。     

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。     

凝析气藏压力恢复试井分析的新认识

低于露点压力的凝析气藏的压力恢复曲线特征不同于高于露点压力的凝析气藏，文中根据三区域径向复合模型，将低于露点压力的凝析气藏压力恢复曲线的上翘解释为地层流体凝析饱和度的变化，内区为低凝析饱和度区，外区为原始流体凝析饱和度区，中间过渡带为高凝析饱和度区，而非传统的储层物性变化或部分渗透断层的影响，并结合矿场实例，说明其适用性。     

页岩凝析气藏物质平衡方程及储量计算方法

页岩气藏的特点是无机基质孔隙、有机基质孔隙、天然裂缝孔隙、水力裂缝孔隙和吸附相孔隙并存。实验室和数学研究表明页岩气藏可以由五种孔隙度模型和干酪根溶解气储集机制来描述。基于Orozco和Aguilera方程,考虑页岩吸附气量和溶解气量随地层压力的变化以及两者对游离气储集空间的影响,建立页岩凝析气藏物质平衡方程。以Orozco和Aguilera文中的页岩凝析气藏为例,首先进行储量回归得到基质和裂缝游离气储量,再计算吸附气和溶解气储量以及总储量,然后根据各个储量所占比例计算一系列G_(pt)值(总的累计产气量),作p/Z_2(压力/两相气体偏差因子)和G_(pt)的关系曲线,与生产历史数据拟合较好。与Orozco和Aguilera的结果相比,总储量相差3%,各个储量所占比例也不尽相同。     

高温高压含水凝析气相态特征研究

通过独立设计的含水凝析气相态测试方法，研究了含水凝析气相态特征及气态水对凝析气体系相态特征的影响。在高温、高压地层条件下，凝析气中气态水含量随压力的降低急剧增大，当压力降至7.5 MPa时，气中的气态水含量高达539 m³／１０^４ｍ^３。气态水的存在使凝析气体系的露点压力降低了2.5 MPa。随着定容衰竭过程地层压力的降低，地层水以气态形式被蒸发而进入凝析气中的含量不断增加，由于水相的强极性，气态水不但使凝析气中重质烃更多地发生反凝析，也使凝析气中较轻烃类组分发生反凝析。虽然气态水的存在降低了凝析气体系的露点压力，但是一旦突破露点压力，气态水明显地增大了反凝析液量，加重了凝析油的损失。定容衰竭实验结果表明，富含气态水的凝析气样反凝析液量大于无水凝析气样，含气态水的凝析气中凝析液的采出程度低于不含水的情况，并随压力降低，两组样品的反凝析液量和凝析液采出程度的差别越来越大。     

凝析气藏循环注气开发中后期重力分异特征

Y凝析气藏经多年注气开发后,气藏在不同产层剖面上呈现出不同的气油比变化和产出烃组分分异现象。利用井下取样方式取得最新的地层流体,通过相态实验,发现随着深度的加深,气油比逐渐增加,露点逐渐增大,凝析气相对分子质量逐渐增大等分异现象。通过干气-凝析气非平衡扩散实验,发现注入的干气并未马上与凝析气混为一相,试验压力为露点压力时,干气注入凝析气后呈现出上层干气、中层凝析气、下层凝油三种地层流体从上到下的分布现象,而实验压力大于露点压力时,呈现出上层干气、下层凝析气两种气体共存的现象。对长期注气开发、气窜等原因导致的重力分异现象有了清晰认识,对注气层位优选等开发方案调整具有重要意义。