凝析气藏

摘要： BM凝析气藏地质条件复杂,衰竭式开发,压力下降快,气藏反凝析现象普遍,整体开采程度低,开发效果差。而单井动态储量是气藏生产能力及开发潜力评价的重要参数,选取合适的计算方法,计算获得较为可靠的动态储量为后期改善深层低渗凝析气藏开发效果、提高采收率及气田效益开发具有重要意义。

摘要： 依据录井、测井、压裂试油资料对B 453井油气产出层位、岩性等进行简单分析,判断出B 453井产出油气为远井眼砂岩储层储集油气通过压裂改造形成的渗流通道运移而来,而非近井眼地层储集油气。提出油气产出层位不同,原油产自Ⅶ油组“普通黑油油藏”、天然气产自Ⅷ油组“凝析气藏”的观点;结合钻探成果判断泌阳凹陷东部深层砂砾岩体能够形成致密油气藏。认为砂岩厚度较厚、物性相对较好、微幅度鼻状构造发育区块是勘探有利目标区块,GR曲线“低值非齿化箱型”井段、气测录井异常明显井段是压裂改造有利层段。针对B 453井对没有油气显示层段压裂改造后获得工业油流的实际,提出了对录井没有显示、测井解释或常规试油为“干层”的储层进行成藏圈闭条件论证及纵横向类比分析,优选层位进行压裂改造的建议。

摘要： 中-高含凝析油凝析气藏A,多口气井因严重积液无法生产。为了保证产气,排出井筒积液,对排液采气工艺进行了研究,并优选出适合A气田的排液采气工艺。通过现场应用,连续油管注氮气排液采气取得了较好的效果,对于中-高含凝析油凝析气藏排液采气具有较好的借鉴意义。

摘要： 近年来国内开展了凝析气藏储气库的开发和研究,根据凝析气藏储气库的开发特点,针对其地面工程采取的主要工艺流程、主要设备选型等方面进行论述,进而提出凝析气藏地下储气库地面工程建设方案的几点认识。

摘要： 针对渤海BZ油气田太古宇潜山凝析气藏投产后生产动态与初始静态认识存在较大差异的问题,综合利用钻井、测井、取样及DST等资料,结合生产动态资料,对该气藏类型、流体分布及资源潜力进行了再认识。结果表明:研究区太古宇潜山凝析气藏原油产出经历了凝析油—凝析油+黑油—黑油的过程,为一个带黑油油环的构造层状凝析气藏,而非勘探评价初期认为的构造层状凝析气藏;利用生产动态资料,结合天然水驱的带油环凝析气藏物质平衡方程,重新评估研究区太古宇潜山黑油油环储量为149.39×10^(4) m^(3),与静态容积法计算的地质储量(141.21×10^(4) m^(3))吻合度较高。目前,黑油油环采出程度低(8%),可作为BZ油气田下一步调整挖潜方向。

摘要： 凝析气藏注气吞吐可提高采收率,但凝析气藏注气吞吐实验一般多研究注气量、注气速度及采收率的变化,而缺乏对注气后采出流体组分变化规律的研究。在建立带油环凝析气藏多次注气吞吐室内物理模拟评价方法的基础上,开展了带油环凝析气藏衰竭式开采后注气吞吐开采实验。结果表明:凝析气注气吞吐开采过程中,随注气吞吐次数增多,产出流体N_(2)+C_(1)含量降低,C_(2)—C_(4)和C_(5)^(+)含量升高;随着注气吞吐次数增加,采出流体组成变化越来越小,至第4次注气吞吐后流体组成基本不变。油环油注气吞吐过程中,产出流体N_(2)+C_(1)含量高,而C_(2)—C_(6)和C_(7)^(+)含量低;随着注气吞吐次数增加,采出流体N_(2)+C_(1)在初始几次注气吞吐中升高较明显,C_(2)—C_(6)和C_(7)^(+)含量明显降低,注气吞吐达到9次时,采出流体组成趋于稳定。

摘要： 海上平北地区凝析气藏区块具有低孔低渗、敏感性强的特点,完井液对储层的伤害问题缺乏足够认识。本文系统评价了完井液的储层伤害情况,并对相关机制进行分析,明确甲酸盐完井液/隐形酸完井液的侵入会使岩心渗透率下降,渗透率大的岩心受影响更大,且发现岩心被完井液污染后亲水性增强、亲油性减弱。对比发现,隐形酸完井液对岩心的影响大于甲酸盐完井液,为下一步完井液体系的优化提供参考。

摘要： 凝析气藏流体性质特殊,不同测试制度下的产能测试结果差异明显。以某凝析气井产能测试资料为例,采用拟单相流法评价不同测试制度下气井无阻流量,分析无阻流量差异产生的原因。结果表明当井底流压低于流体的露点压力时,随着测试油嘴尺寸增加,近井地带凝析油析出范围增加,气体流动阻力增加,导致气井解释的无阻流量明显下降;凝析油在近井地带析出产生的表皮系数贡献较大,远井地带析出对表皮系数影响较小。该评价结果对凝析气井产能评价具有一定指导意义。

摘要： 雅-大-轮凝析气藏已进入开发中后期,随着越来越多的气井因高含水停喷,需要利用测井资料寻找剩余油,指导停喷气井补孔转层、堵水等措施,恢复停躺井产能,提高采收率。对比各种测井技术的适应性,优选出适合砂岩凝析气藏的测试技术,并通过改进各俘获截面的取值方法,提高剩余油测井解释结果的符合率。对9口井进行二次解释,发现5口井符合生产情况;指导其余4口井措施挖潜,成功率100%,增油2.4×10^(4) t,增气1.4×10^(8) m^(3),有效提高了开发后期措施挖潜成功率。

摘要： 该文从凝析气藏渗流与油气分布“三区”特征出发,建立了更符合实际渗流特征的凝析气藏产能预测方程。首先将凝析油气分布分为单相气无凝析油区、单相气凝析油不流动区及凝析油气两相渗流区,并建立了相对应的渗透率模型。在此基础上考虑了自由凝析气、自由凝析油、溶解凝析气、溶解凝析油的影响,建立了不同区域凝析气藏产能预测方程。最后,结合等组分膨胀试验以及渗流特征,求解两相拟压力,两相高速非达西系数以及平均自由油气比,得到两相产能方程系数,实现对产能方程求解。研究不同凝析油含量下的产能特征发现,与低凝析油含量相比,高凝析油含量下的拟压力小、高速非达西系数大、IPR曲线有明显的拐点,气井无阻流量显著减少。实例证实近井地层凝析油析出对气井产能有巨大影响,即使少量的凝析油析出,也会造成产能方程系数增大,并大幅度减少产能。该文的研究对凝析气藏的产能评价有指导意义。

摘要： 衰竭式开发中后期凝析气藏注气吞吐开发效果评价一般多采用数值模拟,缺乏注气吞吐室内实验研究,且尚未形成理想的注入参数.针对塔里木油田塔中1井凝析气藏物性特点,选择代表性区块凝析气进行复配,基于注入气对反凝析油具有超临界抽提和多次接触近混相驱替的作用,采用PVT筒进行注干气吞吐蒸发实验,提出了一种凝析气藏注干气多次接触吞吐蒸发反凝析油实验测试方法,该方法原理简单,在不考虑多孔介质条件下,可模拟注干气多次接触吞吐对反凝析油饱和度等参数的影响.实验结果表明:在最大反凝析油饱和度Somax下注干气,以20％Vsomax膨胀体积进行吞吐,PVT筒中反凝析油饱和度降低4.44％,并确定最佳吞吐次数为3次,对缓解近井区反凝析污染以及提高气井产能有一定的改善效果.该研究为凝析气藏注气开发效果评价提供了一种室内实验方法.

摘要： 富含凝析油的凝析气藏往往采用循环注气保持地层压力的开发方式,循环注气注入参数是影响凝析气藏开发效果的关键因素.为深入了解不同注入参数对富含凝析油的凝析气藏开发效果的影响程度,利用油藏数值模拟方法开展了循环注气开发注入参数的敏感性研究,重点评价了注入方式、注气时机和注采比对富含凝析油的凝析气藏开发效果的影响,研究结果表明,针对富含凝析油且地露压差较大的凝析气藏,可选择先衰竭开发至接近露点压力时再采取顶部循环注气式开发;为防止因压力过低导致凝析油析出而影响开发效果,保持注采平衡开发为最佳选择.研究成果对同类型凝析气藏循环注气开发具有重要的借鉴意义.

摘要： 福山凹陷白莲油田发育凝析气藏,由于长期采用衰竭式开发,地层压力严重不足,亟待补充地层能量提高凝析油采收率.CO2驱是国际公认的最具发展前途的提高采收率方法之一,而白莲油田的莲4断块具有开展注CO2气提高凝析油采收率试验的天然优势.本文通过各种室内实验及数值模拟手段,对研究区开发中后期的低压凝析气藏注CO2的凝析油气体系的相态特征及混相机理等方面进行研究,并在此基础上编制注CO2提高采收率概念方案.研究表明,莲4断块为中含凝析油的近临界凝析气藏,注CO2驱的最小混相压力为20.7MPa,保持在最小混相压力以上开采油藏采出程度大幅提高.不同注入方式对凝析油采出程度的影响较大,最优的注采方案为2注3采,注气速度为9×104m3/d,注气量为0.8HCPV,注气压力为28MPa.CO2的膨胀作用既有利于提升地层压力延缓反凝析作用,又可促进反蒸发作用,可抽提中间烃和重组分使得油气界面张力降低达到混相状态;另外,CO2溶于凝析油中可以起到对剩余凝析油的增容膨胀和降黏作用,利于凝析油的流动和采出.

摘要： 合理配产是提高凝析气藏采收率的关键.以埃及西部沙漠某典型凝析气藏为例,在单井动态储量及动态产能评价的基础上,综合考虑单井经济界限产量、单井临界携液流量、露点压力以及外输压力等因素,确定单井合理产量范围,并从投资作业者的角度出发,在保障气井平稳生产同时,开展凝析气藏单井生产动态预测,以达到合同期内较高的采出程度及较好的经济收益为目的,优化合理产量,建立了凝析气藏单井合理配产综合方法,为凝析气藏的开发提供技术指导.

摘要： 凝析气藏衰竭式开发不可避免会面临反凝析问题.笔者结合多年开发实践,提出雾状反凝析控制机理,即利用凝析油析出之初呈雾状临界状态,通过提高天然气流速使反凝析油即时形成即时采出,使体系处于非平衡状态,实现在地层压力低于露点压力下反凝析油始终无法形成连续相,通过延长雾状流压力窗口实现控制反凝析.分析了雾状流控制的五大影响因素,并提出合理高采速、合理井网井距、差异化配产三大举措相结合的雾状反凝析控制技术.该技术应用于雅克拉白垩系凝析气藏,开发十二年来在地层压力低于露点压力14MPa下无明显反凝析,其中优先开发的下气层凝析油采出程度高达67.8％,取得较好的应用效果,对国内外类似凝析气藏开发有较大借鉴意义.

摘要： 边水凝析气藏衰竭式开发的关键是控制反凝析和控制水侵.本文以边水突破和边水推进理论为基础,研判边水突破和推进的5大影响因素,创新提出了全生命周期均衡水侵控制和水体能量利用技术:以差异化压降保证边水均匀突破、差异化配产保证水线均匀推进以及“稳—放—控”、“压—稳—排”、“排—治”等均衡水侵控制与水体能量利用技术,尽量实现气水界面近理想状态的均匀抬升,达到既防止边水舌进形成水封气又最大限度利用水体能量防反凝析和提高油气采收率双重目的.在雅克拉白垩系凝析气藏衰竭式开发中应用效果显著,基本实现了气藏均衡水侵,凝析油采收率高达67.8％,对类似边底水凝析气藏的开发有一定指导意义.

摘要： 凝析气藏地层中产生油气两相渗流后,对气井的产能测试数据进行分析时,常出现二项式产能方程的系数B为负数的异常情况,难以有效评价气井的产能,进而影响对气井生产动态的准确预测.为此,基于拟单相渗流方程和油气两相渗流方程,在气井的流动达到拟稳定阶段后,建立了拟单相稳定点产能评价方法(以下简称为拟单相法)和气液两相稳定点产能评价方法(以下简称为气液两相法);采用塔里木盆地牙哈气田的基础参数,应用新建立的产能评价方法计算气井在生产气油比相同、地层压力在露点压力以上及以下时的无阻流量;针对牙哈、塔中I号、千米桥潜山、迪那2等4个凝析气田,应用新建立的产能评价方法计算凝析气井在不同生产气油比情形下的无阻流量,并选取典型井进行对比分析.结果表明:①采用新建立的产能评价方法可以避免因地层中油气两相流的产生导致经典产能评价方法无法计算凝析气井无阻流量的情况;②当地层压力高于露点压力时,地层流体以单相流体为主,可以采用拟单相法;③当地层压力低于露点压力,地层中出现油气两相流动时,应采用气液两相法;④随着生产气油比增大,采用拟单相法和气液两相法计算的无阻流量的差异逐渐减小;⑤对于凝析油含量较高、生产气油比较低的凝析气井而言,采用气液两相法计算的无阻流量更加可靠.

摘要： 盆5井区位于准噶尔盆地腹部中央坳陷马桥凸起,东邻东道海子北凹陷,西连盆1井西凹陷,南临昌吉凹陷,北接莫北凸起,为典型的坳中凸,是油气聚集的有利区带.2001年,盆5井获得高产工业油气流,标志着马桥凸起油气勘探取得突破性进展,莫索湾油气田诞生.盆5井油气藏成藏较复杂,弄清该井区的成因和成藏期次,将为进一步认识盆5井区包括盆1井西凹陷东环带油气成藏过程及后续勘探部署提供重要的参考价值.

摘要： 通过甲烷碳同位素分析、烃源岩评价和构造演化史研究等手段,对柴达木盆地西北南翼山和开特米里克地区天然气成藏过程进行解剖,发现这2个地区甲烷碳同位素存在明显差异,气藏类型不一致,而构造形成期次的不同是导致其分别形成凝析气藏和干气藏的主要原因.指出开特米里克构造形成时期晚于烃源岩生气高峰期,因而仅捕获了烃源岩成熟阶段晚期生成的天然气,碳同位素较重,而南翼山构造形成时间较早,捕获了烃源岩成熟阶段生成的大量天然气,碳同位素也相对较轻.

摘要： 露点压力是凝析气藏开发中一个重要的流体相态参数,露点压力的准确性预测对凝析气藏的高效开发有着重要意义.本文在实验测定的高温高压凝析气藏露点压力基础上,分析对比了国内外应用较为广泛的露点压力预测模型精度,并提出了适合塔里木油田高温高压凝析气藏的露点压力预测新模型.将新建模型用于20口凝析气井的露点压力预测,与实验值平均误差仅为2.57％,低于状态方程计算误差3.57％,预测精度高,且该模型仅使用了9个参数,相比N-K方法的12个参数,计算更为简便.

摘要： 本发明涉及一种可用于提高凝析气藏采收率的耐高温气湿反转剂及其制备方法与应用。所述耐高温气湿反转剂的制备方法包括：在过硫酸盐引发剂存在下，将复合乳化剂和丙烯酸酯于水溶液中，升温至反应温度，滴加全氟辛基乙基丙烯酸酯、甲基丙烯酸十二氟庚酯、丙烯酸酯和全氟己基乙基甲基丙烯酸酯单体进行聚合反应，然后降温，调节乳液pH为中性，过滤得产物；所得产物可直接配制成0.5‑2％的溶液，与井筒工作液一起进入凝析气藏储层中，用于改变凝析气藏井筒附近储层表面润湿性，以提高凝析气藏采收率。

摘要： 本发明公开了一种非常规凝析气藏流体置换和流态控制井下取样方法，包括如下步骤：S1：关井使地层压力恢复到高于原始地层压力以上3~6MPa；S2：连接组装压力、温度以及密度监测管串；S3：通过油管或套管中下放监测管串到设计取样点位置；S4：采用小产气量放喷完成保压置换井筒滞留流体体积；S5：取出压力、温度以及密度监测管串；S6：将井下取样器连接组装成井下监测取样管串；S7：设置取样器阀门时钟控制时间，通过油管或套管中下入取样管串到取样点位置；S8：采用较大产气量放喷控制流态转变到段塞流或分层流和环雾流；S9：取样器根据设置阀门时钟打开和关闭自动完成井下取样，获得地层原始新鲜流体样品，取出井下监测取样管串，进行保压保温转样。

摘要： 本发明涉及富含油凝析气藏油水相渗测试方法，依靠油水相渗测试装置完成，该装置由注入泵、中间容器、岩心夹持器、围压泵、回压泵、回压调节器、计量器、流量计组成，该方法包括：（1）选择富含油凝析气藏的PVT报告，得到富含油凝析气藏的流体组成和最大凝析油量；（2）利用WinPro软件进行相态模拟，得到地层条件下的凝析油粘度；（3）配制地层水，根据油水粘度比配制模拟油；（4）将岩心测得长度、体积、横截面积，洗净、烘干，测得其孔隙度；（5）进行地层条件下油水相渗测试，做出油相和水相相对渗透率与含水饱和度的变化关系曲线。本发明简单适用，可精确评价富含油凝析气藏条件下油、水两相流动情况和渗流规律，具有广阔的市场应用前景。

摘要： 本发明提供了一种适用于凝析气藏水平井排水采气及清蜡的可加药柱塞，其由捕捉器、柱塞段、万向节和座落器组成，其中捕捉器包含加药装置和捕捉装置两个部分。加药装置包含加药管和加药弹簧，捕捉装置包括启动器、阻挡条、阻挡条放置装置、六边体、爪子和爪子连接部；柱塞段包括进药口按压装置、按压装置环、按压弹簧、按压底板和柱塞底板；万向节包括软管、滚珠、轴承、连接装置、万向轮和固定螺栓；座落器包括排水顶杆、座落器中段、座落器弹簧和螺旋系统。该柱塞可同时实现排水采气和清蜡的功能，同时加药系统的设计实现了化学排水采气、清蜡与机械排水采气、清蜡的复合功能，大大提高了气井的排水和清蜡效果，实现了凝析气藏的高效开采。

摘要： 本发明涉及凝析气藏改建储气库多次注采采出流体组成变化研究方法，包括：（1）对岩心、岩心夹持器、中间容器、管线进行清洗并烘干；（2）将岩心装入夹持器中，抽真空、饱和地层水，利用地层水给岩心建立地层压力；（3）将凝析气样品转入岩心中，置换出岩心孔隙内的地层水，直至岩心出口气油比与凝析气样品气油比一致为止，形成原始气藏；（4）进行衰竭开采，记录每一级衰竭的产油量、产气量及相应的衰竭压力；（5）进行多次注干气吞吐开采，直至采出流体气油比稳定为止；（6）记录每一次注干气吞吐开采每一级的产油量、产气量，并利用色谱仪测试采出井流物组成变化。本发明操作简单，适用性强，对于凝析气藏注气开发具有重要的指导意义。

摘要： 本发明公开一种凝析气藏动态储量的评估方法，其中，凝析气藏动态储量的评估方法包括获取井流物累计产量、综合孔隙压缩系数、凝析油与凝析气的两相体积系数、原始凝析气的体积系数、凝析气偏差系数和天然气在井流物中所占比例，根据气藏储层参数、生产动态数据和上述参数确定凝析气的原始地质储量，再根据凝析气的原始地质储量和天然气在井流物中所占比例确定天然气的原始地质储量和凝析油原始地质储量。即本发明方法考虑了在生产过程中凝析油、凝析气、水蒸气膨胀、孔隙收缩、束缚水膨胀和水侵及产水等因素对评估整个凝析气藏的原始地质储量的影响，从而达到使最终的评估结果与实际更加接近的目的。

摘要： 本发明公开一种低渗致密凝析气藏水平井多段压裂设计优化方法，方法包括环空封隔器分段压裂和水力喷砂压裂，封隔器下到设计位置，从油管内加一定压力坐封环空压裂封隔器，从油套环空完成压裂施工，解封时从油管加压至一定压力剪断解封销钉，同时打开洗井通道，洗井正常后起出压裂管柱，重复作业过程，实现分射分压，在封隔器和管柱的内部均内嵌有微型防水感应摄像头，摄像头上设置有网络接收装置，会随着封隔器和管柱进入到井下压裂缝处进行拍摄，然后将拍摄图片通过网络接收装置发送到地面接收终端，这样操作人员可以随时观察压裂后压裂缝的发育状态，从而能了解到裂缝的闭合情况，以便于确定后期何时需要加入支撑剂以及支撑剂的用量。

摘要： 本发明公开了一种用于复兴高含蜡凝析气藏的蜡晶分散剂，各组分及其所占质量百分比包括：有机溶剂A 50‑65％，有机溶剂B 12‑18％，渗透剂8‑15％，扩散剂4‑10％，增效剂1‑8％，互溶剂4‑10％。该蜡晶分散剂能快速分散溶解蜡块，具有低温分散速度快，分散后随温度降低不可逆，无色无味，与环境友好，不影响该区块原油性质等优点，可有效解决高含蜡凝析气藏井筒结蜡严重、堵塞油气通道等问题，适合推广应用。

摘要： 本发明提供一种凝析气藏中的凝析油含量确定方法及系统。该凝析气藏中的凝析油含量确定方法包括：根据地面累积凝析油采集量、凝析油原始地质储量和地层析出凝析油质量确定凝析油储量；确定凝析气的体积系数、凝析气藏孔隙体积、凝析气藏饱和度参数和凝析气藏水蒸气含量；根据凝析油储量、凝析气的体积系数、凝析气藏孔隙体积、凝析气藏饱和度参数和凝析气藏水蒸气含量确定凝析油含量。本发明可以方便快捷地确定凝析气藏中的凝析油含量，为凝析气藏的开发提供技术支撑。

摘要： 本申请属于油气开发技术领域，具体提供一种凝析气藏注气参数优化方法及装置，采集凝析气藏环境下的分离器脱气油样和井套管气样，以配制凝析油样品；基于所述凝析油样品对所述凝析气藏环境进行模拟仿真，并向模拟仿真获得的仿真环境进行多次干气的注入处理；记录每次注入处理前后的所述仿真环境的油气状态，并构建注入处理的次数与油气状态之间的对应关系；根据所述对应关系，确定对所述凝析气藏环境的干气注入次数。本发明提供的方案，解决了根据实际作业经验确定注气参数的操作过程复杂以及参数不准确的问题，提高了最优注气次数的获取效率和准确率，改善了油气渗流通道的疏通效果。