低渗透凝析气藏反凝析水锁伤害解除方法现状

低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响,因此研究解除凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸地层伤害,提高气井产能的技术方法,具有重要的实际意义。调研了国内外文献,详细阐述了反凝析和水锁效应机理,提出了各种解除此两种伤害的方法,并提出在注气吞吐之前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析油和水锁产生的地层堵塞,以改善注气吞吐,提高凝析气井产能的效果,该方法在现场得到了成功应用。     

组合段塞工艺解除凝析气井水锁伤害实验评价

在凝析气井生产过程中,井底长期积液极易导致近井地带发生反渗吸水锁效应,形成水锁伤害,降低储层渗流能力,增大生产压差,严重影响气井产能的释放。以Y凝析气井为例,采用考虑反渗吸水锁的气井产能方程,分析反渗吸水锁效应对气井产能的影响,并采用"甲醇+酸+解水锁剂+氮气吞吐"组合段塞工艺方式,开展Y井长岩心解除水锁效果实验评价。实验结果表明,气井无阻流量随着反渗吸水锁侵入深度的增大而急剧降低,"甲醇+酸+解水锁剂+氮气吞吐"组合段塞解除水锁效果很好,渗透率恢复倍数达到6.2。     

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。     

甲醇-地层水-凝析气相态测试研究

在凝析气藏开采过程中，当地层压力降低到露点压力以下时，地层中将会发生反凝析现象，从而导致反凝析堵塞；如果有平衡共存水产出并形成井底积液,还可能产生反渗吸水锁效应进一步影响气井产能。目前国外有文献报道了注甲醇解除凝析气藏近井地层污染从而提高气井产能的方法，文章探索设计了甲醇-地层水-凝析气三相体系PVT相态测试方法，分析了考虑注入不同浓度甲醇对凝析油气体系相态的影响，从而为凝析气藏注甲醇提高气井产能提供翔实的PVT数据，更有效地指导了凝析气藏的开发。     

注热氮及乙醇段塞解除凝析气藏污染工艺

凝析气藏在开发过程中易遭受反凝析伤害和水锁伤害,严重影响气井产量。注热氮及乙醇段塞解除凝析气藏污染工艺根据气藏反凝析和水锁两类主要伤害的特点,向气层泵注高温高压氮气和乙醇段塞,焖井和返排后,转入正常生产,有效解除凝析气藏污染;提出热氮生产流程、工艺参数、主体设备和注入量计算方法等关键技术,分析该工艺的技术优势和工艺要求,确定施工步骤。对某碳酸盐岩凝析气藏X井进行先注热氮解除反凝析污染,后注乙醇段塞解除水锁,再注氮气吞吐的现场试验措施后,产气量增加6.69倍,产液量增加2.92倍,气井产能得到明显提高。该工艺在具有反凝析伤害和水锁伤害的凝析气藏中具有广泛应用价值。     

注甲醇吞吐解除反凝析堵塞和水锁的正负面作用分析

从分子结构理论出发,分析了注甲醇吞吐解除反凝析与水锁伤害的机理.讨论了注甲醇吞吐解除反凝析与水锁伤害的正面作用和负面作用.甲醇与水分子之间可形成氢键,相互溶解能力较强.烷烃分子可与甲醇的疏水基团结合,相互溶解.甲醇在甲醇-烷烃-水体系中起增加烷烃和水两组分互溶性的助溶作用.甲醇注入可增加水和中间-重质烃的蒸发能力,提高凝析气的渗流能力.注甲醇吞吐解除反凝析和水锁伤害,可产生盐析现象,并可使黏土膨胀,对储层造成伤害.     

注气提高凝析气井产能方法综述

注气是提高采收率切实可行的一种开发方式，能有效解除近井地带反凝析、反向渗析污染，达到提高气井产能。对凝析气井及低渗透气井的稳产、解决反凝析问题具有重要作用。如循环注气将压力保持在露点压力以上；向凝析气藏中注入干气、二氧化碳蒸发出反凝析液；向地层中注入甲醇、乙醇、表面活性剂溶液将近井地层的反凝析、反渗吸液推向地层远处；通过注气吞吐蒸发液体来减少凝析液、水的聚集等方法都能提高凝析气井的产能。文章系统地阐述了上述方法，并对各种方法进行了平行对比。应用该注气方法提高凝析气井产能时，应按照不同的油藏地质条件优选最为适宜的方法。     

注干气吞吐提高凝析气井产能研究

注气吞吐是解除凝析气井单井反凝析油堵塞问题的有效方法之一。利用组分模拟器,以一口凝析气井的流体和地质参数为基础,建立了单井径向数值模拟模型。研究了凝析气井衰竭式生产过程中,反凝析油饱和度和气相相对渗透率的变化规律;同时研究了注干气吞吐后反凝析油饱和度和气相相对渗透率沿径向的变化规律,对比了注气吞吐前后归一化的采气指数变化。结果表明,井底流压低于露点压力后在近井带5m范围形成反凝析油带,导致气井产能急剧下降;注气吞吐能有效降低近井带反凝析油饱和度,从而解除堵塞提高气井产能;注气量越多,吞吐效果越好,但存在一个最优的注气量,实例的最优注入量为200×104m3,超过该注入量后气相相对渗透率增加幅度降低。     

文昌气藏反凝析加水侵双重伤害解除技术研究与应用

文昌凝析气藏开发过程中，面临反凝析和水侵双重伤害的问题，严重影响生产效果。在分析现有处理措施的基础上，分别采用注气、注溶剂、注复合药剂三类方法开展室内实验，优选了该区块地层伤害解除的方法，并结合数值模拟进行了注入量、注入速度、焖井时间等单井工艺参数的优化设计，提出了单井应用技术方案。结果表明，文昌气藏宜采用注甲醇+干气段塞吞吐的伤害解除方法，地层渗透率恢复率达81.23%;单井应用时，注入19 m³甲醇+120×10⁴ m³干气，注入速度保持在4×10⁴ m³/d,且焖井11 d时，解除效果最好。在文昌A井开展的试验结果表明，采用该技术方案，气井产能得以恢复，地层伤害解除方法有效。同时，该技术的应用对同类气藏的开发也有一定的借鉴意义。     

凝析气藏的液相伤害与防治

液相伤害是凝析气藏产能下降的一个重要原因。它包括反凝析伤害和外来液、地层水的伤害。凝析气井开采过程中，当地层压力小于露点压力时，将在地层中发生反凝析现象，导致产气量下降，同时。外来液、地层水造成的“水锁”现象也致使气相渗透率明显降低。通过文献调研介绍了凝析气藏的反凝析和水锁现象对地层的污染．其伤害机理主要包括多孔介质吸附作用、多孔介质毛细凝聚作用、气体滑脱作用、液阻效应和毛管数效应等：并阐述了各种反凝析污染的评价方法及具体的防治措施，如对于单一的油相伤害可采用注气、注溶剂和注溶剂＋气的复合段塞，对于反凝析和水锁双重伤害，可用注甲醇和注CO2混相来解除。     

用相平衡理论评价注气吞吐消除凝析气井反凝析污染机理

为了评价注气吞吐消除凝析气井近井带反凝析污染的相态机理，文章基于油气两相相平衡热力学理论和PR状态方程，建立了静态零维组分模型。运用该模型，对一个实例凝析气井注气吞吐的相态机理进行了评价，研究了注入气组成、气藏衰竭压力水平以及注气量对消除凝析气井近井带反凝析污染的影响规律。结果显示：在最大反凝析压力之前注气效果更好；注气量越大效果越好，注气量过小反而将增大反凝析损失；注入气降低反凝析液量和露点压力有利于成功的注气吞吐，在相同注入条件下，不同气体吞吐效果为C₃>C₂>CO₂>烟道气>C₁>N₂。     

低渗透凝析气藏的反凝析特征

深层低渗透凝析气藏的数量越来越多，了解其反凝析特征是气藏开发正确决策的重要基础。为此，以某油田的深层低渗透凝析气藏为主要研究对象，通过CVD测试及真实岩心衰竭实验测试，研究了深层低渗透凝析气藏的反凝析特征。研究结果表明：①PVT筒的定容衰竭与多孔介质中的衰竭特征有较大的差异，因此应尽可能采用岩心衰竭实验研究深层低渗透凝析气藏的真实反凝析相态特征；②该油田深层低渗透凝析气藏衰竭开发过程中反凝析呈中等偏低水平，近井地层的反凝析液堆积速度较慢，最大反凝析液饱和度值对应的地层压力与气藏标定的废弃压力接近，表明该油田深层低渗透凝析气藏比较适合于采用衰竭方式开发；③该油田深层低渗透凝析气藏衰竭开发过程中产生的凝析油饱和度小于临界流动饱和度，析出的凝析油不会产生反蒸发，因此在气藏开发过程中防止反凝析污染就显得非常重要。     

考虑地层水的凝析气井注CO2提高产能研究

注CO2吞吐被认为是解除凝析气井反凝析污染、提高气井产能的较好方法。利用CMG数值模拟软件,以一口实际的含水凝析气井数据为基础,建立了单井径向数值模拟模型。对比研究凝析气井自然衰竭开采和注CO2吞吐不同情况下,反凝析液饱和度和气相相对渗透率的变化规律,并利用陈元千的"动态污染表皮系数"法进行产能提高效果评价。研究表明:反凝析现象在近井带形成了一个10m左右的动态径向污染区,致使气井产能急剧下降。注CO2吞吐可通过CO2与凝析液的反蒸发作用有效地消除近井带的反凝析液污染,从而提高气井产能。CO2注入量越大,吞吐效果越好,但也存在一个最优值(实例为16×104m3),超过后的产能提高幅度明显减小,而注入速度和焖井时间对产能的提高不敏感。     

西区延_9储层注水过程中敏感性伤害因素分析

陕北延长油田西区采油厂的作业区块存在注水压力升高、渗透率降低和采收率降低等问题。分析该区块延安组的储层物性特征、粘土矿物含量、注入水和地层水组成性质,并进行了储层敏感性流动实验。实验结果表明:该区块储层具有弱速敏和强水敏性,注入水的矿化度明显低于地层水的矿化度,与地层配伍性较差。较低的注水矿化度是造成储层强水敏的主要因素,而强水敏又会导致注水压力迅速升高和渗透率大幅降低。因此,建议在注入淡水时加入粘土稳定剂或者对地层采出水处理后回注。     

大张坨凝析气藏循环注气开发方案研究

大张坨凝析气藏位于大港油田板桥凝析油气田板中断块西部,１９７５ 年发现。为获得该凝析气藏的高采收率,进行了多年的开发方案综合研究论证。首先从地质特征、气藏测试、流体相态３ 个方面评价了大张坨凝析气藏,确定了循环注气开发所具备的基本地质条件和流体条件,应用多组分数值模拟技术,对合理井网、井距、注气开发方式和注入介质、循环注气速度和时间等进行全面研究,通过开发指标和经济指标综合优化,确定了二注三采循环注气、部分保持压力开发高凝析油含量气藏的开发方案。１９９５ 年现场实施方案,各项开发指标达到或基本达到方案预测,近４ 年来开发效果十分明显,证明方案的科学性和适用性,同时也证实：对于均质层状砂岩储集层、高凝析油含量、高反凝析液量的饱和凝析气藏,采用注气保持压力开发是一种高效的开发手段。大张坨凝析气藏的成功开发,将为国内凝析气藏的循环注气开发提供许多可借鉴的经验。图４ 表１（ 崔立宏摘）     

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。     

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。     

How to Evaluate and Predict the Deliverability Change of Gas Condensate Wells

Condensate liquids retrograde below the dew point pressure and diminish gas relative permeability and thus reduce the deliverability of gas condensate wells. The deliverability varies due to the changes of gas effective permeability and other parameters; however, the present deliverability testing methods were not applicable to gas condensate wells because those methods were all based on the assumption that the formation properties such as permeability and fluid properties were constant. A new testing method for gas condensate wells is proposed in this work, by which the variable coefficient deliverability equation can be obtained. Case study shows that the variable coefficient deliverability equation obtained from the proposed deliverability testing method can represent changes of formation properties and fluid properties, thus the deliverability of gas condensate wells can be accurately evaluated and predicted by this testing method.