打开程度不完善的凝析气井试井解释方法

引入凝析油气两相拟压力、拟时间函数,将凝析气渗流方程线性化,并针对部分射开井的流动特点,建立了部分射开凝析气井的试井理论模型。绘制了试井理论图版,给出适合凝析气井在部分射开情况下地层参数的计算公式,确定了解释方法。根据气井压力恢复数据及气田的相对渗透率资料、流体相态资料等,可解释出凝析气藏的渗透率、地层系数、气井表皮系数、打开比等。     

高凝析油含量凝析气井产能试井方法及应用

针对高凝析油含量的凝析气井稳定试井过程中出现的问题,从凝析气藏开采特征入手,分析了稳定试井在高凝析油含量凝析气井中的适应性,提出了适应高凝析油含量凝析气井开采特点的试井方法,并在现场进行了应用,结果表明,改进型等时试井方法可有效消除反凝析现象对试井结果的影响,获得准确的试井结果,为气井的合理配产提供依据。     

考虑吸附影响的凝析气井试井分析

凝析气井的试井解释目前基本上仍沿用干气井的单相拟压力方法,或在解释中没有考虑多孔介质对凝析油气的吸附影响,而大量实验与理论研究表明。多孔介质吸附对凝析油、气的渗流具有较大的影响。在考虑吸附影响的凝析气井渗流微分方程和压力降落试井分析的基础上。提出了考虑吸附影响的凝析气井压力恢复试井分析方法。通过实例分析表明。多孔介质吸附的影响将使试井解释有效渗透率降低表皮系数增大,气井探测半径亦将降低。对于重烃含量较高和孔隙度较低的凝析气藏。多孔介质吸附的影响程度将大得多。多孔介 质界面现象对凝析气井的渗流与试井的影响不应忽视。     

考虑吸附影响的凝析气井试井分析

凝析气井的试井解释目前基本上仍沿用干气井的单相拟压力方法,或在解释中没有考虑多孔介质对凝析油气的吸附影响,而大量实验与理论研究表明。多孔介质吸附对凝析油、气的渗流具有较大的影响。在考虑吸附影响的凝析气井渗流微分方程和压力降落试井分析的基础上。提出了考虑吸附影响的凝析气井压力恢复试井分析方法。通过实例分析表明。多孔介质吸附的影响将使试井解释有效渗透率降低表皮系数增大,气井探测半径亦将降低。对于重烃含量较高和孔隙度较低的凝析气藏。多孔介质吸附的影响程度将大得多。多孔介 质界面现象对凝析气井的渗流与试井的影响不应忽视。     

塔河油田凝析气井无阻流量经验公式建立及应用

塔河油田凝析气井无阻流量通常采用系统试井测试资料,利用指数式、二项式和一点法等确定。但实际生产中并非所有凝析气井都进行系统测试,同时系统测试也对气井生产造成一定影响。为了更合理地对每口单井配产,制定合理的开发方案,通过对塔河油田多个区块凝析气井大量试井资料进行统计分析,认为无阻流量与地层渗透率、储层厚度、地层压力和温度等参数存在较好的相关性,并通过其具有的规律性建立起经验公式来确定无阻流量,为单井合理配产提供了参考依据。     

低渗应力敏感地层凝析气井试井分析

低渗透和特低渗透凝析气藏生产过程中，井底储层的伤害及其对气井动态的影响一直是石油工作者关心和研究的课题，它关系到如何高效合理地开发这类气藏资源。实验已经证实一些低渗深层凝析气藏存在应力敏感性，共生水含量越高，对压力的敏感性越强。用常规的试井模型难以分析这种凝析气藏的试井测试资料。当气井共生水含量较大时，应对原来的试井解释模型与方法进行修正。为了给应力敏感凝析气藏试井测试资料分析提供理论基础,为此，根据低渗应力敏感凝析气藏当井底压力低于露点压力时的渗流特点，对原有凝析油气渗流微分方程进行修正，引入视渗透率模量的概念，建立了考虑共生水影响的应力敏感复合凝析气藏试井分析新模型。同时还考虑了井筒存储效应和表皮效应。利用拉普拉氏变换和摄动分析技术得出了模型的解，绘制了试井分析理论曲线并对曲线特征进行了分析，以及进行了实例分析验证。结果表明：较大量共生水的存在，将对试井解释结果产生较大影响，引起渗透率的较大降低和加深对气井储层的伤害。共生水的存在以及应力敏感性对低渗气田开发的影响应引起足够的重视。     

气井产能试井新方法

针对常规产能试井方法在低渗透气藏中应用的局限性,提出了新的、简化的产能试井方法。该方法只需要测试两个稳定工作制度,操作简便,测试时间短,并能有效避免或减弱气水同产井测试过程中的井筒积液现象和凝析气井的反凝析现象。对于低渗透气藏、低产气井、气水同产井和凝析气井具有更好的适应性。     

凝析气藏探井测试技术工艺改进及应用

在研究凝析气井测试期间组分相态变化和储层多相渗流规律的基础上,分析了凝析气井探井测试曲线出现数据偏差的可能原因。根据多年的测试工作实践,对探井测试施工工艺进行了技术改进,提出了适合现场操作的测试工艺改进方法,将小尺寸油嘴多点递增测试法成功的运用于实例井测试,结果表明,改进的工艺能够较好的取得现场效果,为此类油气井的测试工艺提供设计和施工参考。     

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在凝析气井的试油试采工作中,需要对即将测试的高温高压井的井口压力进行预测;从而根据井的基本情况设计生产压差,制定试油工作制度,并根据试油情况调整生产压差,以保证试油工作的顺利进行;同时及时分析气井动态,获取准确的气层信息。分析了现有高温、高压凝析气井试油工作中所存在的问题,提出了利用系统分析对凝析气井试油时各部分的压力进行预测的方法。在分析凝析气井试油系统特点的基础上,建立了考虑相态影响的流入、流出模型,介绍了温度计算模型和两相垂管流计算。针对试油测试管柱流道的复杂特点,提出了地面测试和理论计算相结合的方法     

东海凝析气井合理产能的确定

凝析气井合理产能的确定对凝析气藏的合理开发具有重要的指导意义。在认识东海凝析气藏的基础上,总结了当前利用测试资料求取凝析气井绝对无阻流量的各种方法,给出了公式推导过程;同时给出了确定合理产能的原则与方法。结合东海凝析气井的测试实例,运用确定凝析气井合理产能的方法,获得该井的合理产能。通过产能试井结果对该井配产进行了调整,获得较好的实际效果。     

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目前,塔里木盆地发现的凝析气藏（田）有４０余个,分布范围几乎遍布全盆地的各个层系。其中以塔北隆起下第三系到三叠系最为集中。凝析气藏与正常干气藏、伴生气藏的成藏环境,烃类的组分、物理化学特征都有着很大区别。首先,凝析气藏重烃组分较干气藏相对要高,相对密度大,在测井响应中气显示不明显;其次,油气藏的储层条件也差别较大,既有高孔高渗的优质储层,也有低孔低渗的劣质储层,给测井解释造成一定困难。针对塔里木盆地凝析气藏的这一特点,结合地质录井、油气分析等资料,提出了一套利用测井技术识别和评价凝析气藏的方法。经过实践证明,这是一套适于塔里木盆地的油气层解释方法。在此基础上对凝析气藏进行储盖组合分析,以达到测井综合评价凝析气藏的目的。     

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近年在塔里木盆地北部相继发现了众多的凝析气藏,主要集中分布在轮台断隆和轮台低隆两大构造带。１９９８年又在南喀—英买力低隆第三系、白垩系发现了玉东２凝析气藏。塔北凝析气藏顶部埋深普遍超过４５００ｍ,属超深层凝析气藏。单相凝析气藏在塔北比较多见,其次是带油环的凝析气藏,再次是凝析气顶型油藏。从成因类型上可分为三种,即海相凝析气、陆相凝析气、海陆交互相凝析气。塔北凝析气藏具有三个特点：一是具有较高的气油比,区带不同差异较大;二是凝析油含量普遍较高,但异地或异层其差异较大;三是流体富轻组分、贫中间组分、微含或不含重组分。通过分析认为：轮南低隆凝析气藏的形成有两个阶段,第一阶段为海西晚期—印支期,第二阶段为喜山晚期。前者是在低压条件下,石油直接蒸发变为凝析气,后者是在异常高压条件下,石油溶解在压缩气中形成次生凝析气藏。轮台断隆凝析气藏是在下第三系沉积前后形成了现今构造格局,来自北面库车坳陷烃源岩排出的油气向南面隆起带上运移、聚集而形成现今的油气藏。     

凝析气井生产系统分析方法

根据天然气和反凝析液在地层中渗流特征,结合凝析油气体系相态理论及闪蒸计算方法,考虑流体相态和组分变化,引入稳态理论计算的两相拟压力函数,建立凝析气井流入动态预测新方法,通过与系统试井的结果对比,认为该方法适用于凝析气井的流入动态预测.利用垂直管流公式,结合流体相平衡热力学闪蒸计算,运用状态方程模拟,给出凝析气井流出动态预测新方法,通过三口井12组实测数据的实例计算,其计算精度较高且比不考虑相态变化的方法更为精确,说明适用于凝析气井流出动态预测.将凝析气井流入动态和流出动态预测方法相结合,给出更为符合实际的凝析气井生产系统分析方法,能更好地指导凝析气井的生产.     

四川盆地安岳地区须二段气藏相态特征新认识

安岳地区须二段气藏储层低孔、致密,气水交织,含水饱和度高,油气分布不受构造与海拔控制,气井普遍产凝析油,平均生产油气比148 g/m³,为四川盆地凝析油含量最高的非常规凝析气藏。采用常规凝析气藏研究手段已无法正确确定气藏类型和准确评价气藏相态特征。为此,建立了高压物性实验、常规凝析气藏类型判别与生产静动态特征相结合的气藏类型判别方法,据此判定该气藏为局部带“油垫”的饱和凝析气藏;运用相态恢复理论准确地模拟了该气藏的流体特征,计算得到气藏平均凝析油含量高达249 g/m³,所预测的凝析油产量与实际相吻合。进而提出了提高凝析油采收率的相应开发措施,在考虑注入成本以及后期处理等因素后,建议单井采用“先衰竭后干气吞吐”的开采方式。针对安岳地区须二段气藏相态特征的认识和研究方法,对类似非常规砂岩凝析气藏相态特征的研究具有指导意义。     

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塔里木盆地在已发现的几十个凝析气藏中，其凝析气构成了一个成因不同、热演化程度不等、含凝析油丰度各异的序列。在这个序列中，存在着３种不同的凝析气相态成因类型的气藏，即初始型凝析气藏、分析变异型凝析气藏和富化变异型凝析气藏。多类型相态成因的凝析气不仅是塔里木盆地天然气的一个重要特点，而且说明了凝析气藏在这个盆地内分布广泛的原因，同时也提示了凝析气在烃类形成演化、聚集成藏过程中有着更为复杂的过程和作用，     

塔里木盆地近临界油气藏相态特征

近临界流体相态变化非常复杂,易挥发油和凝析气的性质相近,常规方法难以判断其是油藏还是气藏。以塔里木盆地塔中1号气田中古43井区和金跃201井2类近临界地层流体为研究对象,通过观测近临界"乳光现象",应用气油比、相图、密度及组分等不同方法对油气藏类型进行判定,综合不同方法对比研究表明:利用测试时流体图像与无因次压力关系曲线法相结合判断近临界流体类型比较准确;塔中1号气田中古43井区属于特高含凝析油凝析气相态特征,金跃201井属于近临界挥发油相态特征。通过注气实验,近临界油气藏出现干气、凝析气、凝析液三相共存的流体特征,造成不同位置的生产井气油比差异较大。     

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对凝析气井在高温高压下取其储层流体称之为ＰＶＴ取样,其目的是通过在室内分析该流体,得到表述储层流体物理和化学性质的参数。在现场中通常不采用井下取样,原因是：井下温度、压力高,作业困难;井筒中自上而下的温度和压力变化,导致凝析油析出,使油气比随井筒变化且规律难循;地面取样安全可靠、施工方便。对如何在地面取ＰＶＴ样作了全面和详细的介绍,包括：取样井的选择;取样前的设备选择;各类取样井的产量调整;取气样的工艺技术要求和注意事项;取液样的工艺技术要求和注意事项;分离器样品的质量检验等。该技术在对塔里木盆地凝析气井地面ＰＶＴ取样时得到广泛的应用,通过ＰＶＴ样品的室内分析,获得油气的摩尔组分、双相偏差系数、流体变化规律、露点压力、压力和体积关系、反凝析液量、反凝析压力、全相图分析等数据与资料,为优化开采方式和制定增产措施,提高油气采收率提供了理论依据。     

不同类型复杂气藏评价新方法研究

分析了常规压力平方方法应用在复杂气藏评价时的局限性,提出了适合凝析气藏、变形介质气藏和含水气藏等复杂气藏的拟压力,给出了适合这些气藏产能评价的理论模型。研究结果表明,常规分析方法低估了高压气井的产能,如果忽视复杂气藏测试期间储层的气水或气油等多相流动特征及孔隙度、渗透率随压力降低现象,将不能准确制定这些复杂气井的配产措施,而采用拟压力分析方法能够正确反映储层实际渗流特征。该方法对合理评价复杂气藏储层的生产特征有着重要的理论和指导意义。     

深层凝析气藏单井控制地质储量下限研究

我国东部气田近几年探明深层凝析气藏的储量规模越来越大，但气藏开发技术难度大、工艺复杂，使开发风险增大。开发好深层凝析气藏的关键之一就是要确定气藏单井控制地质储量下限，指导开发井位部署，优化井位设计，提高其经济开发效益。以东濮凹陷深层凝析气藏为例，综合应用气藏工程理论和现金流量法，对深层凝析气藏单井经济可采储量和控制地质储量下限进行了研究，在此基础上对影响气藏单井控制地质储量下限的因素进行了分析，认为气藏单井控制地质储量下限与气藏单井产能、天然气价格、凝析油含量呈幂指数递减规律，与井深呈指数递增关系。