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。     

裂缝-孔洞型凝析气藏不同开发方式的长岩心实验

柴达木盆地塔中Ⅰ号气田裂缝-孔洞型碳酸盐岩储层表现出“双孔双渗”特征,凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,国内外对如何提高裂缝-孔洞型凝析气藏采收率的研究还比较少。为此,首先取得无裂缝的碳酸盐岩岩心进行孔隙度和渗透率测试（平均孔隙度6.5%,平均渗透率1 mD）,然后进行造缝（裂缝渗透率5~10 mD）,并将岩心组合成长岩心（105.8 cm）,最后采用塔中Ⅰ号气田凝析气（凝析油含量533 g/m³）进行了注气、吞吐和脉冲注气实验,优选出提高凝析油采收率的开发方式。实验结果表明：露点压力以上注气凝析油采收率最高,其次是最大凝析油饱和度下注气或脉冲注气;与低渗透砂岩凝析气藏不一样,注气吞吐提高凝析油采收率效果最差。该实验对裂缝-孔洞型储层高含凝析油型的凝析气藏的合理开发提供了技术支撑。     

塔中M区奥陶系碳酸盐岩凝析气藏综合分类及开发技术对策

塔中M区奥陶系碳酸盐岩凝析气藏具有多储集空间类型、多流体相态变化及复杂水体类型等特征,且发育多期次油气藏,给研究区开发带来较大困难。通过对研究区奥陶系14个碳酸盐岩凝析气藏的储层、流体、天然能量和水驱共4个方面的特征进行分析和综合评价,划分出3种储集空间类型、3种流体类型、3种天然能量类型和3种水驱类型,综合划分为"洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞型"+"带油环、无油环中—高含凝析油、无油环低(微)含凝析油"+"天然能量充足、天然能量较充足、天然能量不充足"+"刚性水驱、弹性强水驱、弹性中水驱"共12种组合类型。针对综合分类结果,提出井位井型优化、天然能量合理利用和注水注气保压等开发技术对策,并取得了较好的开发效果。     

基于流固耦合的变质岩潜山裂缝型凝析气藏数值模拟研究

BZ气田为渤海最大的变质岩潜山凝析气田,具有储渗类型多样、特高含凝析油、应力敏感性强的特点,目前尚无类似开发实例。通过网格之间流体渗流的等效方式建立砂砾岩、半风化带、潜山内幕三类复杂储层并存的油藏模型,利用应力敏感实验获得BZ气田渗透率残余系数表达式,结合反凝析特征规律开展流体渗流-多孔介质变形动态耦合及评价。研究表明：多渗流系统精细表征及耦合是精细油藏数值模拟基础,流固耦合效应是影响开发效果影响的关键;考虑BZ气田裂缝发育,构造高部位注气易形成气顶驱,扩大波及体积;考虑反凝析特征,保持地层压力高于露点压力能最大限度降低凝析油的损失;按冬季供气需求阶段性循环注气有利于形成压力脉冲,扩大波及体积,提高凝析油采收率。研究成果对类似复杂裂缝性凝析气藏开发具有重要的指导意义。     

缝洞碳酸盐岩凝析气藏注水替凝析油实验

缝洞型碳酸盐岩油气藏是一种复杂、特殊类型的油气藏,其储层以缝洞和裂缝-孔洞为主,具有双孔隙网络特征及较强的非均质性,渗流规律复杂,实现该类油气藏的高效开发是诸多石油工作者关心并一直致力于研究的问题.借鉴在缝洞型碳酸盐油藏中应用效果较好的“注水替油”方法,建立了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏“多级压力注水替凝析油”方法,并以高含凝析油的TZ86井为例,采用露头碳酸盐岩经过人工造缝造洞技术制成全直径缝洞型岩心,在原始地层条件(140.6℃,58 MPa)下进行了多级注水替凝析油物理模拟实验,结果表明采用多级注水替凝析油方式开发缝洞型碳酸盐岩凝析气藏可取得较好效果.     

裂缝型凝析气藏的动态储量和水侵量计算研究

针对存在活跃边、底水的裂缝型低含凝析油的凝析气藏,基于物质平衡原理,考虑基质和裂缝的 压缩系数、不同束缚水饱和度,建立具有水侵作用的裂缝型凝析气藏的物质平衡方程,并引入弹性储容比 参数,提出了一种计算裂缝型底水凝析气藏动态储量和水侵量的简便方法。研究表明,利用仅考虑单一孔 隙介质的视地质储量法和视地层压力法计算气藏的储量,结果均偏大,而考虑双重孔隙介质的新方法能 较准确地计算气藏的地质储量和水侵量。     

致密多孔介质中凝析气定容衰竭实验及相态特征

凝析气藏衰竭开发方案的制定依赖于PVT相态实验,而常规PVT相态实验忽略了多孔介质对凝析气相态的影响,导致实验结果与实际存在偏差。基于常规PVT定容衰竭实验原理,建立了致密多孔介质中凝析气定容衰竭模拟装置及实验方法,模拟研究了凝析气在裂缝性致密储层中的衰竭开发动态,分析了衰竭速度及多孔介质的作用对凝析气藏开发效果的影响,明确了致密多孔介质中凝析气相态特征。研究结果表明,衰竭速度是影响凝析气藏开发的主要原因,天然气采收率随衰竭速度的增快而降低,但凝析油采收率则表现出相反规律;致密多孔介质中凝析气的露点压力比PVT筒中的测量值提高9.42%。此外,裂缝能够有效增大泄油面积,减小渗流阻力,提高天然气和凝析油采收率。     

致密多孔介质中凝析气定容衰竭实验及相态特征

凝析气藏衰竭开发方案的制定依赖于PVT相态实验,而常规PVT相态实验忽略了多孔介质对凝析气相态的影响,导致实验结果与实际存在偏差。基于常规PVT定容衰竭实验原理,建立了致密多孔介质中凝析气定容衰竭模拟装置及实验方法,模拟研究了凝析气在裂缝性致密储层中的衰竭开发动态,分析了衰竭速度及多孔介质的作用对凝析气藏开发效果的影响,明确了致密多孔介质中凝析气相态特征。研究结果表明,衰竭速度是影响凝析气藏开发的主要原因,天然气采收率随衰竭速度的增快而降低,但凝析油采收率则表现出相反规律;致密多孔介质中凝析气的露点压力比PVT筒中的测量值提高9.42%。此外,裂缝能够有效增大泄油面积,减小渗流阻力,提高天然气和凝析油采收率。     

气驱特征曲线在凝析气藏开发中的应用

将干气在高压条件下注入高凝析油含量的凝析气藏,能够减缓地层压力下降速度,有效抑制反凝析,提高凝析油的最终采收率,这是高效开发高含油凝析气藏的最好方法。利用气驱特征曲线方法来研究凝析气藏的开采动态,通过牙哈23凝析气藏的生产动态数据验证了气驱特征曲线规律的可靠性,建立了累计产凝析油量与生产气油比的关系。依据此关系式,在凝析气藏达到废弃条件时,即可用该方法确定其凝析油的可采储量。     

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。     

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。     

裂缝型凝析气藏数值模拟研究新方法

为了正确模拟裂缝型凝析气藏的开发动态,提出一种适合于裂缝型凝析气藏双重介质组分模型的数值模拟方法,即首先进行拟组分数的合理划分,然后建立单个岩块的单重介质精细模型和双重介质模型,调整双重介质模型的毛管力曲线拟合单重介质精细模型的计算结果,建立拟毛管力曲线,在此基础上开展双重介质组分数值模拟研究。研究表明,直接利用双重介质组分模型可以正确模拟裂缝型无水凝析气藏的生产动态;但对于裂缝型有水凝析气藏,模拟结果与实际生产动态偏差较大,而采用拟毛管力曲线后模型则可以获得正确的模拟结果。用该法对塔里木盆地塔中Ⅰ号气田某裂缝型凝析气藏的生产动态进行了模拟。结果表明,该方法可用于裂缝型凝析气藏的数值模拟,对实际气田开发动态拟合较好,指标拟合误差小于5%。图6表1参18     

低渗透多孔介质对高含凝析油型凝析气相态影响

低渗透气藏在我国已发现的气藏中所占比例较大;由于低渗透多孔介质的影响,与常规高渗气藏相比,开发难度较大,尤其是对于凝析气藏.因此,考虑低渗透多孔介质对凝析气体系的影响对于提高我国低渗透凝析气藏开发水平有一定实际意义.此次研究主要分析低渗透多孔介质对凝析气体系相态特征影响.采用中原桥白气藏实际低渗透储层岩心和配置的高舍凝析油型(凝析油含量364 g/m3)凝析气样分别从实验、数值模拟角度研究衰竭过程中,多孔介质、初始水饱和度对凝析油饱和度和残余油饱和度的影响,以及多孔介质对凝析气露点压力影响.研究表明:多孔介质中测试的凝析气露点压力高于PVT仪中测试值;对同一块岩心,采用相同的凝析气样品,随着初始含水饱和度的增加,测得的衰竭至大气压下凝析油残余饱和度越小;衰竭过程中,多孔介质中凝析油流动及再蒸发较PVT仪中明显,凝析油残余饱和度低于PVT仪测试值.对于低含凝析油型凝析气,由于致密储层对凝析油的吸附作用明显,岩心测试的残余油饱和度值高于PVT仪测试值,因此,对于这类凝析气藏必须考虑凝析油污染问题.     

凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存形态

为了研究凝析气藏开发过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,开展碎屑岩储层多孔介质和碳酸盐岩储层缝洞介质凝析气藏压力衰竭实验,对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描,并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割,得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态,通过图像处理和计算结果分析,对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。研究表明:在碎屑岩储层多孔介质内,衰竭过程中形成的凝析油主要以单孔状态和油膜状态赋存(占比超过90%),多孔状油占比很少,没有网络状油,整体来说,油相高度分散在孔隙和喉道中;而在碳酸盐岩储层缝洞介质内,压力衰竭过程中形成的凝析油主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%),油相分布相对集中,网络状和多孔状凝析油通过油膜连接,压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。本研究为凝析气藏开发方案制定和提高凝析气藏采收率提供了理论支撑。     

丰深1 低渗透凝析气藏反凝析污染特征及解除措施实验

丰深1 低渗透凝析气藏具有低渗透、易出砂、特高含凝析油等复杂地质和相态特征，开发过程中反凝析污染不可避免，明确反凝析污染特征和建立污染解除措施十分重要。为此，开展了反凝析污染特征及解除措施实验。结果表明：当最大反凝析压力为19 MPa 时，长岩心气相有效渗透率降幅为90%以上，压裂能提高长岩心气相有效渗透率，但反凝析污染程度尚未明显改善。对于单一注入介质，注CO₂ 解除反凝析污染效果明显优于注甲醇和伴生气；甲醇与CO₂ 等比例混合介质解除反凝析污染效果好于单一注入介质，是最优注入介质。对于注入时机，在19 MPa 时注CO₂ 后裂缝长岩心渗透率恢复程度最高达61.18%，进一步衰竭至废弃压力时凝析油最终采收率可达36.2%，较5 MPa 时提高4.9%，较衰竭过程提高7.8%，是相对最优注入时机。     

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。     

考虑毛细管压力影响的裂缝-孔隙性凝析气藏注气物质平衡方程的建立与应用

裂缝-孔隙性凝析气藏是塔里木油田近年来勘探开发的重点,已发现的气藏普遍具有裂缝发育、埋藏深、凝析油含量高、反凝析损失严重等特点,常规的物质平衡方程用于该类气藏的注气效果评价存在明显不足。为此,从基本相态理论出发,结合常规物质平衡方法,建立了考虑毛细管压力影响的裂缝-孔隙性注气凝析气藏物质平衡方程,可更加合理地预测裂缝-孔隙性凝析气藏注气效果。实例计算和现场应用结果表明：受毛细管压力的影响,储层中反凝析液饱和度将增大;考虑毛细管压力影响时,所计算的注气开发凝析油采收率要比常规计算结果更精确;所推导的物质平衡方程能简便、准确地预测该类凝析气藏的开发动态,定量说明毛细管压力对凝析气相态的影响程度。     

英买7-19凝析气藏储层液相伤害评价

英买7-19凝析气藏为边水层状带油环凝析气藏,以一套井网衰竭式方式开采。为了研究不同液相介质对地层气相渗透率的影响,分析了凝析油、地层水、凝析水、完井液和压井液等对英买7-19凝析气藏储层的伤害。通过不同流体对岩心气相渗透率的伤害实验表明,反凝析伤害主要发生于反凝析初期（占70%）,而且渗透率愈低,其对储层气相有效渗透率伤害愈大,对应凝析油临界流动饱和度愈高;含水饱和度增加,地层水和凝析水对气相渗透率的伤害越大,渗透率愈低,伤害愈严重,相同含水饱和度下,凝析水对储层气相渗透率的伤害总是大于地层水;凝析油与束缚水共存时,其对储层气相渗透率伤害大于单一油、水介质的伤害,应密切注意油水共存带来的影响;岩心渗透率愈低,油水共存作用对岩心气相渗透率伤害愈大;YM7 H4井完井液和无机盐压井液对储层渗透率伤害较大,应进一步改进完善。该结论对高效开发英买7-19凝析气藏具有指导作用。     

裂缝性油藏水驱过程中基质的动用程度及基质贡献率

裂缝性（双重介质）油藏渗流过程复杂、注水开发过程中含水上升快、开发难度大,针对注水能否有效采出基质中原油问题,研究基质动用机理、程度及规律。采用ECLIPSE油藏数模模拟软件,分析裂缝系统和基质系统的采出程度、基质产油量在总产油量中的比例,分析窜流系数、基质渗透率、裂缝渗透率、注水速度等因素对水驱基质贡献率的影响。研究表明:裂缝越发育,基质渗透率越高,基岩的渗吸排油作用越明显,越有利于提高水驱油效果;注水速度越低,越能发挥基质的渗吸排油作用,水驱效果越好。该研究获得了基质贡献率和动用程度的数值范围及变化规律,建议对裂缝性油藏采取低速注水开发策略     

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裂缝性凝析气藏油气渗流机理与常规凝析气藏不同，在循环注气开发过程中将表现出不同的开采特征，因而如何准确地描述裂缝性凝析气藏循环注气过程中 “裂缝—岩块”质量交换机理和岩块中的驱替效率，对于高效开发裂缝性凝析气藏具有一定的指导意义。文章利用多相多组分渗流理论，首次建立了考虑裂缝油气毛管力影响的裂缝性凝析气藏循环注气数学模型，利用该模型研究了裂缝性凝析气藏循环注气特征。结果表明，在利用气体驱替凝析油的过程中，毛管力表现出阻力作用；裂缝性凝析气藏循环注气开发时，凝析油采收率随注采比增加呈现先增后降的变化趋势，这与常规凝析气藏循环注气开发凝析油采收率变化趋势相异；采用较低的注采比更有利于提高裂缝性凝析气藏开发效果。