柯克亚凝析气藏注气前缘突破判断、调整及注气效果

柯克亚凝析气田西五一（3）凝析气藏循环注气先导试验区从1994年9月开始注气，至1999年8月结束，因所用注采井网多是利用现有老井组成，各单井注采井距、储层物性等方面都存在较大差异，各采气井气窜时间也不同。为提高循环注气的整体开发效果，如何判断注气前缘是否突破并对采气井进行调整显得尤为重要。在西五一（3）先导试验区注气实践中，通过对井口油压、气油比、井流物中C^＋₅的变化进行规律性总结，结合干气波及系数归纳出了4种方法，并对单井、井组气窜进行综合了判断。根据判断结果，进行注气量、采气量和井网调整，地层中的反凝析现象得到了明显改善，气油比上升减缓甚至下降。试验区注气期间累积采凝析油7.0183×10⁴t，凝析油采出程度达39.2%，比衰竭式开采的采收率21％提高了18.2个百分点，采收率得到了明显的提高。     

泡沫排水采气在潜山凝析气藏的应用浅析

大港千米桥潜山凝析气藏属于高饱和压力、中等凝析油含量、带油环的凝析气田。经过几年的开发，暴露出腐蚀、结垢、地层积液等问题，严重影响了气田的正常开发。WH—3(起泡剂) LYJ—1(消泡剂)泡沫排水采气体系克服了该气藏高温、高矿化度、含凝析油等问题，在bs7井中的应用取得了较好效果。     

大港油田深层凝析油气藏配套开采技术

深层凝析气藏的开发与一般油藏或纯气藏不同 ,如何配套开采技术来提高凝析油气藏油、气采收率是所有凝析油气藏的重点工作 ,通过对大张坨凝析气田、大港板桥凝析气田、千米桥潜山凝析气藏开发采用的开采工艺实例介绍 ,重点论述了大张坨凝析气田的循环注气工艺以及板桥凝析气田小泵深抽技术和千米桥潜山凝析气藏的酸压改造、防腐防垢技术及在高温深井排水采气工艺上的一些探索和试验 ,从而为国内深层凝析气藏的开发提供了有益的探索。     

板桥废弃凝析气藏注水提高采收率研究

除对极少数凝析气藏采用循环注气方式开采以外,我国对绝大多数凝析气藏均采用衰竭式开采。衰竭式开采采出程度低,大部分资源损失在地下;若不改变这种开采方式就无法再采出剩余的资源。从室内实验和现场试验两个方面进行了凝析气藏注水开采研究。室内实验表明,注水可以提高凝析油采收率3.39％,可提高天然气采收率10.11％。采用油田污水现场回注于废弃气藏证实:截止2003年4月,板桥凝析气藏在累计注水127.06×10~4m~3后新增采油量6 638t、采气量5020×10~4m~3。实践表明:油田污水回注于废弃气藏是老油田挖潜和提高经济效益的一条新途径,并在拓宽凝析气藏的开发方式和提高凝析气藏开发水平方面有理论意义、在增加凝析气藏的油气可采储量和寻求油气藏接替资源方面有现实意义。     

华北地区苏1潜山凝析气藏的开采方法探讨

本文以地层油气体系的相态特征为研究基础,确定苏1潜山是有高含量凝析油的凝析气藏;并且,针对苏1潜山的地质特征,研究了不同开采方式、不同注入方式、不同循环回注干气量的开发方案。经三维三相多组分数值模拟开发技术指标预测对比,认为循环回注70％干气的顶部注气开发方案最佳,既能达到长期供给一定天然气量需要,又能提高较多的凝析油采收率,与衰竭开发相比可增加20％以上的凝析油采收率、增加15％以上的丙丁烷及轻油采收率。     

珠江口盆地中-高含凝析油凝析气藏气井排液采气工艺优选与应用

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.     

天然气注储协同提高凝析气藏采收率关键技术

塔里木盆地牙哈深层碎屑岩凝析气田循环注气开发近20年，即将肩负着提高采收率与储气库调峰的双重重任，但该气藏凝析油含量(671 g/m³)高于大张坨、呼图壁等凝析气藏储气库，因此建库过程中必须考虑凝析油气的开发和天然气的注储协同运行，实现资源利用最大化。为此，系统梳理了牙哈凝析气藏建库注储协同所面临的难题，在继承气藏型储气库建库技术的同时，创新提出天然气注储协同技术并形成了提高凝析油采收率等关键核心技术。研究结果表明：(1)注储协同提高采收率技术是天然气重力驱提高采收率技术和气藏型储气库建库技术的耦合，分为“重力泄油协同扩容、高速交变建库达容”2个阶段；(2)发展了凝析气藏渗流多周期交变压力下储采理论方法，论述了凝析气藏注储协同建设地层封闭与库容能力评价技术、注储协同提高凝析油采收率技术；(3)按照“重力辅助、干化保压、兼顾富气”的开发原则，预计采用该项技术分两期运行30年，最终可形成库容量165.6×10⁸ m³、总工作气量50.4×10⁸ m³的储气库，同时较循环注气可再提高...     

宝浪油田低孔低渗高含油凝析气藏开采工艺优化配套与应用

宝浪油田凝析油气藏属于低孔、低渗致密型凝析气藏,凝析油含量高,地露压差小。采用衰竭式开采时,地层压力下降快,地层出现严重反凝析现象,造成大量凝析油产不出。针对该凝析油气藏的特点,开展了与之相配套的采气工艺研究,并设计配套了包括完井工艺、封堵工艺、生产管柱优化、排液采气工艺、水合物预防以及气层保护等六项技术,为开发此类特低孔、特低渗、高含凝析油凝析气藏提供了技术保障。     

东海平湖油气田中高渗凝析气藏开发效果分析

东海平湖油气田放鹤亭始新统平湖组气藏,属中高渗砂岩中低凝析油含量凝析气藏,1999年3月投入生产,采用衰竭式开采,至今已有8个年头,目前仍处于开发稳产阶段,日生产天然气量在140×104m3左右。通过对平湖油气田凝析气藏开发生产状况跟踪研究发现,其采气速度高、主力气藏气井无水采气期普遍较长、气油比随着压力下降而上升、凝析油含量随着压力下降而下降、天然气采收率将优于开发方案设计值,同时也发现,防止气井出水、出砂是中高渗凝析气藏开发中应予以高度重视的问题。平湖油气田凝析气藏开发,在技术上和经济上都取得了较好的效果,可以借鉴于类似凝析气田的开发实践中。     

凝析油可采储量计算经验公式

在凝析气藏的降压开采过程中，当地层压力低于露点压力后，地层中将出现气、液两相。对于中高凝析油含量的中高渗砂岩凝析气藏，在消耗式开发方式下，凝析油采收率分别与原始凝析油含量、原始气油比、天然气采收率以及初期凝析气井米采气指数(反映储集层物性)之间的相关性良好。根据对大港油田凝析气藏矿场资料的研究，得出4种计算凝析油采收率的经验公式，为计算凝析气藏的凝析油可采储量提供了便捷有效的方法。图4表1参10     

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千米桥潜山构造位于黄骅坳陷板桥构造带,位于该构造的板深7井在奥陶系试油,日产凝析油143．36t,日产天然气275309m^3。这一重大发现标志着大港油田古潜山的油气勘探获得了重大突破。研究结果表明：千米桥潜山具多期成藏的特点;板深4井油气藏受到扩散作用的影响;气侵是形成千米桥潜山凝析油气藏的根本条件,千米桥潜山属于气侵型凝析气藏;气侵还是造成板深7、板深8、板深4井高含蜡的主要原因。     

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千米桥潜山位于北大港构造带东北倾没端大张坨断层上升盘 ,夹持于大张坨和港西断层之间 ,总构造面积约 10 0km2 。部署的 8口井中 ,板深 8、板深 7井试采 ,在奥陶系获得高产油气流。文中根据千米桥潜山凝析油气藏储集层特征和构造研究结果 ,进行板深 7、板深 8潜山凝析油气藏的产量预测。利用现金流量法预测千米桥板深 7、板深 8潜山凝析油气藏经济可采储量和经济采收率 ,当油价为 12 2 0元 /t,预测出凝析油和干气的经济可采储量分别为 114.0× 10 4 t和 71.4× 10 8m3 ;凝析油和干气的经济采收率分别为 2 1.90 %和 46 .73%。用概率分布方法进行风险性评价 ,评价出凝析油的三种经济可采储量即可能储量、概算储量、证实储量分别为 119.9× 10 4 t,115 .4× 10 4 t,10 8.1× 10 4 t;干气的三种经济可采储量分别为 75 .2× 10 8m3 ,71.9× 10 8m3 ,6 6 .6× 10 8m3 。并对经济可采储量进行了不确定性因素分析。     

千米桥潜山老井潜力分析

千米桥潜山凝析气藏是大港油田近年来发现的规模较大的中等含量的高饱和凝析气藏,含油气层为奥陶系峰峰组和上马家沟组,截止目前,对千米桥潜山凝析气藏进行了近10 a的勘探与开发,共完钻了13口井,每口井均见到了油气显示,但试油仅8口井获得工业油气流,占完钻井的61%,只有6口井投产,高效生产井仅3口,占完钻井的23%,反映出千米桥潜山地质因素极其复杂。依据各井的钻井、完井、测井、录井、试油、试采资料,结合井区的构造、储层等信息,分析了潜山单井已动用的老层段、未射开的层段和井区潜力大小,旨在为下步潜山开发评价和潜力挖掘提供了依据。     

华北古潜山油藏天然气驱机理及可行性研究

通过分析天然气对原油高压物性的影响，研究了古潜山油藏的注气机理。筛选合理的注入压力、注入速度等参数，为预测注气开发效果、提高碳酸盐岩古潜山油藏开发后期采收率提供了依据。研究表明，任丘古潜山油藏的储层特性和流体性质较适合注气开采，其研究成果对现场实施注天然气开采具有指导意义。     

基于裂缝特征参数的凝析气藏产能综合评价

裂缝是潜山凝析气藏重要的储集空间和主要渗流通道,影响潜山凝析气藏的成藏、富集及单井产能。B凝析气田是渤海海域深层太古界变质岩潜山的大型凝析气田,在研究其储层裂缝发育特征的基础上,分析并阐明了气井产能差异大的原因及裂缝对产能的影响。裂缝厚度、渗透率与产气量呈正相关,裂缝开度和密度影响最小,近东西向裂缝连通性最好,对天然气产能贡献最大。结合实际生产状况,利用数值模拟绘制适用于渤海B凝析气田的产能评价图版。     

渤海湾盆地黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏特征、主控因素与发育模式

近年来,黄骅坳陷乌马营潜山二叠系碎屑岩和歧北潜山奥陶系碳酸盐岩取得高产煤成凝析气流,证实古生界潜山具有良好的凝析油气勘探潜力。系统分析了黄骅坳陷古生界凝析气藏的地质特征、流体性质、成藏主控因素等,剖析了典型古生界凝析气藏储-盖组合、煤系烃源岩生烃期次、油气充注期次及凝析气藏成因,明确了古生界煤成凝析气藏的发育模式。研究认为黄骅坳陷古生界发育多套优质储-盖组合,为凝析气藏的形成提供了优越的储集与保存条件。石炭系—二叠系煤系烃源岩于早白垩世、晚新生代两期生烃,具有"早油晚气、晚期为主"的生烃特点,是形成凝析气藏的关键因素。油气两期充注成藏,早期以原油充注为主,晚期以天然气充注为主,以晚期充注为主,晚期天然气对早期古油藏进行气侵改造,形成凝析气藏。建立了"两期生烃、早油晚气、气侵成藏"的成藏演化模式,构造稳定期与生烃高峰期相匹配,利于凝析气藏的大规模保存。黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏的勘探发现与理论认识,对于渤海湾盆地石炭系—二叠系发育区开展凝析油气勘探具有重要指导与借鉴意义。     

塔河-轮南油区奥陶系潜山油气藏特征

塔河-轮南油区奥陶系为潜山型油气藏,潜山形成于古生代、定型于中生代,经过多期构造抬升、剥蚀作用,潜山构造作用、岩溶作用比较发育,由构造、岩溶作用形成的缝洞系统构成奥陶系储层。中部、西部以风化壳岩溶作用为主,东部以深部岩溶作用为主。区内奥陶系潜山整体含油,局部富集成藏,油气分布受储层发育的控制。由于奥陶系油气藏具有多期生油、多次运移、成藏、调整的特点,造成区内不同构造带油气藏特征不同。西部为重质油或稠油油藏,中部斜坡区西部为正常密度的原油油藏,桑塔木断垒、桑南斜坡、轮南断垒的东部为带油环的凝析气藏,东部为凝析气藏。在潜山顶部"天窗"作用下,形成油水界面倾斜的悬挂式油气藏。     

千米桥潜山凝析气藏数值模拟开采机理研究

1998年底大港油田发现了千米桥潜山凝析气藏。该气藏投产后,初期产量较高,但随着生产的继续进行,产量和压力不断下降,气油比和含水量上升很快:这些情况反映了千米桥潜山凝析气藏的复杂性。该项研究在流体相态评价的基础上,首先建立了单井模型。然后针对气藏开发过程中出现的问题,运用单井模型和油藏数值模拟技术对气藏产量的递减规律、气油比和水气比的变化规律、基质和裂缝间的渗流关系进行了分析。根据分析结果认为,裂缝系统在整个开发过程中起主要作用。建议对带有边底水的这类气藏的开采速度不宜过高,同时必须控制底水锥进的速度。     

文昌某区低渗凝析气田循环注气可行性研究

针对文昌某区低渗凝析气藏反凝析现象严重、边水水侵加剧、产量递减快等问题,系统地开展了循环注气提高凝析气藏采收率可行性研究,通过PVT、岩心驱替等实验手段,明确了注入不同CO₂含量干气的提高采收率机理,应用组分数值模拟方法,明晰了不同开发方式下的驱替特征,深度优化了注入方式、注气速度等关键注采参数。研究显示,目标区可通过循环注气大幅改善开发效果,注入富含CO₂的干气可以有效抑制反凝析及边水水侵,提高凝析油气采收率。预计循环注气10年,凝析气采出程度达57.65%,凝析油采出程度达36.88%,与衰竭开发相比分别提高14.63%和10.17%,有效延长气藏经济寿命期。该成果为区块的高效开发提供了技术支撑,对类似的凝析气藏开发也具有重要指导意义。     

任丘潜山油藏裂缝预测及剩余油分布研究

根据野外地质模拟调查和油藏动态、静态资料分析,建立了任丘中元古界潜山油藏构造模型。在此基础上,应用有限元法,对任丘潜山古构造应力场和现今构造应力场进行了数值模拟,对潜山裂缝分布作了定量预测,并通过大量的动态资料分析,证实了裂缝预测结果是较为可靠的。此外还预测了受裂缝控制的有利剩余油分布区,对进一步的油气开发提出了井位部署建议。