低渗凝析气井反凝析、反渗吸伤害及解除方法

凝析气藏衰竭开采过程中，受相态变化影响，在近井带地层将形成反凝析液堆栈和井筒积液。井筒积液在井筒回压、岩石润湿性及微孔隙毛管压力作用下将产生反渗吸水锁效应，造成地层渗流通道的堵塞，从而引起气井产能下降，特别是对低渗凝析气井影响更大。在分析了反凝析、反渗吸地层伤害机理和国内外现有降低和解除反凝析、反渗吸堵塞技术方法的基础上，针对低渗凝析气藏，建议采用一种有效的解除凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸堵塞．提高气井产能的技术方法：即在注气吞吐之前注入一个甲醇(乙醇、表面活性剂)溶液前置段塞来有效地解除反凝析特别是反渗吸水锁效应所产生的地层伤害和堵塞。     

单井注干气吞吐技术在柯克亚凝析气田的应用

应用数值模拟技术,研究地层中反凝析液饱和度的变化规律和注干气吞吐技术的开发效果.研究表明,反凝析液主要聚集在井筒附近地层中,饱和度最高可达17%;通过注干气吞吐技术,可以把井筒附近地层中的反凝析液部分"反蒸发"或挤往远处地层,改善近井地带地层渗流能力而增产.柯克亚凝析气田已经作了8井次的注干气吞吐试验,其中7井次见到明显效果.矿场试验结果表明,应用注干气吞吐技术可有效解决近井地带的反凝析污染、提高或恢复单井产能.对改善凝析气藏的开发效果具有重要意义.     

凝析气井反凝析污染对产能影响研究

凝析气藏是一种特殊气藏类型.在衰竭式开发过程中,不可避免发生反凝析现象,增加地层中液相的饱和度,降低气井产能.在白庙凝析气田代表井白52井单井模拟近井地带反凝析饱和度分布基础上,结合试井解释结果和拟稳态气井产能方程,提出定量评价近井地带反凝析污染对气井产能影响的方法,对分析凝析气井产能变化规律、制定相应的开发技术对策和排液工艺提供依据.     

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。     

考虑毛管数效应修正凝析气井产能的新方法

凝析气藏开采过程中,当井底流压低于露点压力时,近井处形成反凝析油带,凝析气井产能迅速下降。近井区较高的凝析油饱和度,导致气体呈高速非达西渗流状态,并表现出明显的毛管数效应;因而凝析气井产能测试时,常出现二项式斜率为负的异常现象,采用常规方法无法准确评价气井的产能。针对此现象,通过近似假设毛管数效应,将其产生的压降视为产量平方项,推导考虑毛管数效应的的二项式产能方程,建立凝析气井新的产能方程,提出考虑毛管数效应的产能修正方法。     

丰深1凝析气藏相态特征研究

丰深1凝析气藏是济阳拗陷古近系深层凝析气藏的首次发现。通过对地层流体组成分析、恒质膨胀和定容衰竭实验,及井下温度、压力连续测量,对丰深1凝析气藏相态特征进行了深入研究。结果表明,丰深1凝析气藏为高温、高压不饱和凝析气藏,无油环;地层流体中间烃、重烃含量高,凝析油含量为606异／m^3,属高含凝析油的凝析气;该凝析气藏地露压差6．70MPa,衰竭式开采地层压力下降快,6mm气嘴生产时,生产初期近井地层压力就降到露点压力以下,出现反凝析现象,反凝析损失严重,重质组分采收率低,油气两相流动造成渗流阻力增加,使单井产能下降。相态研究为丰深1含油气砂砾岩体储量评估和开发方案编制提供了依据,对济阳拗陷同类型油气藏勘探开发具有指导意义。     

低渗凝析气井有效生产时间确定方法

随着地层压力下降,凝析气藏反凝析油会在井底周围聚集并对地层渗透率造成污染与伤害,严重时会影响凝析气井正常生产.基于凝析油气体系在恒温条件下的反凝析渗流理论,在研究了凝析油饱和度分布特征及油气多相渗流特征分析方法、综合分析了凝析气井各种约束条件的基础上,研究了考虑凝析油污染条件下凝析气井生产动态理论与方法,提出了一种预测凝析气井有效生产时间的新方法.实例计算表明,该方法预测的凝析气井有效生产时间与凝析气井实际有效生产时间基本一致,该方法具有一定的可靠性和实用性.     

用状态方程模拟注气对凝析气藏采收率的影响

提高凝析油采收率和整体开发效益是凝析气藏开发的目标，注气是防止凝析出从面提高凝析油采收率的较好方法。以一个真实的凝析气藏为例，使用自行开发的PVTCOG软件和PR状态方程研究和对比了凝析气藏定容衰竭不同阶段，注干气、氮气及二氧化碳对露点的影响、对注气时机、对凝析油储量和凝析油采收率的影响。研究表明不同注入气影响露点的趋势不同，随注入气增加凝析油储量下降，但凝析油采收率上升，注入时机不一定是在于高于露点压力时最好。     

裂缝性凝析气藏循环注气开采效果分析

对于裂缝性凝析气藏来说，由于压力下降至露点时析出凝析油，相态发生变化，加之驱动力、毛管压力、重力综合作用易发生渗吸、扩散现象，使得其渗流特征十分复杂，循环注气保压开采也会发生反常现象。通过裂缝性凝析气藏实例分析，研究了回注比、注气时机和注气年限对裂缝性凝析气藏循环注气开采效果的影响；并分析了注气阶段存在反常现象的原因。结果表明：在注气阶段，回注比越大，注气越早，注气年限越长，凝析油采出程度越低；但当注气结束一段时间后，呈现随回注比增加凝析油采出程度变大的趋势，相当长一段时间后回注比越大，注气越早，注气年限越长，疑析油采收率越高，明显优于衰竭式开发效果。     

凝析气藏注气过程中露点压力变化特征研究

在凝析气藏循环注气和注气吞吐解除近井带反凝析堵塞的注气过程中,凝析气流体的露点压力变化较大,而在目前的凝析气藏开发过程中,对凝析气露点压力变化考虑较少.作者利用Nemeth.L.K和Kennedy.H.T.的露点压力计算经验公式,研究了向凝析气中注入N2、甲烷、CO2和丙烷等介质的过程中露点压力变化规律,并分析了衰竭式开发和注气过程中凝析气井近井带露点压力变化特征.结果表明,注甲烷使露点压力有较小幅度的减小;注入CO2和丙烷均可使凝析气露点压力有较大幅度降低;而注入N2将使露点压力升高.在凝析气藏衰竭式开发过程中,当近井带压力下降至露点压力以下时,距井筒越近,凝析气中重质组分含量越低,露点压力也越低.在注气吞吐的焖井阶段,反蒸发作用会引起凝析气中重质组分增加,露点压力将升高.     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采.而采用CO2吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法.为此,针对复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO2-油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理,再通过CO2吞吐长岩心驱替实验确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性.然后建立了针对实际小断块单元油藏单井CO2吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析不同注气时机CO2吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律.从而得出适合于小断块单元油藏CO2单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法.     

提高凝析气藏采收率和气井产量新思路

目前我国多数凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,多用衰竭方式开发,有的已处于开发中、后期,提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题.着重介绍了三种提高单井产量和四种注气开发提高凝析气藏凝析油采收率的工艺技术.探讨了凝析气藏开发中、后期多种开发方式,针对性地提出了开发凝析气藏的三点意见.望能加强该类气藏开发中、后期的研究工作.     

凝析气藏水驱机理研究

目前全世界凝析气田开发主要采用衰竭和注气两种开发方式.由于诸多条件的制约注气,应用受到限制;衰竭式开采凝析油采收率低,对于凝析油含量高的气藏开采效果不好.凝析气藏注水开发是一新的开发方式,国内对此方面研究较少,值得探索.以大港板桥废弃凝析气藏室内岩芯注水驱替实验为基础,对水驱的可行性及其机理进行了探讨.实验表明:凝析油和天然气的采收率最高可分别增加3.39%、10.11%;较高速度下注水效果好于在低速下水驱效果;存在一最佳注水量值;在废弃压力条件下注水效果优于复压后注水效果.     

凝析气藏试井分析方法及研究进展

凝析气藏试井分析方法的研究经历了油水两相阶段、油气两相阶段和多区多相阶段三个阶段.凝析气藏分析方法主要有产能试井方法、不稳定试井方法.凝析气藏渗流机理研究及试井理论发展缓慢,凝析气渗流过程复杂,试井理论一直隅于解析解法.不同因素的耦合影响给试井解释带来难度,油气分布状态难以准确测定.     

封闭油藏注气增能降粘提高采收率研究

封闭油藏主要靠油藏自身的弹性能开采,能量衰竭很快。向地层注入CO2或烟道气,可以增加封闭油藏的压力,补充地层弹性能。利用高温高压PVT设备,把注入烟道气或者CO2和稠油充分混合,测得1MPa到7MPa条件下的烟道气或者CO2稠油的粘度和体积系数。并用岩心实验模拟注入烟道气或者CO2的稠油压力衰竭开采过程。实验表明,CO2和烟道气在原油中有很好的降粘能力,40℃、7MPa条件下分别饱和CO2和烟道气,饱和CO2原油的粘度降低幅度超过95%,体积膨胀15%;饱和烟道气的原油粘度降低38.1%,体积膨胀4.9%。压力衰竭实验表明,注入段塞的大小0.4PV为宜;三轮次注气增能降粘CO2能采出57.84%的原油;烟道气能采出43.99%原油;水驱后注气增能分别能提高采收率17.31%、13.29%。