基于流动物质平衡理论的凝析气藏动态储量计算方法

凝析气藏衰竭过程会发生显著凝析现象,现有物质平衡方法计算凝析气藏动态储量时,压降曲线不呈现线性关系导致动态储量评价存在困难,因此,研究复杂多相流气藏物质平衡储量计算方法具有重要意义。依据凝析气藏渗流力学理论,引入油气两相拟压力参数,建立了基于流动物质平衡理论的凝析气藏动态储量计算新方法,多相流动物质平衡法中规整化产率与规整化累计产量呈现明显的线性关系。分析结果认为,当生产未达到拟稳态时,计算得到的动态储量结果会存在偏差。研究凝析气藏在不同流动阶段饱和度变化规律的差异,形成了油气两相拟压力参数的计算方法,修正的生产指示曲线能够提高凝析气藏动态储量计算的准确性。方法应用于某凝析气藏现场实例,与常规方法和Blasingame图版拟合方法的对比计算结果认为新方法计算得到动态储量结果更为准确。结果表明新计算方法提高了凝析气藏动态储量评估的准确性,有助于指导现场及时调整开发方案。

陆相湖盆水下喷发火山岩储层特征及发育模式——以松辽盆地长岭断陷查干花次凹为例

在松辽盆地长岭断陷陆相湖盆水下喷发的火石岭组火山碎屑岩中发现了工业油气,有广阔的勘探前景。研究针对火石岭组水下喷发火山碎屑岩储层的储集空间特征、物性特征及孔隙结构差异开展,分析不同类型储层物性差异原因及其形成和演化过程。主要有以下4个方面:①凝灰岩中火山玻璃含量较高,储集空间以脱玻化孔和溶蚀孔为主,并且粒度越粗物性越好,孔隙规模、孔径大小、孔隙丰度等方面逐渐变大;沉凝灰岩黏土矿物含量高,以黏土矿物晶间孔为主,物性差;凝灰质砂岩中长石、岩屑和浊沸石等易溶组分含量高,以溶蚀孔为主。②研究区火山碎屑岩储层原生孔隙不发育,储层较为致密,平均孔隙度为2.43%,渗透率平均值为0.076×10^(-3)μm^(2),粗粒凝灰岩孔隙度最高,其次是凝灰质砂岩和细粒凝灰岩,沉凝灰岩物性最差。③脱玻化作用是凝灰岩储层中高孔隙度和超低渗透率的重要原因,中成岩阶段的2次油气充注导致岩石发生有机酸溶蚀,此外,裂缝可以为有机酸和深部热液提供运移通道,导致后期溶蚀,并连接各种分散的溶蚀孔隙,提高储集空间的有效性。④近源相带气携水下火山碎屑流亚相粗粒凝灰岩储层是油气勘探的有利目标。

克拉美丽火山岩凝析气藏产水规律及产水模式

克拉美丽火山岩凝析气藏资源丰富,但由于储层岩相多变,裂缝发育,边底水活跃,导致气井在开发过程中产水普遍。准确识别气井水侵规律、产水特征及产水模式,对于气藏新区开发及老区调整具有重要的参考价值。通过对克拉美丽典型气藏地质及开发资料进行综合分析,结果表明,常规的适用于裂缝型产水气藏水侵识别方法存在一定局限性,结合数值模拟技术更有利于认清产水规律;气藏水侵及产水特征曲线显示主要产水来源为边底水,严重影响气井产能;数值模拟研究结果将气井产水模式分为5类,通过统计分析将研究区典型气藏98口气井实际产水曲线定性划分为5类,得到模拟曲线与实际生产曲线分类结果基本吻合。基于数值模拟的产水模式划分结果可靠程度高,该研究结果为火山岩凝析气藏气井的部署开发与实时调控提供借鉴。

深层凝析气藏渗流规律及产能优化

深层凝析气田在世界气田开发中占有非常重要的地位,但随着生产过程中压力的不断下降,在压力到达露点压力时,会发生反凝析现象,导致气井产能下降。为了深入研究深层凝析气藏渗流规律,为后期产能优化提供参考,基于凝析油气体系在恒温条件下的反凝析渗流理论,建立了考虑凝析油污染条件下凝析气井动态优化的配产理论与方法,实现了气井合理配产由传统的静态计算转变为动态优化,并采用数值模拟方法对FS1井的合理产能进行分析。结果表明:随着压力的不断降低,凝析气藏产生凝析油的油藏范围进一步扩大,储层内渗流区会出现Ⅲ区—Ⅱ区—Ⅰ区的过渡区,将凝析气藏流体渗流划分为3个区域进行规律分析;产能优化后地层压力33.20 MPa条件下的合理生产制度为固定压力25.00 MPa生产,合理生产压差为8.20 MPa;在地层压力26.26 MPa条件下的合理生产制度为固定压力20.00 MPa生产,合理生产压差为6.26 MPa;在地层压力20.52 MPa条件下的合理生产制度为固定压力15.00 MPa生产,合理生产压差为5.52 MPa。7 a可提高储层凝析气采收率15.24百分点,提高凝析油采收率4.35百分点。研究成果可为优化深层凝析气藏气井工作制度提供参考。

页岩凝析气受限空间相态及开发特征研究

涪页10井的钻探获取了东岳庙段典型陆相页岩相关特征参数,其页岩储层介孔和大孔发育,非均质性较强,主要孔隙分布在10nm左右。纳米孔中受限流体的临界参数偏移使得受限空间下凝析气的流体性质与常规室内实验测试结果存在差异。为更合理地开采页岩凝析气,结合室内相态实验、受限流体临界参数偏移计算和数值模拟,开展页岩凝析气相态特征分析和开采特征研究,明确凝析气的相态变化规律和开采特征。考虑临界参数偏移的凝析气相态特征计算表明:随着孔隙半径减小,体系组分的临界温度、临界压力降低,相图向左下收缩,露点压力降低,气相黏度降低,偏差因子增加,反凝析液饱和度逐渐降低。通过机理模型分析了临界参数偏移对衰竭开采效果的影响,结果表明:随着孔隙半径减小,天然气采收率基本不变,凝析油采收率逐渐增加,孔隙半径减小至10nm,凝析油采收率增加9.93%。研究结果对页岩凝析气藏开发具有指导意义。

BZ19-6低渗透储层反凝析污染及解除方法实验研究

BZ19-6凝析气田储量大、地露压差小、储层高温高压且低孔低渗,生产作业过程中极易产生反凝析污染。评价反凝析污染程度,采用合适的污染解除措施,对改善BZ19-6凝析气田反凝析污染具有重要意义。利用复配凝析气开展长岩心衰竭实验,模拟反凝析油污染,测试不同衰竭压力点对应的气相渗透率并评价反凝析污染程度;同时开展了注活性剂(TC281)、注甲醇、注甲醇+活性剂3组解除反凝析污染实验,及注甲醇+活性剂1组解除反凝析+水锁综合液相污染实验。实验结果表明:注活性剂(TC281)、注甲醇、注甲醇+活性剂3种方案对解除反凝析污染均有一定效果,注甲醇+活性剂1组解除反凝析污染效果最好,渗透率恢复率达84%;注甲醇解除反凝析污染渗透率恢复率为81%;注活性剂1组解除反凝析渗透率恢复率为54%;注甲醇+活性剂1组解除反凝析+水锁综合液相污染,渗透率恢复率达到80%。实验为BZ19-6凝析气田解除反凝析污染提供了方案指导。

耦合大功率微波加热的煤炭地下气化CRIP工艺研究

煤炭地下气化注入点可控后退(Controlled Retraction Injection Point,CRIP)工艺能够实现中深层煤炭资源的清洁高效原位开采,将我国富裕的煤炭资源转化为战略或缺的燃气资源。为取代CRIP工艺中氧气和点火液的注入、提高煤层气化反应活性,基于煤炭地下气化生产工艺和微波加热技术特点,创新提出了耦合大功率微波加热的煤炭地下气化CRIP工艺设计,将气化剂和微波发生器产生的微波经由连续油管注入到地下煤层并在目标气化区释放。通过理论分析和实验研究,从微波的产生、传输、释放、与煤层作用、以及产业发展模式等方面分析了该工艺设计在工程实践中面临的难题和解决方案。研究结果表明,耦合大功率微波加热的煤炭地下气化CRIP工艺在技术上是可行的;在煤炭地下气化过程中加热煤层所需的热量较大,大功率磁控管可以满足工业生产规模需求;微波能够通过双层连续油管镀铜的内管外壁和外管内壁间的环形空间远距离传输到地下煤层;微波频率越高,微波功率衰减越快,2450 MHz和915 MHz频率微波在双层连续油管中传输500 m时,其功率分别衰减至15.6%和32.1%,中深层煤炭地下气化应选用较低频率来远距离、低损耗输送微波;在双层连续油管前端的外管壁面上按一定规则割开缝隙,形成微波释能器,将微波从管线中泄漏出来辐射煤层;原煤在干燥、热解和燃烧阶段都能够较好地吸收微波能而被加热,在有氧条件下煤样温度升高到587℃时焦炭被点燃,最高温度可达1080℃;风光电−储能−煤炭地下微波气化融合产业模式能够充分利用绿色能源,实现中深层煤炭清洁高效原位开采。研究能够为微波辅助煤炭地下气化提供理论基础和技术支持。

气井积液临界气速预测新方法

气井产生积液后,气体流速不足以将液体完全提升到地面,可能导致气井停产。准确预测气井临界气速可以提醒操作人员及时采取措施以预防积液发生。基于环状流最小气液界面剪切应力准则,结合管壁均匀液膜速度流场解析解,建立了临界气速预测新模型。该模型通过联立环状流的液相流量与气相动量方程得到气液界面剪切应力表达式,令其导数为零求解临界气速,简化了积液模型的求解流程。新模型考虑了井斜角、管径、压力和气芯中液滴夹带等因素对积液临界气速的影响。收集国内外不同文献中的室内实验数据以及现场生产数据,评估新模型和其他具有代表性的积液模型预测临界气速的精度,表明新模型要优于其他积液模型。对于管径为1 in、2 in、3 in、4 in、6 in垂直和倾斜管道实验室积液实验,新模型预测平均相对误差为1%;对于管径为2.441 in~4.28 in的直井和管径为1.75 in~6.18 in、井斜角为13°~64°的斜井,新模型预测的临界气速较生产数据平均相对误差不超过23%。

煤层气井管壁粘附煤粉影响因素实验

为了解决煤层气井煤粉在炮眼、筛管、管壁、泵筒和泵阀的粘附造成的炮眼、筛管堵塞,固定阀漏失等问题。在静粘结附着理论的基础上,建立了变流道动粘附煤粉启动模型,分析了煤层气井管壁煤粉动粘附机理,通过理论建模与室内实验相结合的方法,综合考虑了井液温度、煤粉质量浓度、煤粉颗粒粒径、井液流速等对煤粉管壁动粘附规律的影响,基于控制变量法,进行了煤粉管壁动粘附各因素影响实验,得出管壁煤粉动粘附在不同井液温度、井液流速、煤粉质量浓度和煤粉粒径条件下的特性曲线,给出不同条件下管壁煤粉动粘附规律。结果表明:煤粉粘附速率随着煤粉粒径、煤粉浓度、井液温度的增加而增加,随着井液流速的增加而减少。可见管壁煤粉动粘附特性规律为煤层气井管壁煤粉冲洗工艺设计提供理论依据,对保障煤层气井连续稳定生产具有重要意义。

气顶油藏动态诊断新方法研究与应用

气顶油藏在开发过程中存在原油、溶解气、气顶气、凝析油、地层水等多相流体。准确计算地层压力及各相采出程度是该类型油气藏动态诊断及剩余油气挖潜的关键。目前已有的地层压力计算方法难以有效考虑水侵等多种复杂驱动能量,导致各相采出劈分不确定性较大,增加了调整挖潜风险。通过水侵量拟合及牛顿迭代求解法,建立了1套以水侵特征分析及平均地层压力求解为基础的气顶油藏动态诊断新方法。该方法在M油田Y3气顶油藏应用结果表明,Y3气顶油藏产出油中原油占比为89.7%,凝析油占比仅为10.3%,产出气中气顶气占比为97.9%,溶解气占比仅为2.1%,气顶气与凝析油采出程度分别高达46.6%和31.2%,原油及溶解气采出程度仅为12.1%和1.7%,该结果与生产测试结果一致。

耐油泡排剂Facam的制备和性能研究

为提高凝析气井的泡沫排液效果,研制阴离子、阳离子与两性表面活性剂三元复配耐油泡排剂(Facam),采用泡沫仪、界面张力仪、黏度仪等测试其泡沫性能、耐油性能和泡沫乳液黏度,并应用于凝析气井排液采气作业。结果显示,与两性表面活性剂(LB1)相比,油滴在Facam液膜上的铺展系数小于0,表明在高含凝析油条件下Facam的泡沫稳定性得到提高,同时,Facam产生的乳液黏度较低,可降低由摩擦阻力损失引起的油管压降。现场气井注入Facam后,油套压差(ΔP_(c-t))从1.00 MPa降低到0.28 MPa,产气月度递减率降低到2.86%,排液采气效果优于LB_(1),有效保证气井稳产。

Experimental Investigation on Condensate Revaporization During Gas Injection Development in Fractured Gas Condensate Reservoirs

The gas field in the Bohai Bay Basin is a fractured metamorphic buried-hill reservoir with dual-media characteristics. The retrograde vaporization mechanism observed in this type of gas condensate reservoir differs significantly from that observed in sand gas condensate reservoirs. However, studies on improving the recovery of fractured gas condensate reservoirs are limited;thus, the impact of retrograde vaporization on condensate within fractured metamorphic buried-hill reservoirs remains unclear. To address this gap, a series of gas injection experiments are conducted in pressure-volume-temperature(PVT) cells and long-cores to investigate the retrograde vaporization effect of condensate using different gas injection media in fractured gas condensate reservoirs. We analyze the variation in condensate volume, gas-to-oil ratio, and condensate recovery during gas injection and examine the influence of various gas injection media(CO_(2), N_(2), and dry gas) under different reservoir properties and varying gas injection times. The results demonstrate that the exchange of components between injected gas and condensate significantly influences condensate retrograde vaporization in the formation. Compared with dry gas injection and N_(2) injection,CO_(2) injection exhibits a superior retrograde vaporization effect. At a CO_(2) injection volume of 1 PV, the percentage shrinkage volume of condensate is 13.82%. Additionally, at the maximum retrograde condensation pressure, CO_(2) injection can increase the recovery of condensate by 22.4%. However, the condensate recovery is notably lower in fractured gas condensate reservoirs than in homogeneous reservoirs, owing to the creation of dominant gas channeling by fractures, which leads to decreased condensate recovery. Regarding gas injection timing, the effect of gas injection at reservoir pressure on improving condensate recovery is superior to that of gas injection at the maximum retrograde condensation pressure. This research provides valuable guidance for designing gas injection development plans and dynamic tracking adjustments for fractured gas condensate reservoirs.

CO_(2)相态变化致裂对煤层吸附性影响机理研究

液态CO_(2)相变致裂技术(LCPTF)是一种能够提高煤层气采收率的新型无水压裂技术。为了研究CO_(2)相变致裂前后的煤体吸附性变化特征,选取余吾煤矿3号煤层为实验对象,开展高压压汞、低温液氮吸附实验和CH4等温吸附实验,分析液态CO_(2)相变致裂技术对煤体吸附性的影响。研究结果表明:液态CO_(2)相变致裂后,煤体吸附孔孔容和吸附孔孔比表面积减小;煤体渗流孔孔比表面积减小,渗流孔孔容增大。液态CO_(2)相变致裂技术能够通过改变煤体的孔隙结构进而影响煤体Langmuir(朗缪尔)吸附常数的变化。液态CO_(2)相变致裂后,Langmuir吸附常数a值降低、吸附常数b值增加,表明液态CO_(2)相变致裂作用对煤体具有吸附能力降低、解吸速率增强作用。研究为液态CO_(2)相变致裂技术的改进和现场应用优化提供了理论指导。

岩石组分和裂缝对致密砂岩应力敏感性影响

岩石组分和裂缝是影响致密砂岩气藏损害程度的重要因素 ,研究岩石组分和裂缝对致密砂岩气藏应力敏感性影响能够为钻井、完井作业及开发致密砂岩气藏中的储层保护提供基础参数。文章以鄂尔多斯盆地北部上古生界致密砂岩气藏盒 1段、山 1段及太原组三个层位为研究对象 ,选取基块及裂缝岩样进行应力敏感性实验 ,采用应力敏感性系数Ss 对实验结果进行评价。不同层位基块岩样对比显示岩屑含量越高其应力敏感性越强 ,同一层位基块岩样与裂缝岩样的应力敏感性系数对比表明裂缝的存在大大增加了致密砂岩储层应力敏感性。

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间，长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益，近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验，取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破，增产效果显著，以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越；水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录，自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验，试气产量为邻近直井平均产量的3～5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主，开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破，其中气井分压分试工艺实现了2层快速试气快速评价，连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破，套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。

BK气藏反凝析污染评价及解除方法实验

凝析气藏反凝析污染严重影响气井产能,正确评价反凝析污染程度,寻找合适的解除反凝析污染方法,对提高凝析气藏采收率具有重要意义。根据石油天然气行业标准SY/T 5542—2009油气藏流体物性分析方法,以及BK气藏现场PVT资料,采用地面分离器气和分离器油配制了两种不同凝析油含量的凝析气样品,并在PVT仪中进行高压物性分析实验。分别将配置的两种不同凝析油含量的凝析气样进行气源与岩心联合衰竭模拟近井区凝析油污染,岩心单独衰竭模拟远井区凝析油污染,共进行了4组长岩心实验,通过测定气测渗透率定量比较了两种不同凝析气的反凝析污染程度,同时还开展了5组解除反凝析污染实验:注入0.1烃类孔隙体积(HCPV)干气、注0.05 HCPV甲醇+0.05 HCPV干气、注0.1HCPV氮气、提高温度15℃、提高温度30℃。实验结果显示:上述5种方案均在一定程度上缓解了反凝析污染,而对于BK凝析气藏而言,则推荐采用注干气和甲醇+注干气这两种方案来解除反凝析污染。

水平井水平段压力分布研究

对油藏中一个水平井井筒内单相及两相流动特性进行了数值计算研究。由于所用油藏模型压力分布比较复杂 ,使得水平井的流动计算变得相当复杂 ,应用表征流动特性的非线性方程对空间进行迭代计算 ,再向时间推进。计算结果表明 ,水平井渗流量表现为两端高、中间低的特征 ,水平井内压力分布趋于下降的特征。所开发的计算程序具有实用性 ,可为水平井的设计开采提供一定的参考。

水驱凝析气藏地层压力计算方法

凝析气藏地层压力是计算气藏储量、评价气井产能、进行动态分析及反凝析评价等必不可少的重要参数。水驱凝析气藏的开发是气藏开发中最复杂的类型之一,在开发过程中,地层压力不断下降,凝析油析出,凝析气中水蒸汽含量增多,边、底水不断侵入,准确计算及预测地层压力就显得尤为困难及重要。通过计算考虑多孔介质吸附及毛管力影响的反凝析油,实验测试不同压力下凝析气中水蒸汽含量,根据物质平衡原理,建立了考虑多孔介质吸附、毛管力及水蒸汽影响的水驱凝析气藏物质平衡新方程,并迭代求解得到任意生产时刻地层压力。应用结果表明,考虑多孔介质吸附、毛管力及水蒸汽影响计算的地层压力,更接近实测地层压力,从而减轻了现场测试工作量。

反凝析作用对苏里格气田上古生界气藏开发的影响

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏在开发中产生一定量的凝析油,含量约为10g/m^3,属于微含凝析油气藏,如果生产初期配产过大,那压力下降就会过快。在反凝析作用下,凝析油在近井地带析出形成多相流,堵塞微孔隙和吼道,导致气相渗透率降低,使得气井产量大幅下降,部分被封闭的天然气无法采出,层内凝析对储层的伤害有可能是永久性的。为此,通过对该气藏层内反凝析机理、层内凝析影响因素的分析及室内试验.再使用新建立的三维数学模型对单井进行预测,结果表明该气藏"三低"(低孔、低渗、低产)特征加剧了凝析液对储层的伤害。同时还分析了气井产能降低的根本原因.并对气井生产管理提出了建议:①在保护开采阶段,投产初期应合理配产,以低于无阻流量的1/5~1/8配产,尽可能延长露点线以上开采时间,使凝析油尽可能不在地层中析出;②在反凝析阶段,要在系统研究的基础上得出准确的相态图,要快速通过该阶段尽早进入蒸发阶段,使已经凝析出来的凝析油再次蒸发汽化,从而降低储层污染。该研究成果对苏里格气田上古生界气藏的科学开发以及进一步提高采收率具有重要意义。

低渗致密气藏、凝析气藏开发难点与对策

我国低渗、致密气藏和凝析气藏的储量占相当大的比例,而其中相当部分处于低产状态,开发好这类气藏对石油工业持续稳定发展具有十分重要的意义。围绕深层低渗致密气藏、凝析气藏开发问题,首先分析了低渗致密气藏的地质特征和开发特征,提出了低渗致密气藏开发的十项配套工艺技术,最后重点建议了五项技术措施,即深度压裂改造技术,凝析气井井筒和近井地带积液的处理技术、开发后期低于最大凝析压力条件下的注气技术,低渗致密凝析气藏多孔介质油气体系相态分析技术和某些适合于低渗致密气藏和凝析气藏的气藏工程分析技术。