准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系火山岩凝析气藏的发现与勘探启示

准噶尔盆地石炭系火山岩油气藏是油气勘探的重点领域之一。根据录测井资料、地球化学分析数据及岩石薄片鉴定资料,结合地球物理方法,厘清了准噶尔盆地盆1井西凹陷石炭系火山岩油气成藏的主控因素,总结出深层火山岩气藏富集规律,明确了有利勘探方向。研究结果表明:(1)准噶尔盆地盆1井西凹陷风城组烃源岩厚度为100~300 m,面积约为5 400 km2,整体进入生凝析油—干气阶段,生气强度大于20×108m3/km2,为凹陷提供了丰富的天然气源。(2)研究区石炭系火山岩岩性复杂,爆发作用形成的安山质火山角砾岩受到风化淋滤作用,可形成物性较好的风化壳型储层。石炭系—二叠系大型不整合面和广泛发育的深大断裂是重要的输导体系,二叠系上乌尔禾组泥岩作为区域盖层,为凝析气成藏提供了保存条件,油藏主要分布在高部位,气藏分布于低部位。(3)通过“两宽一高”(宽方位、宽频带、高密度)技术,提高地震成像精度,联合时-频电磁技术(TFEM),实现了石炭系火山岩的精细刻画,为深层油气藏的勘探提供了有力支撑。石西16井的重大突破,证实了盆1井西凹陷石炭系火山岩具有巨大的勘探潜力。

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。

带油环凝析气藏衰竭式开发中——后期提高采收率

针对塔里木盆地Y5凝析气藏衰竭式开发过程中地层压力和气井产能快速降低、生产气油比逐渐下降、凝析油密度和黏度逐渐升高、开发效果迅速变差等问题,将生产动态特征与地层流体组分评价相结合,重新认识该气藏为带油环层状边水凝析气藏,并采用数值模拟方法确定其油环厚度。为改善开发效果,提高凝析油气采收率,系统开展带油环凝析气藏衰竭式开发中—后期提高采收率机理研究可知:完善井网、实施循环注气开发能大幅提高油气采收率,注入介质以二氧化碳最佳,气藏自产气次之;注气方式以重力辅助气驱模式最佳。基于气藏类型和提高采收率机理研究,编制了该气藏循环注气提高采收率方案,预测原油采收率较衰竭式开发提高29.96%。该气藏循环注气开发后累计注气0.19×10^(8) m^(3),地层压力恢复4.31 MPa,气井产能恢复到方案实施前的3.09倍,可为其他同类型气藏开发中—后期提高采收率提供借鉴。

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。

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏CO_(2)吞吐效果评价

长岭断陷龙凤山气田致密凝析气藏产量递减快,采出程度低,为了减弱近井地带反凝析污染现象和凝析油采出困难的开发难题,通过数值模拟方法和注CO_(2)吞吐实验,分析评价CO_(2)吞吐效果,探讨提高气井产量和气藏采收率的方法。结果表明:与注干气吞吐相比,致密凝析气藏注CO_(2)吞吐更能较为有效地解除反凝析污染;气井反凝析分为反凝析初期(对生产基本无影响)、反凝析加重(对油生产有影响)、反凝析严重(对油气生产影响大)、极端反凝析(几乎不出油)共4个阶段;不同反凝析特征阶段的气井CO_(2)吞吐机理和目的不同,CO_(2)吞吐参数应当相应优化。现场实施表明,注CO_(2)吞吐的5口井在吞吐前处于不同的反凝析阶段,吞吐后取得了快速增加地层能量、解堵近井地带反凝析污染、提高注入能力、增加凝析油和天然气产量等效果。研究成果可为CO_(2)吞吐技术在致密凝析气藏的规模应用提供了经验。

南海高温高压凝析气藏凝析水产出机理及产量预测方法

针对南海高温高压凝析气藏中凝析水产出量上升的问题,以东方气田为研究对象,采用地层水蒸发实验方法,分别在地层条件下的PVT筒和长岩心中进行水气比测试,并提出了高温高压凝析气藏凝析水产量计算方法,预测东方气田凝析水产出程度。研究表明:高温高压凝析气藏中的流体受多孔介质微小孔径以及临界性质偏移的影响,饱和蒸气压发生变化,导致凝析水产出大幅度增加。考虑水、气相间传质的数值模拟方法可以准确预测高温高压凝析气藏中凝析水产出变化。对东方气田的日产水进行模拟,设置井底流压限制为1.5 MPa,预测时间为5 a,历史产水量拟合精度大于90%,能够很好地模拟凝析水产出情况。研究成果对高温高压凝析气藏制订合理开发方案,改善油藏开发效果具有重要指导意义。

准噶尔盆地盆1井西凹陷侏罗系三工河组凝析气藏特征及成因机制

基于油气地球化学、试油结果与凝析气相态分析实验等资料,采用盆地模拟技术分析了准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨井区侏罗系三工河组凝析气藏特征,并对凝析气藏的成藏过程与成因机制进行了详细研究。研究结果表明:①盆1井西凹陷侏罗系三工河组凝析气藏为构造-岩性油气藏,优质储层岩性主要为灰色细—中粒长石岩屑砂岩,孔隙度为2.70%~16.10%,平均为12.10%,渗透率为0.016~109.000 mD,平均为14.170 mD,属于中孔、低渗储层,与下伏的二叠系风城组和下乌尔禾组2套烃源岩形成了良好的储-盖组合。②研究区凝析油表现为低密度、低黏度、低凝固点和低含蜡量等特征,正构烷烃以低—中碳数为主,为下乌尔禾组烃源岩成熟—高成熟阶段的产物。③研究区凝析气藏天然气组分以烃类气为主,甲烷与乙烷碳同位素值分布集中,分别为-37.40‰~-36.84‰与-27.55‰~-26.54‰,为腐殖型烃源岩裂解气,来源于下乌尔禾组烃源岩。④研究区下乌尔禾组烃源岩于古近纪早期生成的凝析油气经过不断调整最终于新近纪早期充注形成凝析气藏,从成藏至现今储层流体组分未发生改变,油气藏相态类型也未发生改变,为原生型凝析气藏。

顺北油田断控缝洞型凝析气藏衰竭式开采特征及保压开采对策

顺北油田断控缝洞型凝析气藏具有特殊的地质条件,开采难度大。基于顺北油田气藏实际参数,采用建模-数模一体化定量分析方法,对断控缝洞型凝析气藏的衰竭式开采特征进行了刻画,并制定了相应的保压开采对策。研究结果表明:(1)针对不同的介质相类型,采用地球物理属性雕刻的分级建模方法,得到融合的三维储集体模型;基于波阻抗、测井数据、试井解释数据,采用人机交互、逐级嵌套的构建方法得到三维孔渗模型;结合由流体高压物性实验拟合得到的流体模型,可得到代表地区特征的断控缝洞凝析气藏多组分数值模拟模型。(2)反凝析作用、应力敏感性是制约此类凝析气藏衰竭开发效果的两大因素:反凝析作用使油的稳产时间缩短、气油比变大、累产油减少;应力敏感性储层在一定应力作用下裂缝可能发生闭合,导致部分与裂缝连通的储量无法动用。(3)CH_(4)是保压开发的最优注入介质,以略高于露点压力进行保压补能,其增油效果最好;注采速度和注入时间均与增油量呈正相关关系,但换油率随注入量的增加而减小;对于井组单元采用先持续注采、后脉冲注持续采的方式,其防窜增油效果最好,对于孤立的井单元可采用单井吞吐注采方式提高凝析油采收率;注入井和采出井部署在同一洞内有利于对洞内储量的定向驱替,保证注采井间有足够距离,有利于预防气窜和增加波及范围。

复兴地区高含黏土页岩凝析气藏渗吸排驱及液体渗流特征研究

复兴地区凉高山组为高含黏土页岩凝析气藏,体积压裂改造后闷井和返排期间易出现反凝析和液锁现象,影响开采效果。为准确了解高含黏土页岩凝析气藏的渗吸排驱和液体渗流特征,优化闷井转排驱时机,选取储层岩心,开展了气水渗吸排驱试验和三相渗吸排驱试验,采用核磁共振、恒压驱替相结合的方式,量化了渗吸排驱过程中压裂液的水锁伤害特征及凝析油的可流动特征;建立了液锁伤害表征方法,并模拟了矿场尺度闷井过程中的水锁特征。研究结果表明:该页岩储层压裂渗吸阶段岩心的渗吸采收率在50.22%~57.14%;渗吸液矿化度越低,返排率越低,水锁伤害率越高;油锁伤害率低于水锁伤害率;存在束缚水时,凝析油的临界可流动饱和度约可降低20%;若以闷井后解除近裂缝水锁伤害为目标,闷井时间以20~30 d为宜。研究结果为复兴地区高含黏土页岩凝析气藏高效开发提供了理论依据。

深层低渗凝析气藏气驱适应性研究

针对深层低渗凝析气藏由衰竭开采转变为气驱开发过程中适应性不明确的问题,综合采用PVT(地层流体高压物性)分析仪、长岩心驱替物理模拟技术和数值模拟计算方法,开展了一系列评价研究。通过对比分析注CO_(2)、天然气(伴生气、CH_(4))、N_(2)对凝析气体系高压物性影响与提高凝析油采出程度情况,明确了深层低渗凝析气藏气驱的适应性。实验结果表明:CO_(2)在凝析油中的溶解度和溶解气油比最大,具有较强降低凝析气藏饱和压力和露点压力的特点,提高凝析油采出程度的效果最佳。同时,采用长岩心物理模拟技术针对CO_(2)驱进行了注入时机、注入方式、注气速度优化研究,明确了在露点压力以上脉冲式注气效果更好,为注气开发技术政策及现场方案的实施提供数据支撑。

渤中19-6凝析气藏注干气扩散规律实验研究

渤中19-6凝析气藏储层裂缝发育,凝析油含量高,注气可以提高采收率,但注入气与凝析油气之间存在扩散,或会影响注气提高采收率的效果。基于Fick定律,对渤中19-6凝析气藏不同类型岩石样品(0.41 mD基岩岩心和22 mD裂缝岩心),在地层温度172℃、最大反凝析压力24 MPa条件下,分别开展了干气-凝析气和干气-凝析油扩散实验测试,研究了不同储层介质干气与凝析油气传质扩散规律。研究表明:多孔介质中干气-凝析气扩散和干气-凝析油扩散系数均较小,干气-凝析气扩散系数在10^(-8)m^(2)/s数量级,而干气-凝析油扩散系数在10^(-11)~10^(-10)m^(2)/s数量级;对于不同储层类型,裂缝岩心中扩散系数均大于基岩中扩散系数;针对渤中19-6凝析气田区块,注入干气与凝析油气间主要在注气早期发生扩散抽提作用,且扩散能力均较小。

海上凝析气藏反凝析污染特征及开采策略研究

针对海上P气田因反凝析污染导致有效渗透率、无阻流量下降的问题,以气藏流体相态变化特征、单井生产动态数据、现场实际动态监测等资料为基础,通过Eclipse建立径向网格模型,分析不同开发阶段凝析油在地层中的分布规律,在不同凝析油含量、储层物性的条件下,研究反凝析现象对储层污染的影响。研究结果表明,对于凝析油含量较高的凝析气藏,开发后期有效渗透率伤害率可达42%,无阻流量下降率可达51%;凝析油含量越高,地层中凝析油饱和度越高、凝析油的污染范围就越大;储层渗透率越低,凝析油的相对渗透率越差,近井地带污染程度越严重。应用此结果制定的P气田3井次注气吞吐方案,可有效提高单井日产油近两倍。现场试验证实,注气吞吐可有效恢复地层压力,减缓凝析油污染,恢复气井产能,最终提高海上凝析气藏凝析油采收率。

多孔介质对富含CO_(2)凝析气藏相态特征的影响

针对富含CO_(2)近临界态近饱和凝析气在PVT实验过程中轻烃抽提分层问题,为了解储层多孔介质对相态特征的影响,采用真实储层长岩心,开展了此类特殊凝析气藏地层流体连续通过多孔介质后的相行为实验研究和利用刻蚀模型对地层流体在高温高压、非平衡态下在储层中反凝析过程观测。结果表明,流体通过储层多孔介质后,初始阶段露点压力较PVT实验测试的结果偏低,富集流体井流物中中间烃含量较原始井流物含量减少,但随着地层流体连续通过储层岩心富集井流物组成中的中间烃含量逐渐增加,直至恢复与原始井流物中含量相同,露点压力与PVT实验测试的结果接近。研究成果为富含CO_(2)凝析气藏在储层中的相态特征精细化评价及开发方案制定提供了依据。

凝析气藏注气提高采收率研究

此次提出了凝析气藏注气提高采收率的研究方案。方案设计原则包括先实施6口储气库井的先导试验,优先选择老井进行注采,最大程度提高凝析油采收率。考虑到底层反凝析污染和气田特点,方案确定了三个阶段的储气能力指标。通过气库指标设计,提出了总井数20口的方案,包括注采同井15口和单采气井5口。该方案实施后,预计将提高天然气采收率24.3%,凝析油采收率22.36%。研究结果对提高龙凤山北201井区凝析气藏采收率具有实际指导意义。

低渗致密凝析气藏液锁伤害解堵液体系优选及评价

致密凝析气藏勘探开发前景广阔,但受其储层条件影响,易受液锁伤害。针对低渗致密凝析气藏中严重影响气井生产效果的液锁伤害,根据目标储层及流体特征,确定了解堵液体系优选原则。利用储层岩心,从表面张力测定、油水界面张力测定、接触角测量、岩石润湿性变化、解堵剂处理前后油水自吸试验等方面对解堵主剂进行了优选评价,从相态特征分析及溶液组成分析两方面对携带液进行了优选评价,最终优选体系组成为0.1%FT+99.9%携带液(乙二醇单丁醚∶乙醇=3∶7),该体系表面张力低至20 mN/m,油水界面张力低至1 mN/m,毛细管处理后油水接触角均大于80°,地层岩心处理后均表现出明显的油水双疏性。本研究成果为同类低渗致密气藏液锁伤害解堵液体系的研制及增产改造提供了借鉴。

基于PVT实验的凝析气藏衰竭开发采收率标定新方法

凝析气的等容衰竭实验与实际凝析气藏衰竭开发存在两点差异:实验初始压力为露点压力,而一般凝析气藏原始地层压力大于露点压力;等容衰竭实验中降压和产气分步进行,而实际为降压和产气同步进行。研究发现,以上两点差异对干气采收率预测影响不大,但会导致基于等容衰竭实验标定凝析油采收率严重偏低。为提高基于等容衰竭实验标定凝析油采收率预测精度,通过组合凝析气两相压降方程、凝析油产量方程及井流物标况体积定义式,并考虑地露压差的影响,建立一套基于等容衰竭实验标定定容凝析气藏衰竭开发采收率新方法。该方法在实际矿产应用中准确性较高,对于预测凝析气藏采收率具有重要指导意义。

基于枯竭凝析气藏的地下储气库地面工艺

在我国天然气需求不断增长的背景下,天然气供求关系日趋紧张,各方对调峰能力的需求十分迫切,建立天然气地下储气库是确保天然气供应安全的重要途径。以长输管道为依托的枯竭型天然气地下储气库具有充足的油气资源。从地质、气藏、管网及气质组成等多方面考虑,本项目拟采用“井口气体控制装置”、“注-采一体化”与“三乙二醇”脱水一体化工艺技术。在对国内外天然气地下储气库的建设进行了深入的研究和吸收,在地表工程中采取了一次布置流程,并对地下储气库的注气增压流程进行了初步的研究,并对其进行了优化,达到了高效、安全的目的。在我国中东部经济发展较快的区域,建立地下储气库对于促进经济发展和社会稳定具有重要意义。在此背景下,该文章主要针对枯竭凝析气藏的地下储气库地面工艺进行了相应的分析和探讨,同时还提出了相应的意见和建议,希望能给有关人员带来帮助和参考。

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率关键技术

中国海相碳酸盐岩资源丰富,主要以缝洞型碳酸盐岩油气藏为主,占天然气探明储量的2/3以上。其中塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩凝析气藏埋深达4 500~7 000 m,储层非均质性极强、储集渗流介质复杂多样、流体性质复杂、气藏静态描述工作难度非常大,为储量评价、开发方案设计及开发动态分析带来了诸多挑战。为此,为了进一步提高该类型油气藏的采收率,以动态补静态,采用静态与动态紧密结合的方式提高气藏描述精度,并在多年的动静态研究和开发实践基础上,创新形成了缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率关键技术。研究结果表明:①基于地震反演信息、以三维数值试井为核心的沙漠强衰减区高精度缝洞体动静迭代动态描述技术;②缝洞型凝析气藏一井多靶点立体开发提高储量动用技术;③缝洞型凝析气藏气举降压提高采收率技术。结论认为,形成的技术体系较好解决了缝洞体精细描述、提高储量动用、降低废弃压力等开发方面的关键难题,实现了对断裂带及羽状破碎带储层的精细描述与开发关键指标的准确预测,有效井及高效井的部署成功率比规模建产初期提高了26%,为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏的科学有效开发提供了有力的技术支撑和经验借鉴。

凝析气藏相态特征及开发方式研究进展

凝析油气藏是在一种介于油藏和纯气藏之间的特殊油气藏,具有资源量大、品质好、采收率高、炼化工艺简单等优点。凝析气藏在全球分布范围广,但因其独特的反凝析现象和相态特征,在制定开发方案时始终存在一系列的难题。本文总结凝析气藏形成条件,明确成藏过程中随着温压系统变化凝析气藏的相态变化规律以及分布模式。以全球大型的凝析气藏为例,分析了典型凝析气藏的分布规律、主要层系、储层类型、气体组分以及形成的主控因素。针对凝析气藏特殊的相态特征和温压条件,综合分析各类开发方式的适用条件以及优缺点。该研究为塔里木盆地塔中北坡地区凝析气藏的勘探开发提供了技术和理论支持。

凝析气藏开发方式浅析

凝析气藏的开发不同于一般气藏,除了要考虑天然气采收率外,更重要的还需要考虑提高凝析油采收率的问题。针对衰竭式、保持压力和部分保持压力3种开发方式,研究了纯凝析气藏和带油环凝析气藏开发方式的选择,并进行举例论证。