相态变化影响下的凝析气井井筒压力变化计算分析

凝析气井在开发生产过程中具有特殊的相态变化特性,当井筒中整个流体体系压力达到露点压力以后,凝析液不断析出导致液相含量不断增加。以往对凝析气井井筒动态模拟过程中几乎没有考虑到,这样难以保证模拟的精确度。因此,建立了凝析井井筒压力、流体相态变化计算的分析模型,计算和分析了井筒中气液两相中组分含量不断变化的过程,考虑到了相态变化对井筒压力分布的影响。引入气油比增量比的一种新参数,对井筒中不同井段凝析油的析出程度进行了直观描述。并改变重组分含量进行不同组分下气、液两相的相态变化计算。综合分析了不同组分对井筒压力梯度的动态影响,使得模拟和计算更加接近于真实情况。

凝析气井凝析液析出的动态行为

定义了流度函数,提出了应用凝析液析出的动力学方法模拟凝析气井随着时间变化天然气的重组分的凝析变化的一种新的分析方法。在低渗透凝析气藏开发中,一旦油藏以低于露点的井底流压生产,各个组分都存在一个完全稳定的状态;井的生产压差与产量变化将显著的影响凝析液在地层析出和聚积,而且在井筒附近更严重;同时,不可能靠关井来阻止凝析油的析出,因为关井只会使得凝析油析出更加厉害。

压裂凝析气井产能影响因素模拟分析

凝析油气藏与常规油气藏的重要区别在于其生产过程的相态变化特性,富含凝析油的重组分的凝析量远远大于轻组分,压裂后在裂缝周围地带也会产生凝析油的析出现象。文章应用油气相的渗流模型,结合相平衡、初始条件和定压边界条件,以简化的组分模型为基础,使用IMPES数值计算得到了预测凝析油气藏压裂前后生产动态的数值计算方法,并以东濮凹陷QK气田某生产井为例给出了压裂后凝析液、天然气产能变化规律。最后,结合组分、裂缝长度变化,综合分析了引起产能变化的原因。

凝析气藏井筒周围凝析液析出的动态分析

文章定义了流度函数 ,提出了应用凝析液析出的动力学方法 ,模拟凝析气井随着时间变化天然气的重组分的凝析变化的一种新的分析方法。在低渗透凝析气藏开发中 ,一旦油藏以低于露点的井底流压生产 ,各个组分都存在一个完全稳定的状态 ;井的生产压差与产量变化将显著的影响凝析液在地层析出和聚积 ,且在井筒附近更严重 ;同时 ,不可能靠关井来阻止凝析油的析出 。

压裂凝析气井产能影响因素模拟分析

凝析气藏压裂后产能模拟 ,以往一直使用干气预测模型。由于凝析和反凝析现象的存在 ,干气预测模型不能准确的预测准确的预测凝析气藏开发动态 ,以组分模型、热力学方程为基础 ,首次通过描述平衡气液相组成、物质量及平衡常数与压力、温度关系的物质平衡条件方程组 ;平衡气液相组成、物质量、平衡常数与逸度关系的热力学平衡条件方程组及用于平衡计算的状态方程 ,结合组分模型建立了相应的数学增加 ,天然气和凝析液的产量均增加 ,裂缝越长 ,增产越明显。这与常规气藏、黑油油藏压裂增产相似 ,地层混合物中重烃组分含量越大 ,凝析现象也将更为明显 ,凝析现象对生产的影响将更大。因此 ,凝析气藏压裂增产效果不仅取决与压裂裂缝几何尺寸 。

相态变化影响下的凝析气井井筒压力计算分析

当井筒中整个流体体系压力达到露点压力以后,凝析液不断析出,导致液相含量不断增加。凝析气藏开发动态和经济效益的正确预测,需要精确模拟这类气藏的流态和压力分布。过去对凝析气井井筒动态模拟过程中几乎没有考虑,文中针对这样的状况,建立了凝析井井筒压力、流体相态变化计算的分析模型,计算和分析了井筒中气液两相中组分含量不断变化的过程,考虑到了相态变化对井筒压力分布的影响。引入气油比增量比的一种新参数,对井筒中不同井段凝析油的析出程度进行了直观描述。并改变重组分含量进行不同组分下气、液两相的相态变化计算。综合分析了不同组分对井筒压力梯度的动态影响,使得模拟和计算更加接近于真实情况。

压裂油气藏产能岭回归预测分析方法

采用压裂后产能的岭回归预测分析方法,与目前广泛采用的单因素回归预测产能的方法进行了对比研究,并以大牛地气田盒三气层为例,对该气层的26口井的实际数据进行样本统计。通过岭回归分析的岭迹曲线确定独立变量的表现形式,建立了该气层的无阻流量的预测模型。预测结果表明,该模型拟合精度高,克服了目前广泛采用的单因素分析方法的不足,并通过预测模型分析了地层参数和压裂施工参数的影响,讨论了提高压裂效果的途径。

连续油管喷砂射孔套管分段压裂新技术的现场应用

随着我国逐步对致密气藏、页岩气藏等非常规油气藏实施勘探开发,压裂增产技术也逐步呈现大规模、多段分段压裂的趋势。连续油管带封隔器套管分级压裂技术是目前国外较新研发的一种既能实现大规模改造,又能达到分层压裂、精细压裂的一种新型分级压裂技术。这一技术通过连续油管结合带封隔器的喷射工具,利用封隔器的多次上提下放坐封解封达到不限次数多级压裂的目的;通过连续油管喷砂射孔、套管进行主压裂,可实现较大规模改造;通过连续油管的精确定位,可对储层纵向上的多个薄互层进行灵活分层,进而达到精细压裂的目的。为此,详细阐述了连续油管带封隔器环空分级压裂的工艺技术特点以及这一技术在国内四川盆地HC井区首次现场应用情况,并对HC-A井施工过程进行了计算和分析。事实证明,连续油管带封隔器环空分级压裂、作业周期短、分层灵活精细、封隔可靠且施工后井筒清洁,可直接多层测试投产的新型压裂技术。为我国致密气藏、页岩气藏的多级分段改造提供了新的且行之有效的解决手段。

基于全直径岩心的页岩层理缝流体流动非均衡性实验

采用全直径页岩岩心,保留原始天然层理缝,基于自主设计的全直径岩心实验装置,在不同闭合压力、注入流量下对层理缝在4个径向方位的流动能力非均衡性进行评价。研究表明,层理面的表面分布形态影响层理缝导流能力,在不同闭合压力、不同注入流量条件下,4个径向方位的流动能力差异明显,裂缝表面粗糙度越大,流动能力随闭合压力的变化幅度越大。对于未支撑层理缝,随着闭合压力增加,存在4个径向方位上流动能力均差百分比逐渐增大的现象,在埋深较大的岩样中特征更为明显,表明随着闭合压力增加,层理缝内流动非均衡性存在增大的趋势。铺置支撑剂后,在较低闭合压力下受到裂缝粗糙面自支撑、支撑剂失稳与非均匀铺置综合影响,流动非均衡性在相同闭合压力下大于未铺置支撑剂时,但随着闭合压力增加,支撑剂逐渐压实稳定,流动非均衡性逐渐缓解。

水平井非顺序压裂工艺现场试验与评估

针对水平井段间非均质性较强或钻遇断层、较大天然裂缝带的情况,四川盆地页岩气井套变现象时有发生,导致常规机械分段工具无法通过套变段,对页岩气水平井高效分段改造带来巨大挑战。为此,提出了一种适用于非常规油气藏水平井的非顺序压裂工艺,该工艺不同于传统的从水平段B靶点向A靶点的顺序压裂,而是在水平分段改造井段的任意位置实现分簇射孔与压裂,且每次压裂后全井段可实现暂时封堵。对于可能发生风险的井段可先行避开,先压裂正常井段,再压裂风险井段,对于水平段受断层影响的情况或套变井提供极具针对性的解决措施。以川南页岩气A1井为例开展现场试验,验证了水平井非顺序压裂工艺的可行性,并在一定程度上减弱较大裂缝带对压裂改造体积的负面影响,有效规避压裂改造区域的重复覆盖。此外,该工艺使用的工具串外径最小仅79 mm,对套变井段也具有适应性和针对性,可作为桥塞分段工艺的有益补充,具有广阔的推广应用价值。

考虑变质量流水平井筒稠油携砂能力研究

与浆体管输不同,水平井筒从趾部到根部随着地层流体的流入,井筒内流体流量逐渐增大,井筒内各个部位的流态随着井筒内流量的变化而变化。根据液固两相稳态流流态理论,流态依次从非均质悬浮流加固定床或流动床组合到单个非均质悬浮流。流态的变化引起了井筒内压力梯度、固定床层或流动床层高度等流动参数的变化,从而造成稠油携砂能力的变化。根据上述理论,建立了考虑变质量流水平井筒稠油携砂机理模型,并用其计算得到了井筒内压力梯度、固定床层或流动床层高度分布,为评价水平井筒稠油携砂能力提供了依据。

四川盆地页岩气水平井压裂实践与展望

总结分析了川庆井下作业公司在四川盆地22井次、66段页岩气压裂改造中形成的经验和技术,将压裂改造中涉及的龙马溪、筇竹寺等页岩层系与北美几个重点页岩气区的压裂改造技术现状进行了对比,归纳总结了四川盆地页岩气水平井压裂改造中获得的经验。并对即将开展的丛式水平井组压裂改造进行了分析,提出了多口水平井压裂相对于单井而言作用机理和技术思路的区别。结合长宁H2、H3平台丛式水平井组压裂改造方案和"工厂化"施工模式的技术方案进行了剖析,旨在为四川盆地页岩气丛式水平井组的压裂改造提供新的技术思路和解决办法。

凝析气井压裂生产动态模拟研究

凝析气藏是最复杂、最特殊的一类油藏,生产过程中随着地层压力的下降会引起重烃相间传质、相态变化,使得研究与认识凝析气藏压裂井产能更加复杂化。文章假设储层内烃的流动为等温的达西渗流,且组成油气烃类的各个组分在渗流过程中相间传质及相态变化是在瞬间完成的;应用物质平衡原理和运动方程建立了总烃和第i组分烃的渗流方程,结合相平衡计算理论、初始条件和定压边界条件,提出了预测压裂后凝析气井生产动态的数学模型;分析了凝析气藏可能存在的不同渗流区域与相应的渗流特征,应用隐式压力显式饱和度(IMPES)方法分别进行有限差分数值计算,给出了压裂后凝析气井凝析液、天然气产量动态,不同时刻地层中的凝析液饱和度分布曲线。由于凝析气藏与常规油气藏的性质差异,其生产动态也明显不同,这为准确进行优化压裂设计提供了计算分析方法。

流体组成对凝析气藏产能的影响

凝析气藏与常规油气藏的重要区别在于其生产过程的相态变化特性 ,但目前很少考虑该特性对凝析气藏产能的影响。将凝析气藏看作各烃类化合物的混合物 ,通过建立i组分和总烃的渗流方程 ,结合相平衡热力平衡与物质平衡、初始条件和定压边界条件 ,应用IMPES数值计算方法得到了预测凝析气藏压裂前后生产动态的数值计算方法 ,分析凝析液、天然气产能变化规律和流体组成对凝析气藏产能的影响。计算表明 ,无论压裂与否 。

CobraMax压裂技术在合川须家河气田增产改造中的应用

目前CobraMax压裂技术通过连续油管水力喷砂射孔,从环空进行主压裂施工,并通过砂塞分隔各压裂层,所有层位施工结束后使用连续油管液氮冲砂。使用该工艺可以提高压裂的针对性,不使用封隔器分层,在理论上不受分层级数的限制。在介绍该工艺的原理和在合川两口井的现场实施情况基础上,对施工进行了分析总结,为该工艺下一步更好的应用提出了一些建议。

四川盆地中浅层龙马溪组页岩储层改造技术

根据滇黔北昭通太阳背斜构造中浅层(埋深700~1800m)页岩气井的储层地质特征,结合体积压裂基本理念,探索出适合于中浅层页岩气压裂改造降本增效的综合技术——箱体优化配置与支撑剂评价及优选。现场应用表明:调整孔密、孔径以及射孔位置的射孔分流优化技术,有利于箱体有效控制,使优质页岩储层得以重点分流和针对性改造;支撑剂暂堵以及停泵转向等低成本压裂转向手段有利于提高裂缝复杂程度,达到体积改造效果;石英砂能够满足较低闭合压力的中浅层页岩储层压裂改造需求。中浅层页岩储层改造技术为中浅层页岩气的大规模开发提供了技术储备。

适用于凝析气藏压裂的双介质多相多组分渗流模型

含水凝析气藏压裂后,随着生产过程中压力不断降低,地层各个烃类组分不断发生相间传质,并且由于裂缝的存在使得地层流动状态从径向流变为拟径向流或双线性流,凝析气藏形成双重介质多相多组分未饱和流动,需要建立渗流模型来了解产能动态变化。为了计算结果的准确性,当井底流压低于上露点压力时,必须对每个时间步长的压力分布进行判断,确定区域的边界,并对不同的区域采用不同的渗流模型进行计算。基于凝析气藏数值模拟的基本理论,通过高斯积分通量的基本思想对3个不同渗流区域进行了物质平衡与相态变化过程中组分摩尔物质量的综合计算和判断,得到了3个区域在双重介质条件下的渗流模型。对K-13井的模拟和计算结果表明,模型能较为精确地模拟计算含水凝析气藏压裂后的产能动态变化,具有较强的可靠性、实用性和参考价值。

页岩气藏压裂前水化预处理工艺先导试验

页岩气藏进行体积压裂后,大量压裂液侵入地层与储层发生水化作用,对压裂改造产生影响,开展页岩水化作用的研究具有重要意义。以提升压裂缝网复杂度为目的,文章提出了一种页岩气藏压裂前的清水水化预处理工艺,泵注一定量清水对即将压裂的层段进行浸泡,并开展了四川盆地页岩气水平井水化预处理工艺的现场试验。压裂前水化预处理使压裂初期的地层破裂点普遍多于相邻未水化处理的层段,结合储层最小水平主应力分析,水化层段延伸压力相对于邻段较低。前期室内岩心水化实验和现场水化处理结果显示,页岩储层通过水化预处理可以在一定程度上诱导储层内部空间产生变化,改变压裂前地层原有的孔隙结构,从而改变破裂压力与破裂特征,对页岩气储层改造的裂缝复杂度提升具有重要的参考意义。

页岩储集层岩心水化作用实验

采用滇黔北昭通地区下志留统龙马溪组主力页岩产层岩心,利用核磁共振和CT扫描技术,在围压10 MPa条件下开展岩心水化实验,研究水化作用对页岩储集层岩心孔隙-裂缝结构的影响。结果表明:页岩岩心水化作用不但抵消了由应力敏感引起的渗透率降低,且由于孔隙-裂缝结构扩张、新微细裂缝的产生以及缝间交会,增加了岩心裂缝复杂程度、孔隙-裂缝体积及其连通性,提升了岩心渗透率;水化损伤主要沿层理或原始裂缝发育方向延伸;水化作用对孔隙-裂缝结构较为发育的岩心影响最显著,而对孔隙-裂缝结构发育程度很高的岩心影响相对较小,对纯孔隙型岩心影响最小;页岩岩心水化作用强度受孔隙-裂缝发育程度、黏土矿物含量、脆性指数共同影响。建议根据页岩储集层物性特征,在改造过程中通过设计泵注模式、关井或小油嘴控排等措施优化返排制度,提升改造裂缝复杂程度及其连通性,增强储集层体积改造效果。

页岩气储层压后返排特征及意义

为制定科学的页岩气储层压后返排策略,基于威远地区龙马溪组36口页岩气井压后返排数据,分析压后关井对产量的影响以及返排过程两相流阶段性特征,同时进行页岩气储层液相支撑验证实验。结果表明:压裂液在主压裂结束后一定时间内仍然发挥造缝作用,一定时间的关井有利于提升气井累积产气量期望值;页岩气储层压后返排气液两相流阶段出现气增液降特征点是高产气井的共同特征,根据两相流阶段特征可初步评估气井产气能力;滞留压裂液在页岩储层微细裂缝网络中具有液相支撑作用,使气相渗透率不是含水饱和度的单调函数,存在最优返排率使气相渗透率最大化;可以采用以追求气相渗透率最大化为目标,以控压、控速为原则的页岩气储层压后返排策略。