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。

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。

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。

注热化学流体吞吐解除岩石储层反凝析伤害评价

为长期有效解除凝析气藏反凝析带来的储层伤害,提出了一种注热化学流体吞吐解除凝析油堵塞孔喉的新方法。针对致密砂岩、碳酸盐岩和页岩3类岩石,开展了注热化学流体吞吐岩心驱油实验,评价了热化学流体解除凝析油堵塞的可行性,并基于核磁共振技术分析了吞吐前后3类岩石微观孔隙结构的变化特征,明确了热化学流体解除反凝析伤害机理。实验结果表明,热化学流体(NH_(4)Cl和NaNO_(2))在乙酸溶液催化下能够迅速释放大量气体和蒸汽,提高岩心压力和温度,降低原油黏度,使凝析油由液态转变为气态,减小渗流阻力。致密砂岩、碳酸盐岩和页岩岩心注热化学流体吞吐累积凝析油采出程度分别为65.7%,73.9%和46.3%。其中,致密砂岩和碳酸盐岩岩心仅需2轮吞吐即可有效清除55.5%和67.6%的凝析油堵塞。而页岩岩心需要延长焖井时间及增加吞吐次数方能提高凝析油的采出程度。热化学流体吞吐后,致密砂岩、碳酸盐岩和页岩岩心平均孔径分别由0.37,1.04和0.0021μm增大至0.84,2.04和0.0058μm。热化学流体吞吐效果是注CH_(4)吞吐和注甲醇吞吐效果的1.85和1.32倍。

纳米颗粒改变碳酸盐岩凝析气藏储层润湿性评价

为了改变凝析气藏近井储层润湿性,有效解除凝析气反凝析伤害,采用X射线衍射、低温N 2吸附和扫描电子显微镜观测等方法,对氟化SiO 2纳米颗粒结构特征进行了研究,评价了不同矿物含量碳酸盐岩岩心对氟化SiO 2纳米颗粒的吸附程度;通过开展接触角测定、自发渗吸、岩心驱替单相和两相渗流实验,研究了纳米颗粒吸附前后岩石润湿性、自发渗吸效率、单相渗流压差、油气两相相对渗透率曲线以及凝析油采收率的变化。结果显示:氟化SiO 2纳米颗粒形状近似均匀球体,平均颗粒粒径为30.34 nm,平均孔径为20.00 nm;氟化SiO 2纳米颗粒在碳酸盐岩表面的吸附量随孔隙度的增大而增加,但在低渗透岩心中,吸附量和润湿接触角的变化幅度还随方解石含量的增加而增大;纳米颗粒吸附后岩石的油气两相共渗区变宽,等渗点向左上方移动,最大油气相对渗透率均大幅增加,束缚水饱和度和残余油饱和度明显降低;氟化SiO 2纳米颗粒能在约10 min内吸附在岩石表面,将强亲油、强亲水的液体润湿型岩石转变为中间(气体)润湿型,降低孔隙中毛管压力和凝析油渗流阻力,提高气、油两相的相对渗透率,达到解堵提产增效的效果。该研究结果具有极大的现场应用推广价值。

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。

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。

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。

高含水致密凝析气藏稳产技术应用——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏为低孔、低渗、有水、中含凝析油、弹性气驱、高压岩性圈闭的砂岩气藏,气藏底水能量充足。针对气井生产过程中受地层水水侵和反凝析污染影响造成稳产难度较大的情况,结合储层及气井产液特征,开展有水凝析气井稳产技术应用实践,分析并总结应用实践经验和成果,选取了应用效果较好的注气吞吐、电潜泵排水、车载压缩机气举、柱塞气举排液和自动化开关井5种稳产技术。结果表明:①针对储层反凝析液伤害,形成单井注气吞吐技术应用选井原则;②针对气藏水体赋存特征和水侵模式特征,调整气藏排水采气对策思路,采用电潜泵排水技术和车载压缩机气举技术;③针对地层压力低、举升能量不足,优化油、气、水三相流动条件下的柱塞气举排液技术;④针对低压间歇生产井采用自动化开关井技术,增加生产效率,降低人工成本。对5种主要稳产技术的应用情况进行了分析评价,认为一系列稳产技术的应用有助于安岳气田须二段气藏稳定生产,为类似高含水致密凝析气藏的稳产提供了借鉴和参考。

利用热化学流体反应生热增压解除致密砂岩凝析气反凝析伤害的新方法

鉴于CO_(2)吞吐仅能短期改善反凝析伤害,且存在CO_(2)气源短缺及注入成本昂贵等问题,提出了一种利用热化学流体反应生热增压解除反凝析伤害的新方法。通过开展岩心驱替和吞吐实验,对比评价了2种注入方式下热化学流体改善反凝析伤害的效果,研究了热化学流体对岩心微观孔隙结构和油气两相渗流的影响。结果表明:吞吐注入的最大压差可达25 MPa,最高温度达到329℃,累计4次吞吐凝析油采出程度为63.2%,大于驱替方式的凝析油采出程度49.5%,吞吐效果更好,且最佳吞吐次数为2次;热化学流体注入后能够增大孔隙直径、诱发形成微裂缝、降低毛细管压力和提高油气两相相对渗透率,其中吞吐式注入热化学流体后平均孔径由0.86μm增大至2.54μm,最大孔径由80.11μm增加至690.63μm,但总孔隙度变化较小,平均毛细管压力降幅达到51.2%,最大气相和最大油相相对渗透率分别提高了2.3倍和1.8倍,残余油饱和度下降了29%。研究成果为长期高效解除反凝析伤害提供了方法和借鉴。

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。

海上凝析气田开采闪蒸机理研究及控制策略

海上凝析气田开采工艺中,伴随流程工况变化,凝析油闪蒸问题多次出现,造成凝析油产量降低,放空气大量增加。以荔湾气田处理工艺为例,系统阐述了凝析油闪蒸的机理,明确轻组分富集和饱和蒸汽压力差导致闪蒸加剧,提出控制流程压降抑制轻组分闪蒸的总体生产策略。并围绕凝析油处理单元压力节点控制进行措施优化,有效降低凝析油闪蒸气量超14000 m^(3)/d,产生良好经济和环保效益。

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。

西湖凹陷平北地区武云亭凝析气田形成条件与成藏特征

基于对武云亭地区烃源岩、储层、圈闭等油气藏形成基本条件的总结,系统分析油气特征及来源、压力分布与断层封闭、油气充注历史及油气运聚成藏过程,建立武云亭凝析气田成藏模式。研究表明,武云亭洼广泛分布的煤系烃源岩和宁波27主洼烃源岩生烃能力强、断层和砂岩尖灭耦合形成大型构造-岩性复合圈闭、三角洲沉积优质储集体发育、有利的断-砂配置、盖层质量好等因素共同构成了武云亭凝析气田形成的基础。武云亭油气田平湖组中下部成藏组合具有“武云亭洼煤系源岩供烃、源内持续弱超压充注”成藏特征;中上部成藏组合具有“武云亭洼和宁波27洼双源供烃、侧向持续强充注”成藏特征,早期双向来源原油与晚期大规模侧向来源高熟气混合形成凝析气藏。武云亭油气田总体上具有“早期油晚期气,多期成藏,连续充注”的特征,建立“多源持续强充注-断砂联控”成藏模式。

致密凝析气井多相流不稳定产量预测方法

考虑凝析气藏相态变化、储集层中油气两相线性渗流和边界控制流,提出了致密凝析气井全路径油相饱和度与压力关系的预测方法,建立了致密凝析气井多相流不稳定产量预测模型。研究表明:凝析油饱和度和压力关系曲线是计算拟压力的关键,在生产初期或离井底较远地层压力较高区域,可利用实际生产井前期的生产动态数据,采用物质平衡模型进行计算;生产后期或离井底较近地层压力较低区域,可采用等组分膨胀实验数据进行计算;生产中期或地层压力位于中间水平时,则可根据前两段计算所得数据插值求得,形成完整的全路径油相饱和度和压力关系曲线。经模拟对比与矿场实例的验证,新方法具有较好的可靠性和实用性,可用于致密凝析气井生产中、晚期产量预测和单井可采储量的评估。

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。

海上凝析油泄漏生态环境影响及应急处置机制

近年来,国家为缓解石油供需矛盾、落实能源可持续发展战略,开始探索凝析油开采加工业。但凝析油以独特的理化特性和生物毒性,一旦泄漏将对海洋环境造成较大影响。全球范围来看,针对凝析油的环境行为、环境风险、溢油应急处置措施等的研究不充分。因此,文章针对凝析油环境行为,阐述其泄漏后的环境影响。并基于国内外既有泄漏事故案例,围绕应急处置措施有效性等方面开展分析研究,旨在为凝析油溢油应急防控措施有效建立提供启迪。

低渗凝析气藏气井产能测试制度优化方法

低渗凝析气藏气井进行产能测试时,利用二项式回归求取产能方程和无阻流量,常出现二项式产能方程异常的情况。通过对低渗凝析气藏气井测试期间生产动态的分析,确定导致产能方程计算异常的影响因素主要包括:平均地层压力误差、凝析油析出、测试制度不合理等;基于测试井的生产气油比、井口压力,确定凝析气井的最小测试制度和最大测试制度阈值,辅助设置测试产量的合理区间,形成产能测试制度选取的指导流程和方法。通过井场实例验证了方法的正确性。为低渗凝析气藏气井的产能测试提供了一种制度优化方法。