涪陵气田凝析气井相态模拟研究

凝析气藏具有很高的经济效益,国内目前已探明的凝析气藏多为中小型,凝析油含量偏低且地质特征复杂,这都对凝析气藏的开采产生了巨大难度,为此,相态研究成为了凝析气藏开发的关键。以涪陵气田凝析气流体为研究对象,利用地层流体PVT实验设备进行实验,结合流体相态理论计算方法,利用PVTsim软件拟合方法计算研究涪陵气田凝析气井的流体参数,绘制流体相图,做了恒质膨胀、定容衰竭的实验模拟。研究结果表明:该井闪蒸气油比1 744.39m^(3)/m^(3),凝析油含量538.2g/m^(3),露点压力46.07MPa;恒质膨胀模拟表明,随着模拟压力的降低,凝析液量逐步增加,压力降至20MPa时反凝析油饱和度峰值达25%;定容衰竭模拟表明,随着压力的逐步降低,气井生产气油比逐渐变大,采出油密度变轻,模拟得到反凝析油饱和度高达17%。

油气体系气-液-固三相相态模拟

根据油气烃类体系的组成特点和相态特征 ,提出了气 液 固三相相平衡的计算方法。采用状态方程描述气相和液相的相态变化 ;而将固相视为非理想的固态溶液 ,用正规溶液理论来描述其非理想性。实例计算结果表明 ,该方法适用于石油开采、集输和加工过程中的气、液、固三相相态模拟研究 ,也可以用于石蜡、沥青等有机固相沉积的研究。

基于组分检测与相态模拟的烃类流体液相赋存深度下限预测方法及应用

油气资源勘探结果揭示了耐高温石油的存在,但是根据传统理论难以实现对油气资源赋存极限深度的准确判断及预测。因此有必要探讨含烃类混合物在埋藏条件下作为液相稳定赋存的极限深度的合理取值。根据含烃类混合物最终演化为甲烷的地层温度和临界凝析温度,建立以地层温度为300℃、临界凝析温度为-82.55℃的地质温度约束条件,以及地层温度与临界凝析温度相等为取值条件的液相稳定赋存极限地层温度判识标志,通过对理论案例中不同期次含烃类混合物对应地层温度与临界凝析温度交会点的分析表明:液相稳定赋存极限地层温度为220.82℃,对应的埋深为5061.32 m。对不同期次含烃类混合物地层温度与临界凝析温度交会点的分布特征,及其与极限地层温度判识标志间的关系,可划分为收敛、截交、发散和杂乱等4种类型,它们分别对应不同的地质意义与极限温度判识流程。以句容凹陷容3井下二叠统烃类流体为分析实例,预测极限温度为192.91℃,对应深度为5763.58 m,预测结果与研究区耐高温石油的分布范围一致。因此,基于组分检测与相态模拟的含烃类混合物赋存深度下限预测技术具有较好的方法合理性与适用性。

相态模拟在凝析气井低温分离设计中的应用

本文介绍了应用相态模拟方法预测凝析气井地面低温分离效果的实用方法。研究以低温流体相态模拟实验为基础 ,对长庆气田上古气藏气井低温分离后 ,低温流体的相态特征进行了分析 ,结果证实 ,采用相态模拟方法评价凝析油脱除效果准确、可靠。对指导低温分离工艺运行参数的调整及上古气藏的开发具有重要的意义 ,可在凝析气藏低温分离工艺中推广应用。

凝析气藏气-液-液体系相态特征模拟研究

针对凝析气藏中凝析气-反凝析油-地层水之间的相态变化极其复杂,常规相平衡计算只考虑了凝析气与反凝析油之间相态变化的问题,开展了流体组成中考虑气态凝析水组分的流体PVT实验。模拟计算了过饱和水凝析气体系的CCE和CVD实验过程,研究认为:过饱和水的存在会对体系的CCE和CVD过程造成明显的相态影响。对多相流体复杂相平衡研究具有重要意义。

渤海湾盆地东营凹陷盐家地区深层砂砾岩油气藏相态演化及成藏过程

渤海湾盆地东营凹陷北部陡坡带盐家地区深层油气藏经历了复杂的热演化过程,使得深层油气相态类型多变,影响着深层油气勘探开发。通过盆地模拟、pVT相态模拟和烃类流体包裹体等综合分析,揭示了盐家地区深层油气相态演化过程,建立了不同类型油气成藏模式。研究表明,东营北带盐家地区古近系沙河街组四段深层油气多种相态垂向有序分布,从浅至深依次发育轻质油、凝析气和干气等多类型油气藏。深层砂砾岩体中油气相态主要受到热演化的控制,而干酪根生烃、原油裂解和外部天然气充注主导了凝析气藏的相态演化过程。基于盐家地区深层砂砾岩体不同类型油气藏的油气相态、储层特征和温压演化史,建立了盐家深层“多期生油气,扇中叠置输导-扇根封堵,多相态有序分布”的砂砾岩油气成藏模式,为陆相断陷盆地深层油气的高效勘探提供理论指导。

黄金管封闭体系热模拟实验中两种液态烃收集方法对比及其对相态特征的影响

原油在热裂解过程中会生成大量的轻烃(C6~C13),这些轻烃组分的性质介于气体和液体之间,易挥发,在常温下不以单独的气相或者液相存在,因而往往难以收集完全。本次工作先进行原油裂解生烃动力学模拟实验,在每个温度点都采用了两根黄金管作为平行样,其中一根黄金管按照传统液态烃收集方法,先在线测试完气态烃,然后用液氮冷冻1个跟真空系统相连的细胞瓶来收集轻烃,随后将黄金管剪开并投入加入了正戊烷的细胞瓶中,使两部分液态烃合并。另一根黄金管采用液氮直接冷冻收集的方法,即先用液氮充分冷冻黄金管,然后再快速剪破并浸入正戊烷中,以尽可能地减少轻烃组分的挥发。通过对比这两种收集方法获得的液态烃组分(C6~C13和C14+)定量数据,揭示液态烃组分在组成和产率上的差异。在此基础上,借助PVTsim相态模拟软件,将这两种收集方法获得的数据进行油气相态数值模拟,以研究两种收集方法导致的相行为差异。研究结果表明,液氮直接冷冻收集方法能更有效地收集轻烃组分,获得的轻烃产率明显高于传统液态烃收集方法。当Ro,Easy=0.62%~0.87%时,传统液态烃收集方法少收集了近40%的轻烃;当Ro,Easy=0.87%~2.47%时,传统液态烃收集方法损失了近1/6的轻烃,这些损失主要为C6~C9。当Ro,Easy<1.67%时,传统液态烃收集方法获得的热解产物的泡点压力偏高,最大偏差达3.3 MPa(Ro,Easy=0.62%),随热解温度升高,泡点压力偏差逐渐减小;当Ro,Easy>1.67%时,由于轻烃的热解加剧使得含量减少,对泡点压力的影响变小。因此,通过液氮直接冷冻液态烃的收集方法能够更准确地反映热解产物中轻烃组分的组成和产率。

近临界凝析气藏动态相态行为

以X油田S井近临界的地层流体为研究对象,利用可实时监测且可录像的DBR-PVT实验装置进行实验,为研究近临界复杂流体的相态特征及热力学模型提供基础数据。等组成膨胀实验测试了近临界流体在不同温度下的饱和压力,不同温度压力条件下的偏差因子、反凝析液量和临界点区间,并结合CMG相态模拟软件中1978年改进的PR状态方程拟合实测的泡/露点,得到完整的p-T相图和临界点;光学现象观测实验发现,近临界区流体具有"临界乳光"现象,流体从透明的金黄色渐变为浅棕色、红棕色,最后扩展为完全不透光的灰黑色;定容衰竭实验测试了衰竭过程中地层流体采出程度、反凝析液量、采出流体的组分变化和衰竭前后井流物p-T相图变化。

提高二氧化碳驱油数值模拟精度及动态混相评价方法

随着CO2驱现场试验的扩大,对数值模拟精度的要求越来越高,参数量化不准,会导致指标预测与生产动态差别很大,无法指导实际生产。从室内混相压力的拟合出发,量化了相态模拟、数值模拟精度的影响因素,优化了调参方法,提出了新的混相程度量化方法,应用了典型区块,拟合及预测精度达到85%以上,为提升低渗透油田CO2驱开发效果、完善CO2驱应用技术提供了技术方法。

东海油田春晓3井凝析气全组分模拟

凝析气相态实验及全组分模拟分析是合理开采凝析气田和提高凝析油采收率的关键。凝析气相态实验分析能直接得出流体的物性参数 ,但并非能测定所有成分的参数。对相态实验不能测定的成分 ,可根据已测参数确定合适的流体相态模型 ,模拟计算出由实验方法不能测定的参数。全组分模拟能精确地模拟不同凝析气藏开采过程中油、气两相组分的瞬间变化、井流物中重组分含量以及一定分离条件下采集到的凝析油量。

塔里木盆地轮探1井下寒武统超深层油气相态演化定量模拟

轮探1井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起,钻遇并揭示下寒武统玉尔吐斯组优质烃源岩,并在8 260 m深的吾松格尔组白云岩储层发现超深层轻质油,展现了塔里木盆地超深层油气良好的勘探前景。已有研究表明轮探1井轻质油主要来源于寒武系烃源岩,但对于该井烃源岩生烃过程及其深层油气相态物性预测还没有进行系统研究。鉴于此,采用盆地模拟和相态模拟相结合的方法,选择适用的相态动力学模型,定量模拟了轮探1井玉尔吐斯组烃源岩生烃与油气相态物性演化特征,通过与轻质油实际相态物性特征对比,对吾松格尔组轻质油来源与生成阶段进行了预测。研究结果表明:轮探1井玉尔吐斯组烃源岩在晚加里东期—早海西期以生成正常油为主,具有较低的气油比和较高的黏度、密度;燕山期—喜马拉雅期以生成轻质油—凝析油气为主,具有更高的气油比和更低的黏度、密度。轮探1井吾松格尔组轻质油藏的相态物性特征与玉尔吐斯组烃源岩在晚喜马拉雅期生成的烃类流体吻合,表明该轻质油的形成阶段为晚喜马拉雅期。综合研究认为,轮探1井轻质油是玉尔吐斯组烃源岩处在相对封闭且热演化程度较高(1.00%<R_(O)<1.50%)的地质条件下的生烃产物,进一步说明特定的地质条件和热演化阶段是烃源岩生成轻质油的关键。轮探1井在落实玉尔吐斯组烃源岩存在和良好资源潜力的同时,也进一步证实塔里木盆地深层—超深层良好的轻质油勘探前景。

CO_2注入过程中沥青质沉淀预测

注入CO2提高原油采收率过程中可能出现沥青质固相沉淀。鉴于沉淀沥青质的强极性,采用Anderko建立的缔合混合物状态方程描述沥青质的相行为,并由此推导沉淀沥青质组分的逸度计算公式,建立注气过程中气-液-沥青质三相相平衡数值计算模型。以某油田实际原油为例,利用模型计算了CO2注入过程中沥青质沉淀量,结果与实验数据相近,表明沥青质沉淀预测模型具有一定的准确性。在此基础上,预测了注气过程中沥青质沉淀变化规律:注入压力一定的情况下,沥青质沉淀量随着注入CO2量增加呈现先增加后减小的趋势,当CO2-原油体系中出现气相时,沥青质沉淀量达到最大;当CO2-原油体系中CO2物质的量分数一定时,在泡点压力附近沥青质沉淀量达到最大。

CO_2驱最小混相压力影响因素研究

CO_2驱油是提高原油采收率中一种比较有前景的方法。CO_2不仅能溶解于原油中,还可置换出原油中某些轻质烃或中间组分的烃类物质,故油藏原油组分组成对CO_2驱过程的组分传质和最小混相压力影响大。因此,量化表征原油组成对注CO_2混相驱的最小混相压力的影响对油藏筛选具有工程意义。基于国内某油田原始地层流体为研究对象,开展了地层原油注CO_2混相驱过程的多级接触混相机理研究,并运用相态模拟软件CMG中的Winprop模块对实验数据进行相态模拟计算,研究表明:CO_2与原油最小混相压力与原油中组分N_2、C_1和C_(11+)的摩尔组成成正比,与C_2~C_(10)的摩尔组成成反比。而要使CO_2—油藏流体达到混相就需要油藏压力高于最小混相压力,这就要求在筛选注CO_2驱的油藏时,尽量考虑C_2~C_(10)的摩尔含量高,C_(24+)摩尔含量低的油藏。该研究对于进行混相驱替设计与混相预测具有很重要的指导意义。

伊朗Y油田沥青质沉淀分析及预测

采用固相沉淀测试系统针对伊朗Y油田原油进行沥青质沉淀实验,确定沥青质发生沉淀的热力学条件,通过相态模拟方法预测沥青质沉淀包络线图。根据井筒中的温度和压力剖面,分析不同生产参数下沥青质在井筒中沉淀的规律。当压力高于沥青沉淀初始压力时不会发生沉淀,当压力低于沥青沉淀初始压力而高于泡点压力时,沥青质沉淀随压力降低而增多;随着原油产量的升高,沥青质在井筒中的初始沉淀点逐渐向井底移动,沉淀区间长度先加大然后逐渐减小。

新疆A油田X井组PVT参数拟合研究

实验室PVT数据拟合是油藏参数计算处理中很重要的一步,也是为后期数模研究提供基础数据的重要保证。本文根据新疆A油田X井组地层原油PVT数据,利用CMG软件WINPROP相态模拟软件包,对原油组分进行劈分、归并;并通过调整拟组分的临界压力P_c、临界温度T_c、偏心因子等回归参数,使得PVT参数(原油密度、饱和压力、溶解气油比、地层原油体积系数、恒质膨胀、P-T相图等)与实验数据的拟合误差控制在5%以内。拟合精度较高,可信度较好。

不同注入气体对大庆外围低渗透储层原油物性的影响探讨

针对大庆外围油田实际区块的油样,在物理实验的基础上,应用ECLIPSE数值模拟软件中的PVTi相态模拟模块模拟了注气膨胀实验,定性的分析对比了注入CO2、N2、干气、湿气和烟道气后原油的饱和压力、粘度、体积膨胀系数、界面张力等参数随注气摩尔分数和压力的变化规律。

丘东气田循环注气机理研究

鉴于目前天然气下游用户不足,气藏生产能力过剩,丘东气处理厂资产闲置和公司原油产量任务过重的实际情况,有必要在现有条件下重新论证丘东气田循环注气提高凝析油采收率及其充当储气库的可行性。应用相态软件 Desktop-PVT 和油藏数值模拟软件 VIP 的组分模型研究分析了循环注气的影响因素,并归纳为六个方面:注采井网、注入剂组分、停注时间、采气速度、注采比和流体性质。

温米油田温西三区块加气膨胀实验研究

注气提高采收率技术已经越来越引起人们的重视,而实验研究工作是研究油田注气开发至关重要的一步。这些研究包括油藏流体的普通PVT测试、加气膨胀、多次接触实验、细管和长岩心驱替实验。通过做这些工作,可以确定适合地层特点的注气开采方式。针对吐哈盆地温西三区块室内加气膨胀实验,分析了注气作用机理,开展了相态拟合研究,获得了与地层流体相匹配的热力学参数,为油藏整体数值模拟研究奠定了基础。