凝析气藏的开发机理

中国石油大学（华东）,凝析气藏的开发机理,船舶与海洋工程 10级 3班 张益铭 10022110,目录,1、定义2、凝析气藏开发特征3、国内外研究现状4、生产特征及开发机理5、凝析油堵塞6、EGR机理及展望,NO.1定义,在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油，这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。 虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。,NO.2凝析气藏开发特征,如果用一个字概括凝析气藏的开发特征，我想那就是：难。 随着石油工业不断发展以及对清洁能源需求的不断增长,大大加快了天然气工业的发展,一系列气田得到开发。随着气田勘探开发的深入,其中凝析气田在世界气田开发中占有非常重要的地位,且储量在世界范围内占很大比例,我国陆续发现了很多复杂凝析气藏,边底水凝析气藏就是其中一类非常复杂的凝析气藏。 与常规油气藏相比,凝析油气体系渗流复杂,且在开采过程中伴随复杂的相态变化,存在反凝析现象。在边底水凝析气藏开发过程中,由于边底水存在,造成边水突进及底水锥进,窜入井筒,导致气井产水并积液,产气量大大降低甚至停产,严重影响气井正常生产和寿命,是边底水凝析气藏开发难题之一和主要开发特征。,下面我们通过几个实例来认识一下凝析气藏的开发特征：以塔河油田已开发且资料较全的三个主力边底水凝析气藏(AT1、THN1、DLK)为研究对象,运用气藏动态分析方法,详细分析气井及气藏的开发动态特征,采用油藏工程方法和数值模拟方法评价气藏边底水能量大小及其对开发的影响。为延缓见水气井水淹,以大涝坝1号区块为例,利用数值模拟软件进行该气藏开发方式优选的模拟研究,并以采用排液方式进行生产的方式进行了工作制度优选。在上述研究的基础上,本文得到了如下一些研究结果与认识： 1、塔河油田AT1区块中油组属于较高含凝析油中孔中高渗砂岩底水凝析气藏。气井初期产能较高,区块投产初期单井平均日产气能力达9.4104m3。目前压力保持程度为92.3%,底水不断锥进补充能量,区块反凝析不严重。大部分井初期产能均高于底水锥进临界产量,底水易突破至井底。从气井水平段渗透率分布来看,底水易从高渗段锥进。气井见水后,含水上升速度快,底水锥进加剧,已脊进到井底侵入产层中高部位,气受到较严重封闭不能有效采出,气产量急剧下降导致气中的凝析油也被封闭采不出来,凝析油产量也呈递减趋势。,2、塔河油田THN1区块三叠系中油组属较高含凝析油中孔中高渗砂岩边水断背斜圈闭凝析气藏。气井静压恢复主要通过边水锥进补充能量,气井静压变化能反映边水对气井的推进补充和气井向更高部位补充流体补充能量的综合情况。高部位气井能量补充不及时,造成气藏高部位地层压力下降快,边部井水淹,气藏天然气能量不足。区块初期表现为定容气藏的压降特征,水驱能量补充晚,后期曲线上翘,以水侵为主。含水特征表现为气井含水上升速度快,见水后水锁和水淹造成产量大幅下降；气藏边水在平面上呈舌进形态沿高渗带向高部位推进,由于储层为高渗层及夹层的作用极有限,造成含水快速上升。反凝析特征表现为气井投产后,井周围均发生反凝析；纯气区气井反凝析比边部井反凝析程度严重,反凝析造成的产量下降幅度在22-98%之间。 3、大涝坝1、2号构造大部分气井产水来源于边底水,也是导致气井停喷积液的原因。大涝坝1号构造为块状底水凝析气藏,气井见水形势表现为底水锥进。大涝坝2号构造苏维依组上气层为边水凝析气藏,气井见水形式表现为边水推进。苏维依组下气层为层状边水凝析气藏,东北部井见水形式表现为边水推进,受隔层发育的影响,部分井表现为底水锥进的见水特征。大涝坝2号构造巴什基奇克组为层状边水凝析气藏,隔层发育,大多数井表现为底水锥进的见水特征。大涝坝1号气藏主要生产下气层,水侵特征表现为沿着含气边界向中部推进,大涝坝2号气藏受构造南部断层影响,气藏的水侵方向主要表现为从北部侵入,处于北部含气面积边部区域的气井容易见水。,4、大涝坝2号区块2006年已出现水侵,随着开发进行,地层水侵速度越来越快,生产过程中气藏压力下降较快,说明气藏天然气能量不足。采用油藏工程和数值模拟方法对水体大小评价,大涝坝1号区块水体倍数约为气体的8倍左右,边水能量较弱。大涝坝2号构造水体倍数约为1017,边水能量较强。 5、对大涝坝1号气藏采用排液的方式进行生产的方式进行了工作制度优选,优选排液量700m3/d开发效果最好,十年提高采出程度20%以上。,NO.3国内外研究现状,凝析气藏的开发要远难于其他种类的油气藏。所以针对凝析气不稳定渗流过程中可能出现的复杂相变过程而对凝析气试井面临巨大的挑战 ，世界各国对其研究发展趋势主要体现在以下几个方面：1开展凝析油气多孔介质高速流动实验研究发展岩心反凝析多相流动实验技术 为试井模型的建立提供更加准确的机理描述。2对于高含凝析油的凝析气井 必须重视反凝析液析出造成的渗透率变化 因此建立渗透率动态变化反映相态变化的试井模型非常必要。3建立存 在 边 底 水 复 杂 边 界复 杂 井 型 和 井筒效应的凝析气藏试井模型和解释方法研究。4采用数值或半解析法来进行试井模型求解。,根据目前国内外研究的况，我们应在以下几个方面进行研究：1深层凝析气相态研究多孔介质对油气相态影响 1)通过85及95此方面的研究及国外的研究，已证明多孔介质对凝析油气相态的影响是存在的，然而由于研究手段限制和实验量较少，有必要深入作大量的实验验证，以解决国内外学者争议的基本问题，这对气藏动态分析及渗流产生直接的影响；气液固三相相平衡的研究2)目前国内研究主要是应用激光法来测试固相沉积点，然而随着发现气藏埋藏深度增加，油越来越黑，此法使用困难，有必要发展不受介质影响的超声波测试技术来进行测试；在理论模拟方面，有必要开发和研究能描述三相闪蒸及三相相图计算的计算软件，为将来预测和预防固相沉积提供基础。,2、异常高凝析气藏的渗流研究1）临界流动饱和度研究及真实相渗曲线的测试 临界流动饱和度是开发中非常关心的问题，关于到底凝析油在多孔介质中多大饱和度才能流动不同学者作出的结果差别很大，至少可以认为，它是受多孔介质性质的一个物理量；由于常规油气相渗曲线在测试中与真实凝析气藏渗流过程中的差别，使得常规油气相渗曲线在应用时受到影响，从而研究对产能及渗流的影响程度。2）凝析油析出的污染机理凝析油析出后的堆积方式、分布直接影响渗流的压力及产量，怎样才能准确评价污染是一个难题，也是一个渗流基本问题。3）凝析气藏开发方式探索近年来国外对凝析气藏开发方式进行了大量研究，如注水、水气交替、段塞驱、注烃气或非烃气、注空气等，研究表明注水、水气交替均会明显地提高气藏凝析油的采收率，随着发现凝析气藏凝析油含量的增加，探索此方法有重要的实际意义和经济效益。4）异常高压凝析气藏非线性流固耦合研究流固耦合渗流问题是一个渗流基本问题，对于埋深大的凝析气藏，此问题更为突出，由于压力高、产能大，在井底附近会出现非线性流固耦合渗流的问题，也是考虑物理化学渗流、流固耦合、非线性等多方面的复杂渗流问题，研究它对异常高压凝析气藏的试井及动态分析均会有直接的指导作用。,3、深层凝析气藏综合开发技术1）凝析气藏开发经营研究信息就是生命，就时时间，在油藏经营管理模式研究成果的基础上，研制开发油藏经营管理软件系统。系统包括数据库管理、地质信息集成、开发信息集成、油藏工程计算、开发动态管理、经济评价等子系统，以中国石油天然气总公司勘探开发数据库和油田分公司各采油厂自建的、目前正在实际使用的数据库为基础，建立油藏经营管理系统数据库，通过计算机网络技术，实现数据共享。2）成组凝析气藏优化开发研究 西气东输和几条长输管线的建设，一个气田投入开发已不能满足输气量的要求，多个气田投入开发已势在必行，如何应用油藏工程、采气工艺、地面工程、经济评价、最优化理论和技术等，建立各方面的经济优化指标体系和整体优化模型，以实现整体开发的优化，从而提高整体开发经济效益，是大家所关心的问题。3）异常高压凝析气藏水平井试井研究 中低渗透凝析气藏水平井开发已变为现实，关于水井的钻井完井及干气井、油井的水平井试井已得到应用，然而凝析气井水平井开发的渗流中还存在不少问题，还需进行深入的研究，尤其是考虑流固耦合条件下的凝析气水平井试井模型研究方面，为异常高压凝析气田水平井的试井和产能评价提供依据。4）凝析气藏开发一体化数值模拟设计技术研究 一体化数值模拟研究和软件开发是目前国内外油气田开发研究中的热点和难点课题。从“七五”以来，我国自行研制和完成了一些油气藏数值模拟软件，并对我国的油气田开发设计产生了十分重要的积极影响。研究可形成自适应的地下地面统一体，为优化工艺参数提供依据，还可打破传统的设计先地下、后井筒再地面的顺序，实现同时设计。,NO.4生产特征及开发机理,凝析气藏反凝析特征评价方法:1、基于室内凝析气相态实验结果评价储层反凝析。2、基于生产气油比评价储层反凝析。3、基于生产气体组分及密度变化评价储层反凝析。4、基于拟采气指数评价储层反凝析。5、考虑井生产时间评价储层反凝析。,6、考虑井生产部位评价储层反凝析。7、考虑不同井型评价储层反凝析。8、考虑单井数值模拟评价储层反凝析。9、考虑单井产量评价储层反凝析。10、考虑储层应力敏感评价储层反凝析。11、应用模糊分析方法评价储层反凝析。,开发机理：1、采气速度敏感性分析。2、夹层渗透率的敏感性分析。3、水体倍数敏感性分析。4、水平井长度敏感性分析。5、水平段位置敏感性分析。结论：1、由于气田规模小，循环注气不经济，为避免水过早锥进以及凝析油在地下过早过快析出，应控制采气速度，防止近井地带形成较大压降漏斗，直井合理采气速度约3%比较适宜。2、夹层对控制底水气藏水锥起着重要作用，气层下部夹层封闭性越好，越有利于气田的开发，采出程度越高。,3、底水水体倍数越大，越容易出现水锥，油气采出程度越低。4、对于底水气藏来说，水平井长度越长，底水锥进速度越慢，即无水采收率越高；但加大水平段长度会导致钻井成本大幅度提高，磨阻增加，从而使水平井产量增幅减小。对于该气田，水平段长度600m较优。5、在无夹层情况下，该气田开发避水难度很大，尤其是气田A区块，即使采用水平井开发且把水平段布在气层上部也只有一年无水生产期。,NO.5凝析油堵塞,在开采凝析气藏的过程中，井底流压低于露点压力导致近井带液烃积聚，这种现象称为凝析油堵塞，其结果导致气相相对渗透率降低，气井产量下降。在拟稳态凝析气、油流动过程中，近井凝析油饱和度可高达5060。即使对于Arun贫气田，其凝析油析出量可达到1.1，凝析油堵塞极大地降低了油气井产能。加利福尼亚州的CalCanal油气田，由于凝析油积聚和高含水饱和度的双重影响，导致采收率仅有10。 目前，为防止凝析油和(或)水堵塞造成的气井产能降低而采取的措施主要为：循环注气保持气藏压力高于露点压力；将干气注入反凝析气藏，使凝析油气化并提高露点压力；注入丙烷，以降低露点压力和凝析油气化，实验结果表明比注二氧化碳更有效。采用水力压裂技术提高气井产量对某些气藏的开采并不可行或并不经济，在气层中水力压裂裂缝可以提高井底压力，该技术可以成功地恢复由于井底压力低于露点压力而造成停喷的气井产能。,最近发展了一种新的技术，可以提高由于凝析油堵塞所降低的气相相对渗透率，并发现甲醇能有效地除去凝析油和水并恢复低渗石灰岩岩心的产气能力。,NO.6 EGR机理及展望,EGR工作原理及关键技术EGR的基本原理是将部分排气引入进气，以提高混合气中的废气成分，它是通过以下3个方面来减少氮氧化物的形成的：1、提高混合气的热容量，废气中含有的水蒸气和二氧化碳等三原子气体，比热容大，可以有效地降低气缸内最高燃烧温度，抑制氮氧化物的生成。2、降低混合气中氧气的浓度，废气的稀释作用还可以使氧气的相对浓度下降，从而也降低氮氧化物的浓度。,3、降低燃烧速度。由于废气中含有大量氮和二氧化碳等接近惰性气体，当这些废气部分回流到进气管后起到了稀释新鲜进气的作用，使燃烧反应速率减缓。EGR在国内外的发展情况 从六十年代开始，美国、日本、西欧等工业化国家对汽车的