凝析气藏试井技术综述_孙浮
凝析气藏开发技术现状及问题
凝析气藏开发技术发展现实状况及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发关键研究室）凝析气田在世界气田开发中占有特殊关键地位, 据不完全统计, 地质储量超出1万亿方巨型气田中凝析气田占68%, 储量超出1千亿方大型气田中则占56%, 世上富含凝析气田国家为前苏联、美国和加拿大, 她们有丰富开发凝析气田经验, 早在30年代, 美国已经开始回注干气保持压力开发凝析气田, 80年代又发展注N2技术, 前苏联关键采取衰竭式开发方法, 采取多种屏降注水方法开发凝析气顶油藏。
70年代已开始注气, 现在在北海地域, 也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田。
在中国这类气田已遍布, 在新疆各油区更展示了美好前景。
依据第二次油气资源评价结果, 中国气层气关键分布在陆上中、西部地域, 以及近海海域南海和东海, 资源总量为38×1012m3, 勘明储量2.06×1012m3, 可采储量1.3×1012m3, 其中凝析油地质储量11226.3×104t, 采收率按36%计算, 凝析油可采储量4082×104t, 而且关键分布在中国石油股份企业。
伴随勘探程度向深部发展, 越来越多凝析气田相继发觉, 研究和发展相关开发技术相关键实际意义和应用前景。
一、凝析气田开发方面已成熟技术和问题关键有:1、油气藏流体相态理论和试验评价技术（1）经过“七五”到“九五”研究, 已基础形成配样分析和模拟技术, 如凝析气藏取样配样及PVT分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准; 但对饱和凝析气藏取样仍不能很好地取得有代表性流体样品。
（2）近临界态流本相态研究已得到发展, 临界点测试已取得成功, 对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新认识; 在采取计算方法确定临界点上还有难度。
（3）高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中固相沉积得到研究, 并建立了对应测试方法和模拟评价技术; 但因为凝析油组份复杂性, 现在模拟理论模型只能达成拟合而估计可靠性差。
13第十三章-凝析气井试井分析
(
)
凝析气井试井分析方法
复合气藏模型（压恢） 复合气藏模型（压恢）
q RT 1 C K∆t ψ (∆t) −ψ (0) = 2 KhM 2 ln Φ µc r C
m 1 2 i spb spb gi
凝析气井试井分析方法
两相拟压力方法
压 力 恢 复 试 井
4.2415×10−3 qt RT t p + ∆t ∆ψ2 pws =ψ2 p (P) −ψ2 p (P ) = lg i ws Kh ∆t
K= 4.2415×10−3 qt,mol RT mh
S' =1.151(
Ψ p (P 1) − Ψ p (P ) ws wf 2 2 m
单相气体拟压力方法
p
ρ ψsp = ∫p µ dP
r
ψ
µ
ψ
内 区
∂ψ ∂
外 区
ψ ψ
ψ ψ
1 ∂ ∂ sp Φ i cgi ∂ sp r = r ∂r ∂r K ∂t sp 2πhK =q m r r= rw (r →∞,t) = spi sp sp (r, t = 0) = spi
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
两相表皮系数： 两相表皮系数：
pdew 2 p 2pkrg L kh S2 p = −3 ∫p µg zg − µg zg V +1dp 3.684×10 qt,mol RT
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
单相气体拟压力方法
1 λ tp S + 0.80907 + + −1ln 2 Krg Krg rw w
凝析气藏排水采气工艺技术
凝析气藏排水采气工艺技术摘要：凝析气藏是油藏与天然气藏之间重要的油气藏类型，具有压力高、温度低、含气量大等特点。
在选择凝析气藏排水采气技术时时，必须要有一套成熟可靠的工艺技术才能确保其开采效率与效益。
本文针对当前常见天然气藏排水采气技术展开研究。
关键词：凝析气藏；开排水采气；技术措施气田开发的同时，由于储气层平面非均质性和气藏平面产气井产气量非均分布等原因，可能会导致气井过早受到边水的影响、被底水或者外来水淹没。
为了保持天然气储量和采收率的长期稳定发展，必须采取一定的措施来减少水对储层的损害。
气井产出水使流入井渗流阻力及气液相管流总能量损耗明显增加。
因此，当进入井筒的天然气压力低于地层压力时，会发生气体携液流动导致气液两相界面下降，伴随着水侵的影响越来越大，气藏能量衰减，甚至由于井底积液严重，导致停产。
此外，在高含水阶段，由于储层流体性质变化及地层压力下降导致气体吸附能力降低，最终使天然气无法通过井筒产出。
1.凝析气藏的开发技术难点1.1凝析气藏资源储层的构造影响因素凝析气藏资源是低渗透的油气资源之一，从结构上看，以断层和裂缝为主、透镜体和其他因素的作用。
由于其储集层物性差、非均质性强、渗流阻力大，常规试井方法不能准确反映气藏内复杂的流动状态。
地质断裂活动可使地层发生变化，继而引起地层流体性质的变化、压力系统等产生改变，改变气藏储层埋藏条件。
不同类型油气藏由于其成因机理及藏储环境不同，对藏储层改造方式也各不相同。
一些致密砂岩储层，具有某种透镜体，对于气藏资源的分布有一定的影响，由于透镜体造型、分布及规模等方面均有不同，导致气藏开发难度大。
因此对不同类型的低渗透油气藏进行分析评价时，要结合其实际情况选择合理有效的开发方式及参数。
1.2凝析气藏资源的开发难点气井在天然情况下，产能偏低，非均质程度相对较高的储集层由于物性差异导致其产液能力不同，在开采过程中容易出现水窜现象。
由于其非均质性很强，投产以后，气井的主力储层得到很好的动用，采气速度加快，层间矛盾愈加尖锐，不能有效地调动各个储层之间产能；地层水矿化度较低，气层伤害严重。
低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究
低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究摘要:柯克亚凝析气田在勘探初期,遭受三口井无控井喷破坏,使得压力变化和流体分布复杂,开发调整与控制困难;尤其近年来,随着油气田的不断开采,主力油气藏已进入快速递减阶段,低产、低压、低效井大量产生,针对这种情况,柯克亚作业区对部分低产、低效井实施措施作业,但效果欠佳;为此,柯克亚作业区科研、技术人员在总结前期措施作业效果的基础上,重新对低产、低效及部分躺井进行了再分析、研究,以其动、静态资料为基础,将储层物性、平面连通性以及生产动态资料有机结合的方法,确定增产措施作业井,实施后取得了显著的效果。
关键词:凝析实施措施措施效果评价1 低渗凝析气藏基本地质特征目前探明6个柯克亚凝析气田油气藏中,西五二、西七二油环凝析气藏储层为中等孔隙度、中等渗透率的细砂岩,砂岩厚度大,储层平面展布及连通性相对较好,开发效果较好;西四一、西四二～西五一边水凝析气藏则相对较差,储集层以细砂岩为主,砂岩碎屑成份以石英为主,其次为长石和岩屑,储集空间以次生孔隙为主,储层具有小喉道(0.25um～3.75um)、低渗透率(空气55×10-3～126×10-3um2)、低孔隙度(9％～18％)、强酸敏、亲水等特征,储层非均质性严重、连通性差、层内低渗透率带交叉分布,形成单井有效控制储量小、产量低、地层压力下降快的特点。
2 前期措施效果分析柯克亚凝析气田经过近30年的开发,主力采油层系能量衰减,含水上升,产量大幅度递减;主力采气层系因采取衰竭式开采,地层反凝析严重,凝析油含量急剧下降;约占生产井数20％～30%的井成为低产、低效井,严重制约了气田的稳产、上产。
针对这种情况,近几年先后对西四一、西四二～西五一7口低产、低效井实施了措施作业,效果分析如下。
以上措施井除柯224、401、221井措施效果较好或有效外,其余各井均无效,而储层物性较好的5口井中(柯221、401、51、502、7008井),只有2口井有效,储层物性较差的3口井中(柯224、240、503井),也有1口井见效,由此可见储层物性不是决定措施有效的唯一因素;而物性较好、初始产量较高的柯401、221井也先后于2000年1月、2001年6月停喷,累计产油分别为:6011t、550t,经济效益较差,分析原因:两口井平面连通性较差,缺乏能量补充,造成油气产量迅速下降,直至枯竭。
凝析气田开发中水平井的应用及效果评价
凝析气田开发中水平井的应用及效果评价摘要：白庙气田凝析气田属于整装凝析气田，与同类气田相比较，它是中国开发投资最大整装凝析气田。
由于凝析气藏的复杂性和特殊性，决定了在凝析气田的开发过程中存在高技术含量、难度系数大的特点。
基于对现代数值模拟技术以及油藏工程的论证分析，将水平井应用于高压、高温凝析气藏的开发，适应了白庙气田凝析气藏的地质特征，并有效克服了其开采阻碍。
凝析气藏开发动态研究结果显示，采用水平井开发凝析气藏的效果极佳，经济效益高，而且水平井能够很好地适应凝析气田深部及块状底水、地露压差不大、凝凝析油含量大，以及在凝析气藏开发中实行循环注气开发的方式。
关键词：白庙凝析气田水平井应用及效果一、白庙气田凝析气田地质特征对白-平2HF井所在的白44块进行了精细地质研究，认为该井储量基数较大，采出程度低，剩余潜力大。
1.储量基数较大实钻水平段控制沙三下3（3）小层和沙三下4砂组含气面积0.91平方千米，控制天然气储量2.32亿方，凝析油储量9.3万吨。
根据目前标定的气田采收率天然气按45.9%，凝析油按25%计算，天然气可采储量为1.06亿方，凝析油2.3万吨。
2.采出程度低，剩余潜力大白44小块S3下3（3）小层累产气0.0208亿方，累产油558吨；剩余天然气可采储量0.8054亿方，剩余凝析油可采储量1.8192万吨；天然气地质储量采出程度为 1.16%，可采储量采出程度为 2.52%；凝析油地质储量采出程度为0.74%，可采储量采出程度为2.98%。
白17小块S3下4砂组累产气0.0282亿方，累产油1846吨；剩余天然气可采储量0.1692亿方，剩余凝析油可采储量0.2654万吨；天然气地质储量采出程度为6.56%，可采储量采出程度为14.29%；凝析油地质储量采出程度为10.26%，可采储量采出程度为41.02%。
3.地层压力高能量足白—平2HF井钻遇两个断块（白44断块、白17断块）。
TH油田凝析气藏水平井试井合理压差的确定
Ａ ｂ ｔ ａ ｔ Ｔ ｈ ｒｚ ｔ ｌｗ ｅ ｌｐ ｏ ｓ ｒ ｃ ： ｅ ｈｏ ｉｏｎ ａ ｌ ｒ ｄｕｃ ｉ ｉｙ ｔ ｓ ｓ ｍ ａｎｌ Ｏ ｏｂ ａ ｎ ｔ ｏ ｃ ｉ ｉｙ ｅ ｕａ ｉ ｎ ａ ｄ ａ ｓ ｕ ｅ ｔｖｔ ｅ ｔ ｉ ｉ ｙ ｔ ｔ ｉ ｈｅ ｐｒ ｄｕ ｔｖ ｔ ｑ ｔｏ ｎ ｂ ｏｌ ｔ ｏｐ ｎ—ｌ ｗ ｃ ｐａ ｉｙ， ａ ｔ ｓ ｌ ｃ ｎｏ ｚ ｅ ｆ ｐｒ ｄｕ ｔｏｎ． Ｔ ｈ ｄ ｔ ｒ ｉ ｔｏ ｏｆ ｒ ａ ｏ ｂｌ ｐｒ ｓ ｕｒ ｅ ｆｏ ａ ｃｔ ｎｄ Ｏ ｅ ｅ ｔ ｚ ｌ ｏｒ ｏ ｃｉ ｅ ｅ ｅ ｍ ｎａ ｉ ｎ ｅ ｓ ｎａ ｅ ｅｓ ｅ
１ 地 质概 况
ＴＨ 油 田油 藏类 型多 ， 气水 分 布 复杂 ， 层非 油 储
均 质性 较强 。 ＴＨ 凝 析气 田孔 隙度均 值为 １ ． ％． ２ ９ 渗
井 各种参 数 变化也 很大 ｌ 。产能试 井时 ， １ ］ 合理 压差
是 与 产能相 对应 的 ， 能也 是与 油嘴相 对应 的 ， 每 产 而
维０ ７年 ３月
岩
性
油 气
藏
Ｖｏ１ ９ Ｎ ｏ． ．１ １
Ｍａ ． ｒ ２０ ７ ０
ＬＩ Ｈ Ｏ ＬＯ Ｇ Ｉ ＲＥＳＥＲＶ Ｏ Ｉ Ｔ Ｃ ＲＳ
文章编 号 ： ６ ３８ ２ （ ０ ７ ０ —１ ００ １ ７ — ９ ６ ２ ０ ） １０ ３ —４
一
口井 只有 唯一 的绝对 无 阻流量 。笔 者试 图通过绝
对无 阻 流量 这 一 参 数 来 界 定 一 口井 合 理 产 能 的 范
围 ， 而确 定合 理压 差 的范 围 ， 进 同时也 就确定 了合 理 油嘴 的选 择范 围 。
凝析气藏开发技术现状及问题
用， 同样 ， 由于近 井地 带 凝 析油 析 出机 理 和 污 染 描 述 困难 ， 影响 了产 能计算 的准确 性 。 １ 凝析气藏 潘 流规律 及油藏 数值 模 拟研究 ， ３ （ ）常规渗 流 规 律 已基本 建立 ， １ 并建 立 了相 应 的
更 多 。 由 于 渗 流 过 程 中 凝 析 油 析 出 和 堆 积 机 理 还 不 但
１ 我 国开 发凝 析 气 田的成 熟 技 术
１１ 油气藏流体 相 态理 论和实验 评价 技 术 （ ）通过 以往 的研究 ， １ 已基本形 成 配样 Ｐ Ｔ分 析 Ｖ 和模 拟技 术 ，如凝 析 气藏 取样 配 样及 Ｐ Ｔ分析 评价 Ｖ 技 术 及标 准 、 气藏类 型 判别 标 准 ； 对 饱和 凝 析气 油 但 藏 取样 仍不能很 好地 取得 有代表性 的流体 样品 。 （ ）近 临 界态 流体 相态 的研 究得 到 发展 ， 界点 ２ 临 的测试 已取得 成 功 ， 近临 界态凝 析气 藏 开发 中相态 对 特 征研究 取得 了新 的认识 ； 在采 用计 算方 法 准确确 但
凝 析 气 田在 世界 气 田开发 中 占有 特殊 重 要 的地 位 ． 不完 全 统计 ， 质 储 量超 过 １ １ 的 巨型 气 据 地 ￣ ０ ｍ， 口 中凝 析气 田 占 ６ ％， 储量超 过 １ ０ ｘ ｍ 的 大 ８ 在 ０ ｌ８ ０ ０ 型气 田中则 占 ５ ％ 世界 上富 含凝析 气 田的国家 为 苏 ６ 联 、 国和加 拿 大 ， 美 他们 有 丰 富 的开 发 凝析 气 田的经 验． 在 ２ 早 Ｏ世 纪 ３ Ｏ年代 ， 国已 经 开 始 网注 干气 保 美 持压 力开 发凝析 气 田 ，０年代 又发展 注氮 气技 术。苏 ８ 联 主要采 用衰竭 式 开发方 式 ， 用 各种 屏障 注水方 式 采 开 发凝 析 气 顶油 藏 目前 在北 海地 区 ， 也有 冲破 “ 禁 区” 探索注水 开发 凝析 气 田的 在我 国这类 气 田分 布很广 ， 在新 疆 各油 区更 展示
第4章 凝析气藏开发总结
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特点
1) 地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力(最大凝析压力)区 间内，会有一部分凝析油在储集层中析出，并滞留在储集层岩石孔隙表面而造成 损失。凝析油气体系的相态和组分组成都会随压力、温度改变而变化，而且，多 孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会 对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作 用。
气油比m3/m3 ＜35
35～125 125～350 350～625 625～1425 1425～12467 ＞10686
油罐油密度g/cm3 ＞0.966
0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802
＜0.780 ＜0.739
油气藏类型 重质油藏
普通黑油油藏 黑油油藏与挥发性油藏过渡带
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 近井区高速流动效应影响分析
P,MPa 0
初始露点压力
So
0
近井区域特征
rd
r,m
压力分布
rd
r,m
凝析油饱和度分布
较低的压力；高的凝析油饱和度； 高界面张力；高流速。
Ωg =
G= A
0.01hφ S gi
Bgi
（4－2）
单储系数（108m3/km2.m)
SG=F
G= Ah
0.01φ S=gi
Bgi
0.01φ Ssi
Tsc pi pscTZi
（4－3）
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.2 容积法计算储量
海上凝析气井井筒温度压力分析
’ 弭
根据热力学第一定律 ， 我们可 以写出如下的能蛩守恒方程式
＋
生 ＋ ｄ＋ 篮 ｚ
Ｐ． ｇ ２ ｄ ｇ ｇ
＋ ＝ ０
（） ５
。
＿１ Ｊ ，Ｉ １
Ｉ Ｗ，
： ＩＨ ｓ ２ ｌ
∞ ８ Ｉ 坤 托 椭 Ｍ８
乩 【 Ｗ３ Ｉ哪 ●
忽略流体 做的机械功 ，方程可 以变形为 ：
１ 油气水三相相平衡热力学模型
在预测 沿整个井筒的压 力分布时 ，将整个井筒分成若干段 ，每一 段长度为 △Ｈ。在每一段内将顶 认 为考虑成井 口，段底考虑成井底 ， 将短长度考虑成井筒深度 ，采用式 （ ） ６ 算出每个段的段底压力 ， 再
将算得段底压力 ，考虑成下一个段 段 口压力 ．即可计算出井简压 力的 分布。 海上气井井筒结构如图所示 ． 取井底为坐标原点 ， 垂直 向上为正 ， 在油管上取 徽元控制体 ．根据能量 守恒原理 ．可以得到式 （ ），即 ７ 为井 筒的温度 分布模型 。
４ 结 语
泽为ｙ ｌ ｗ ｎ ｔ ａｅ ， “ 着黄衣 服 ” 泽为ｗ ａ ｎ ｅ ｏ ｅｏ ｉ ａ ｕ ｌ 、ｓ ｌ ｇ ｕ ｍｎ ｅ 穿 ｅ ｒ ｇｙｌ ｗ． ｉ ｌ “ 黄卡 ”泽为ｙｌｗｃｒ， “ ｅｏ ｄ ｌ ａ 黄雀” 泽为ｙｌ ｗ ｉ 有 时颜 色ｊ直泽 ｅｏ ｂ ｄ ｌ ｒ 亩 Ｊ 后意思还 不是很清楚 ．如 “ 黄屋”泽为ｔ ｃ ｎ ｅ ｐ ｒｒ ｃｒａ ｅ ｈ ａ ｉ ｔｍ ｅｏ ｓ ａ ｉ ， ｅｎ ｅ ＇ ｒｇ “ 黄屋 ”是古代封建帝王锎Ｉ 川之车 ，如果 西方人 不理解 “ 黄屋”的中 国文化内涵 ，直泽为ｙ ｌ ｗ ｈ ｕｅ（ ｅ ｏ ｓ 黄色 的房子 ） ｌ ｏ 那就错 了 。此时可 采用意 泽。 （ ）意泽法 （ ｉ ｒ ａｓ ｔｎ 黄色在 Ｌ英文化中联想冲突 ２ Ｌｂ ａｔ ｎｌｉ ） ｅ ｌｒ ａｏ Ｉ ｜ 时用意 泽。意 泽是指从意义出发 ．当原文的思想 内容与 译文的表达形 式有矛盾 ，译文就 要打破 原文的句子结构 ，用 译者 自己的 话准确的传 达 出原文的 意思 。如 “ 黄泉 ”在Ｌ 国 文化 中表 示人死 后所埋 葬的地 ｆ ｜ 方 ．因此 泽 为ｙｌ ｗ ｗ ｔｒ ｙ ｌ ｗ ｓｒ ｇ 是 不对 的 ，而 是 译为ｔｅ ｅｌ ａｅ或 ｅｌ ｐｉ 都 ｏ ｏ ｎ ｈ ｐ ｃ ｈｒ ｔ ａ ｅ ｒ ｄ “ ｌ ｅ ｅ ｅ ｅｄｗ ｒ ｂ ｉ 黄色书 刊”在 中国文化 中表 示 内 ａ ｗ ｅｈ ｄ ｅｕｅ 容 不 健康 的书 籍 ，泽 为ｏ ｓ ｎ ｏ ｋ ，而 不是 ｙｌ ｗ ｂ ｏ 。Ｙ ｌ ｗ ｂｃ ｅ ｏ ｓ ｅ ｂ ｅ ｏ ｏ ｋ ｅ ｏ ｌ ｌ ｂ ｏ 在西方文化中是指以黄纸为封的政府报告书 ，称 “ ｏｋ 黄皮书 ”，而 不 是 “ 色 书籍 ” 。此 外 “ 黄 炎黄 子 孙 ” 泽为 ｔ ｅｃｎ ａｔ ｏ ｅ ｈ ｄ ｓ ｄ ｎ ｆｈ ｅ ｅ ｓ ｔ ｙｌ ｗ Ｅ ｅｏ； “ ｅｌ ｍｐｒｒ ｏ 黄粱 美梦 ”泽为ａｆｎ ｒａ ｄｄｅｍ “ ｏ 黄花 闺女 ”泽为 ｖ ｇ 。 “ 毛 丫头 ” 泽 为 ａｓｌ ｌｔ ｉ ， “ 历 ／ 历 ” 泽 为 ｉ ｉ 黄 ｒｎ ｌ ｔ ｇ ｌ ｉｙ ｉ ｅ ｒ 黄 ｌ 皇 ａ ａａ ． “ ｌ ｎｃ ｍ 黄金时代”泽为ｔｅ ｏｄｎ ｉ ｅ。 ｈ ｌ ｍ ｓ ｇ ｅｔ （） ３ 色彩词转换法 ｆ ｏｏ Ｗｏｄ ａｓ ｒ ａｏ ）。汉 语中的黄 ｌ ｒｓｒｎ ｏｍ ｔｎ Ｃ ｒ ｔ ｆ ｉ
采油气工程中凝析气藏的开发技术分析
采油气工程中凝析气藏的开发技术分析摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。
凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。
在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。
凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。
虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。
对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。
关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施1、凝析气藏开发井的参数设计1.1井网井距凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。
对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。
模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。
就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。
凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。
模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。
虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。
因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。
技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。
气藏工程作业
天然气相对密度
天然气比容
偏差系数
天然气等温压缩系数
天然气体积系数
天然气膨胀系数
天然气粘度
天然气水露点和烃露点
天然气热值
视地层压力
二、论述题
1、论述天然气偏差系数的确定方法与计算方法，并阐明各种方法的适用范围。
2、论述天然气粘度的确定方法，并阐明粘度的变化规律。
三、计算题
1.已知天然气的摩尔分数见下表，求天然气的相对分子质量和相对密度。
第
1、综述凝析气藏开发技术要点。
2、综述低渗气藏开发技术要点。
3、综述水驱气藏开发技术要点。
4、综述煤层气藏开发技术要点。
第八章
1、阐述制定气藏开发方案的主要流程。
2、阐述气藏开发动态分析的主要方法与主要内容。
3、开发各阶段气藏动态监测、分析和管理的侧重点在哪儿？
4、如何进行气井的合理配产？
5、气藏驱动有哪些方式，决定气藏驱动方式的主要因素是什么？
6、阐述气藏驱动类型以及每种驱动类型的开发特点。
7、阐述气藏的驱动方式及主要分析方法。
Z
投产前
32.8
0
0.9815713
2000-9-1
29.81
1927.0598
0.9766608
2002-7-13
26.43
3609.8096
0.9535187
2004-6-8
21.05
6098.721
0.9273716
采用物质平衡法计算动态储量。
7、凝析气井常压分离生产数据为：原始地层压力20.685MPa，T=389K，生产气油比2500m3/m3，天然气相对密度0.692，凝析油相对密度0.798，地下储烃空间为6×108m3，求凝析油储量和天然气储量。
凝析气藏相变渗流机理与试井分析现状
年 Ｈ ｇｏ ，９ ５ ａｏｒ ］１９ 年杨宝善ｌ等人 ， ｔ ９ 研究 了关于凝 析气藏渗 流机理 ＼ 相态 特征 以及动态 分析计算方
径 相不连 续性 的非理 想 、 均 质 系统 。这 些 区 别 于 非
响。１８ 年 Ｍ ｐ３‘ ａ且［ ９７ Ｈａ） Ｈａｅ ｌ ａ 研究 了凝析系统相态 变化的热动力学不均衡性 ， 以及吸附现象等， 凝析气 藏相态特征与渗流机理是一个复杂系统 ， 以凝析 所 气藏开 发 、 开采效 果 远低 于油 、 藏 ， 然 气 的采 收 气 天
（） １露点压力较低的， 只有气相单相渗流的一区
模型。这与气 田一样 ， 实际是一个简单的气相单相
一
区渗 流模 型。
时， 井底附近的凝析液析 出， 液体饱 和度不断上升。
（） ２ 露点压力较高的， 油气两相共存 的两相渗流 的二 区模型＿ ¨ 。早先的二区模型是 ， 区即近井 ｌ Ｊ １
２０ ０ ８年 １ ０月
油
气 井
测
试
第 ｌ ７卷 第 ５ 期
凝析气藏相变渗流机理与试井分析现状
成 珍 成绥民 谭 中国 李莲 明
（． １西安石油大学 陕西西安 ７０ ６ ； ２长庆油 田分公 司 陕西西安 ７ ０ ２ ） １０ ５ ． １０ １
摘要
通常， 试井分析方法基于单相渗流基础上 ， 但在实际生产 中， 尤其是凝析油气田开发 中
［ 作者简 介］ 成珍 ， ， 女 助理工程师 ， 从事油气 田开发技术研究工作 。
青海油田东坪凝析气藏气井产能试井异常曲线的校正方法和解释模型的建立
青海油田东坪凝析气藏气井产能试井异常曲线的校正方法和解释模型的建立发布时间：2022-04-22T04:05:56.331Z 来源：《中国科技信息》2022年1月中作者：吴朝全马明谢碧波[导读] 凝析气藏在生产中表现出的产能递减现象促使人们去了解储层中的真实流动状态，而相态变化对不稳定试井测试压力响应有较大影响。
现场生产中主要采用试井方法来获得气井产能计算参数，而测试中因地层静压缺失、流压不稳、井底积液、井口计量不准确等原因导致部分井产能测试点异常，无法准确求取地层参数，预测产能。
笔者认为，通过剖析凝析气藏产能测试曲线异常的主要原因，提出产能曲线异常校正方法，编制产能异常矫正程序，建立凝析气藏不稳定试井解释理论模型，可以提高求取参数的准确性，准确预测产能，为后期气田高效开发提供科学依据。
青海油田测试公司吴朝全马明谢碧波青海茫崖 816400[摘要] 凝析气藏在生产中表现出的产能递减现象促使人们去了解储层中的真实流动状态，而相态变化对不稳定试井测试压力响应有较大影响。
现场生产中主要采用试井方法来获得气井产能计算参数，而测试中因地层静压缺失、流压不稳、井底积液、井口计量不准确等原因导致部分井产能测试点异常，无法准确求取地层参数，预测产能。
笔者认为，通过剖析凝析气藏产能测试曲线异常的主要原因，提出产能曲线异常校正方法，编制产能异常矫正程序，建立凝析气藏不稳定试井解释理论模型，可以提高求取参数的准确性，准确预测产能，为后期气田高效开发提供科学依据。
[关键词]产能试井；凝析气藏；产能曲线；校正方法；建立模型 0 引言青海油田东坪气藏位于柴达木盆地阿尔金山前东段，区内发育基岩风化壳、中生代与新生代三套地层，有效储层包括滩坝沉积细砂岩、扇细砂岩和基岩段三种储层类型，非均质性强，储层流体属轻质低粘凝析油。
为了进一步研究储层参数及储层动态，更好地指导东坪气藏开发，在该区域开展了不稳定试井（单井和多井）及产能试井资料录取工作，针对在试井资料解释和总结分析中存在一些问题，提出了异常曲线的校正方法，编制了校正软件，建立了解释模型，提高求取参数的准确性，提出下步工作思路[1-2]。
凝析气藏开发浅析
凝析气藏开发浅析作者：马红军孙金忠葛晓利白亿平曹洪波来源：《中国科技博览》2013年第20期[摘要]在凝析气井衰竭开采过程中，当气井井底压力降至流体露点压力以下时，受流体相态变化的影响会出现反凝析现象，从而导致气体相对渗透率急剧下降，气井产能降低。
因此在开发过程中，初期就需要研究油井携液量，确定合理的采液速度，选用合理的管径，提高采收率。
而地层的连续稳定生产，保证合理的稳定的生产压差，是高效开发的前提，而凝析气藏的冬天生产的冻堵会影响正常的生产，因此防止地面和井筒的冻堵凝析气藏开发的重点解决问题。
[关键词]反凝析冻堵小油管露点压力携液中图分类号：TS124.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）20-0624-011 概述塔河油田AT11-AT12区块是砂岩底水块状特高凝析油断背斜圈闭凝析气藏，属中高孔（24%～28%）、中高渗（416.6md）。
含油面积4.7km2，平均气层厚度12.8m，凝析油地质储量93.37×104t，天然气地质储量11.34×108m3，凝析油标定采收率30.0%，天然气标定采收率60.0%。
原始地层压力44.74MPa，露点压力40.98MPa。
区块投产井11口，因水淹关井5口，已高含水井2口（AT11-5H、AT11-8H），目前区块日产液61吨，日产油51吨，日产气56873方，综合含水16.7%。
2 开发中的难点2.1 反凝析污染凝析气藏在一定的压力和温度范围内具有反凝析（又称逆行凝析）的特点。
在开发过程中，当压力降至露点压力以下时，凝析油就会析出，出现反凝析伤害。
2.2 井筒积液与气体携液能力在气田开发过程中，由于地层水和天然气中的凝析水的影响，常会造成气井井筒积液，在井底产生回压，影响气井正常生产，积液严重时会压死气井。
AT11区块在随着开发的进行，地层能量下降，目前5口停产井在关井前，气体产量下降，产液下降，含水上升，由于气体产液下降和底水上升，携液能力下降，导致压力下降，需频繁吐液维持生产最后停喷。
凝析气藏试井技术评价与研究
将凝 析油折算 成 当量气 ， 即
ＧＥ ＝２ ０ ｏ Ｍ 。＝２ ０ ４１ ７Ｆ ／ ４１ ７×０． ／ １ ７４ １ ３
测试 时 问较 长 ， ２个 多 月 。 回放 压 力数 据 显 达
概
况
示在 １月 １ ０３压力 满点。 ０ 日１： ７ 计采
昌 ３ 井位于伊通地堑岔路河断陷梁家构造带 ６ 上 。该 区油气 层 分 布 主要 受 断 层 和 岩 性 控 制 ， 断 属
层 一岩 性油 气藏 。岩 性为 厚层 杂色 砂砾 岩夹 灰绿 色 泥 岩 、 层灰 绿色 粉砂 质泥 岩 、 薄 泥质 粉砂 岩 。 由于 成 岩 较 晚 ， 深较浅 ， 使该 区储 层较 疏松 ， 易 出砂 。 埋 致 容
密度 为 ０７４ ／ｍ ， 度 为 １ １ｍ ａ Ｓ含蜡 量 为 ．４ ４ｇｅ 粘 ． Ｐ ・， ２９ ， 质 含 量 ０ ６ ， ．％ 胶 ．％ 沥青 质 含 量 ０ ０ ％ ， 水 ： ．３ 含
痕迹 ， 固点 ： ℃ 。 凝 一５ 从 以上原 油化 验结果 分 析 ， 层原 油粘 度低 、 该 少
ｍ ｍ
喜１ ０
至
１， ０
孔板 ， 日产气 ２ ．９ ｍ ／， ３０ １ｋ ｄ 日产 油量 为 １ ．５ １ ３
耋１ ０ ：
ｌ Ｏ ｌ ０ ｌ ０ ｌ ０ ｌ Ｏ ｌ。 Ｏ ｌ‘ ０ ｌ ０
ｍ
。５５ｈ （ ． 产油量为 ２ ６ｍ 折算 ） ． 。 。 由于本层为凝析气藏 ， 在进行试井分析时， 需要
摘 要 昌 ３ ６井试 油 井段 属 于凝 析 气 藏。该 井 施工 中要 防止 结 冰 ， 释 时 要考 虑 凝 析 气 的特 解 点。通 过对该 井 的施 工得 到 了一些 经验和 初 步认 识 ， 以后 的施 工起 到 一定 的指 导作用 。 对
凝析油气井开采工艺技术介绍
钻井废弃物处理：妥善处理钻井过程中产生的废弃物，保护环境
凝析油气井的完井工艺
完井设计：根据油气井的地质条件、生产要求等因素进行完井设计
射孔：在井壁上钻孔，使油气能够顺利流入井筒
04
完井测试：对完井后的油气井进行测试，评估生产能力和经济效益
固井：采用水泥浆等材料对井壁进行加固，防止井壁坍塌和漏失
凝析油气井开采工艺技术是一种用于开采凝析油气资源的技术。
2
凝析油气是指天然气和石油的混合物，其中天然气和石油的比例可以根据不同的地质条件进行调整。
3
凝析油气井开采工艺技术主要包括钻井、完井、采气、采油、集输等环节。
4
凝析油气井开采工艺技术的目标是提高凝析油气的采收率，降低生产成本，保护环境。
凝析油气井开采工艺技术的应用领域
01
远程监控技术的应用：实现远程实时监控，提高安全生产水平
02
智能数据分析技术的应用：提高数据分析效率，优化开采方案
03
机器人技术的应用：实现无人化开采，提高开采安全性和效率
04
提高开采效率和降低成本的技术发展
01
自动化技术：提高开采效率，降低人工成本
02
绿色环保技术：减少环境污染，降低环保成本
03
01
减少环境污染：采用环保型钻井液、压裂液等，降低对环境的影响
03
降低生产成本：采用自动化、智能化技术，降低生产成本
02
提高能源利用效率：采用节能型设备，提高能源利用效率
04
提高安全生产水平：采用安全防护技术，提高安全生产水平
智能化开采工艺技术的发展
自动化控制技术的应用：提高开采效率，降低人工成本
凝析气藏开发_简介
② 近井带凝析油析出和对气井产能影响机理及防治 方法研究；
③ 凝析气井的产能和动态分析研究；
二、开发特征
④ 凝析气井稳定和不稳定试井方法研究； ⑤ 凝析气井近井带凝析油饱和度分析和临界流动饱和 度的实验和理论研究； ⑥ 凝析气藏水平井开采技术研究； ⑦ 凝析油气一些工程参数的测定研究等。
二、开发特征
▪ 8）再就提高气井产量和保持压力开发的两项关 键技术展开说明
（1）凝析气井增产技术 ① 注干气（C1为主）单井吞吐 a.地层压力低于最大凝析压力 b.主要的增产机理是把凝析油挤向地层深处，清扫
近井地带
二、开发特征
② CO2处理凝析气井近井地带 乌克兰季莫菲也夫凝析气田处理后产量提高了0.3-0.5
290g/m3<CN<675g/m3 特高含凝析油的凝析气藏： 600 m3/m3<GOR<1000 m3/m3
675g/m3<CN<1035g/m3
世界上还有含量超过1035 g/m3，如美国加州卡尔—卡尔 纳（Cal Canal）凝析气田的凝析油含量达1590cm3/m3。
二、开发特征
❖1.衰竭式开发会产生反凝析损失。在凝析气藏开发过程中， 储层油气体系在地下和地面都会发生反凝析现象，气井既 产气又产凝析油。 ❖2.凝析油气体系相态变化与其组分、组成和压力、温度之 间的关系密切相关，引起凝析气井井流物组分组成及相态 变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直 接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下 游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发 凝析气藏。
一、地质特征
3、凝析气井采出井流物组成分布特征 开采初期，凝析气井采出的原始井流物组成分布一般 具有以下规律：
高压凝析气井试井工艺技术
高压凝析气井试井工艺技术塔里木油田天然气事业部目录前言 (1)第一章试井仪器电子压力计测试系统 (2)一．地面直读式电子压力计测试系统 (2)二．井下储存式电子压力计测试系统 (3)第二章试井设备及工具 (3)第三章试井工艺 (15)第一节测试前的准备 (17)第二节高压气井测压现场测试工艺 (19)前言试井是油气藏工程的组成部分，它涉及到油层物理、储层物性、流体性质、渗流理论、计算机技术、测试工艺和仪器仪表，设备等各个领域，是勘探开发油气田的主要技术手段和基础工作之一。
试井是一门新兴的综合性学科，与其他学科相比还很年轻。
半个多世纪以来，从用一只记录笔仅能记录井下最高压力的一种简单的玻登管压力计，发展到现在，压力计的设计和制造已十分精细，并日臻完善。
由记录、走时和感压三大关键系统组成的机械压力计已能录取井下压力变化的各种特征，测量压力的精度已达到0．2％，井下工作时间可达360—480h，其工作愠度达到150C一370c，种类巳达几十种之多。
近10年来，随着计算机技术的飞速发展，计算机技术也应用到试井领域。
60年代末，美国HP(Hewlett Packard)计算机公司制成功了世界上第一支石英晶体电子压力计，测量精度达到0.02％，灵敏度达到000014MPa，采样速度达]个测点／s。
石英晶体电子压力计可遥控测试，井下压力变化可从地面二次仪去观察，测试时间的长短可根据需要控制，这样，显著地提高了试井分析的有效性，目前电子压力计品种有几十种，有的可在地面直读井下压力、温度参数，有的可将录取的资料在井下储存起来，仪器取到地面后再进行回放等。
迄今为止，石英晶体压力计仍是精度和灵敏度最高的一种．这类高精度电了压力计的出现，进一步拓宽了试井拄术的应用领域。
试井理论半个世纪以来有了很大的发展。
40年代以前，人们只认识到测静压之后，发现静压的测取与关井时间有关，以及压力恢复时间的长短反映了井周围地层渗透性的好坏等问题。
凝析气藏采气工程特点及技术
凝析气藏采气工程特点及技术凝析气藏开发的特点及技术摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。
基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。
关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。
世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。
根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为2.06×1012m3，可采储量为1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。
1凝析气藏的基本特征根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。
按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。
1.1 反常凝析现象凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。
凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。
特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。
1.2 埋藏深、温度高、压力高我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。
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凝析气藏试井技术综述孙 浮1,钟思存2,黄炳光2,王新强3,张 铎4(1.长江大学石油工程学院;2.西南石油大学3.新疆独山子石化公司炼油厂;4.四川石油管理局钻采工艺研究院定向井技术服务公司) 摘 要:由于凝析油气藏相态变化机理特殊,凝析油气井试井分析目前属世界性的试井分析难题,也是试井理论界的研究前沿和攻关方向。
凝析油析出对绝对渗透率和气相相对渗透率有复杂影响,其中涉及多种因素。
对于多相渗流的数学问题,特别是试井过程所涉及的不稳定渗流问题,目前还没有较为严格意义上的解析解。
本文从国内外研究凝析油气渗流机理,相态变化,试井模型和分析技术等方面综述,指出了凝析油气井试井分析的不足之处及研究方向。
关键词:渗流机理,相态变化,凝析气藏试井分析方法 凝析气藏的相态分布与气藏压力密切相关。
凝析气渗流过程中,气藏压力高于凝析气藏反凝析压力时,气藏中为单相气体流动;当地层压力低于凝析气藏的反凝析压力时,由于凝析气藏的反凝析特性,凝析油析出,开始由于其饱和度较低,析出的凝析油并不参与流动,但会导致气相的饱和度降低从而影响气相流动;随着压力降低,凝析油继续析出,饱和度增加,达到某一临界值后,凝析油随气体一起参与流动,地层中出现凝析油气两相渗流[1]。
针对不同的地层渗流,试井理论提出了各种数学模型处理方法。
凝析气藏近井地带油气产状及渗流特征孔隙介质中凝析油气体系的真实露点在凝析气藏压降开发过程中,吸附在地层孔隙介质表面的重质气态烃组分会逐渐脱附,从而影响凝析气组成的变化;同时孔隙介质微毛管中的毛细凝聚作用,又使得凝析气发生反凝析的过程加速并提前[2]。
根据凝析气的流动特征,可将从供气边界到井筒的径向渗流分为如下三个区域(图1):图1 凝析气藏渗流区域区分单相气区:该区域内无凝析油析出,为单相气体流动,其内边界压力等于凝析气藏原始组分的露点压力P dew ;过渡区:该区域内为单相气体流动,凝析油开始析出,虽然不参与流动,却会影响气相饱和度从而影响其流动特征,气藏压力略低于露点压力,该区域内边界压力为临界含油饱和度对应的压力P *;两相区:该区域中凝析油开始流动,形成油气两相渗流,两相区内边界压力为井底流压P wf 。
若井底流压高于凝析气藏反凝析压力,则仅存在单相区;若井底流压低于气藏反凝析压力而地层边界压力高于反凝析压力,则同时存在三个渗流区域,此时凝析油析出及其对绝对渗透率和气相相对渗透率有复杂影响。
1 相态变化对近井地带渗流影响实际上储层介质因具有巨大的比面积,因而流体与储层介质间存在显著的界面现象(如吸附、毛细凝聚效应、毛管力、界面张力等),它对流体在储层孔隙介质中的分布、渗流将产生较大的影响,甚至直接影响着气井的渗流和产能,有资料表明[3]在ARUN 凝析气藏,在近井区,最大反凝析液量仅为1%,但是当压力降到露点压力下时,产能下降了近一半。
谯英[4]在考虑凝析油临界流动饱和度的基础上,改进了凝析气在多孔介质中的气液混合吸附模型,在以往的吸附模型中加入临界流动饱和度对吸附的影响这一条件,使得新的吸附模型更具有真实性,能更好的模拟多孔介质中凝析气体系的相态问题。
戚志林等[5]变形介质凝析气藏油气相态特征研究,考虑吸附、毛细凝聚和毛细管力等界面效应和储层变形作用对油气体系相态特征的影响,建立了变291 2007年第11期 内蒙古石油化工收稿日期:2007-09-15第一作者:孙浮,男,28岁,硕士在读,湖北,荆州,长江大学石油工程学院,研究方向:油气藏试井。
形介质凝析气藏油气体系真实露点预测模型和衰竭开采过程中气藏的反凝析液饱和度预测模型。
提出考虑孔隙介质界面效应及储层变形作用的影响将导致凝析气上露点压力增加、地层反凝析油饱和度增加。
2 考虑多孔介质吸附影响的凝析油气渗流黄全华[6]等提出考虑多孔介质吸附影响的凝析油气渗流将多孔介质吸附影响直接纳入渗流微分方程之中,并定义了相应的两相拟压力函数,得出了与单相液体渗流微分方程形式上相似的渗流方程,然后推导出了渗流过程中地层反凝析油饱和度与压力的关系,最后对地层中反凝析油饱和度、吸附相流体饱和度以及两相似压力与压力的关系和生产过程中地层反凝析油饱和度的动态分布进行了实例计算和分析,结果表明:考虑多孔介质吸附影响与不考虑其影响的凝析油气体系渗流规律差异明显,多孔介质对凝析油气渗流的影响较大。
黄全华[7]在新的凝析油气渗流微分方程的基础上,通过渗流模型的建立与求解,探讨凝析气井产能正确预测的方法,表明多孔介质吸附影响的凝析油气渗流对气井产能影响不容忽视。
3 凝析气藏试井分析技术及模型3.1 仅在井筒内产生反凝析现象时所用的试井分析方法无油环的凝析气藏投产初期,地层压力高于露点压力,当生产压差较小、生产期井底流压高于露点压力时,仅在井筒内产生反凝析现象,地层中为单相汽态渗流。
在这种情况下,根据凝析油气当量将地面凝析油产量折合为气产量,应用单相渗流的气井试井分析方法,可正确地作凝析气井试井分析。
3.2 仅在井壁附近地层中产生反凝析现象时所用的试井分析方法当地层压力高于露点压力、但生产期井底流压略低于露点压力时,仅在井筒内和井壁附近地层产生反凝析现象,在井壁附近对气相渗流产生阻碍效应,与试井理论描述的表皮效应相同。
这时可像第1种情况一样采用单相渗流气井试井分析方法处理,所不同的是可能得到大表皮系数,需考虑反凝析现象而作出合理解释。
M.Jamiolahmady等[8]为处理凝析油对气井附近渗透率的影响用拟压力的概念在数值模拟器中计算凝析气井产能时研究了总表皮系数的计算: S T=S M+S F(1)其中:S T——总表皮系数;S M——机械表皮系数;S F——渗流表皮系数;3.3 远井区和近井区不同反凝析程度条件下的试井分析方法(三区复合地层试井模型分析)无油环的凝析气藏在一定开采时期内,井周围地层中会出现3个区域的不同情况: 远井区地层压力高于露点压力,全为气相; 井壁附近地层压力较低,凝析液含量较高,形成油气两相流动区域; 中间的过渡带虽然也存在反凝析现象,但析出的少量凝析油被岩石颗粒表面吸附,低于临界流动饱和度而不流动。
由于试井时间一般不长,因此试井期间3个区域边界变化可以忽略,各区域气相渗透率的差异占主导地位,这时可采用三区复合地层试井模型分析。
王志伟[9]等从理论上对凝析气藏衰竭开发过程中的三区变化规律进行了严格的推导,得到衰竭开发过程的三区扩展模型。
计算结果表明,该新模型能够正确预测三区扩展规律,利用三区扩展和缩小的规律,对正确评价凝析气井的产能具有指导意义。
刘华等[10]分析各区渗流特点,考虑“凝析气、液相变作用、非达西效应、热交换、相速度及流体性质”等因素,引入非达西因子及由于相变产生的毛管力、表面张力,提出了表征凝析气藏多相高速流相变渗流特征模型方程,同时考虑汽化潜热及流固热耦合,推导出流-固-热耦合能量方程,建立了多孔介质中考虑凝析气藏相变作用的渗流数学模型。
刘启国等[11]在凝析气的渗流过程中,当井底压力低于体系的露点压力时,凝析油、气共存而凝析油不流动区域的流度和储存系数随径向距离的变化可以用幂律形式来描述。
基于气体单相渗流理论,建立和求解了过渡区流度和储存系数呈幂律变化的三区径向复合油藏试井解释新模型,利用Stehfest反演算法计算了井底压力响应典型曲线,分析了流度和储存系数变化指数对井底压力动态的影响。
模型能够更好的反映凝析油在近井地带的析出和累积规律通过理论图版拟合和试井曲线的模拟检验,可以获得流度和储存系数变化指数,确定过渡区的流度和储存系数随径向距离的变化关系。
在地层非均质性不强的情况下,比较近井区气相渗透率相对于远井区的降低程度,可计算出近井区气相相对渗透率,进一步结合油气相对渗透率实验数据,能大体确定近井区凝析油饱和度。
3.4 计算总流度的分析方法在凝析气藏开采中后期,地层中几乎所有区域都已出现反凝析现象,油气两相共存和渗流。
如果这时地层中凝析油饱和度分布大体均匀,那么可以采用将两相渗流折算为单相渗流的分析方法——总流度分析法。
总流度分析法的基本原理是首先计算地层条件下流体的总产量[12]:q1=q scg B g+q GE B g(2)其中:q scg为凝析气井天然气产量292内蒙古石油化工 2007年第11期 q GE为凝析油折算的产气量B g为天然气体积系数然后采用单相流试井分析方法计算出地层流体的总流度[13]:t=K K rgg +K K ro(3)查找气藏原始相态图上目前地层压力条件下对应的凝析油析出百分率,近似作为地层中凝析油饱和度,再查找油气相对渗透率曲线上与之对应的油气相对渗透率,根据(3)式可计算地层渗透率。
总流度分析法是试井理论中处理多相渗流的经典方法。
在可以忽略流体饱和度随时间和空间位置变化的情况下,采用总流度方法作多相流试井分析有严格的理论依据。
3.5 多相流拟压力拟时间分析方法[13]当凝析气井开采时间较长时,地层中的油气两相流动主要是以前的生产期形成的,试井期间地层中流体相态变化引起的油气饱和度变化相对较小。
不考虑相态变化时,描述油气两相平面径向渗流的方程为: 1rr(rg K r g Kgpr)=3.6gt(4) 1rr(r0K ro Kpr)=3.6t(5)引入拟压力和拟时间概念: m(p)=∫p p sc( g K rg g+ o K r o 0)dp(6) m(t)=∫t0(g K r gg+0K roo)gi C g+ oi C o d t(7)渗流方程近似变为: 1rr(rm(p)r)=3.6m(p)m(t)(8)多相流拟压力拟时间分析方法能处理地层中流体饱和度随位置变化的情况,比总流度分析方法的适用范围更广。
3.6 组分模拟器数值试井分析方法[13]当地层中大范围存在多相渗流,且流体饱和度随位置、时间变化较大时,严格处理凝析气井试井分析问题的可行性方法是组分模拟器数值试井分析。
然而,由于模型复杂、一些参数无法准确给定、海量计算难免出现误差大等情况,严格的方法实际应用效果并不一定比近似处理的简化模型好。
凝析气井数值试井分析技术目前远未成熟,离实用化阶段尚有不小距离,仍处于探索初期。
需要指出凝析气在井筒流动过程中存在相再分离,因此以上几种方法都需要考虑相再分布对压力的影响。
4 结论与建议目前对于渗流过程中油气分布状态描述不确切,对凝析油析出和堆积机理还缺乏定量描述,这都使得凝析气藏试井分析具有一定的不确定性。
目前的方法没有普遍适用性,一种方法并不能涵盖凝析气井的整个历史,即不能用来分析所有情况下的凝析气井试井。
迄今为止,下列问题没有得到很好解决:4.1 准确地描述不同压力下的油气相态并将其变化反映到试井模型中;无法得到准确的相对渗透率关系。