不同类型凝析气藏在低渗多孔介质中的相态及采收率研究_李广月

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多孔介质对凝析气藏露点的影响机理研究

同时 ,原始地层压力与露点压力的差值越大 ,即地露压差越大 ,在从原始地层压力点到露点的衰竭过程中 ,脱附的气体量就越多 ,吸附作用的影响也就
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多孔介质对凝析气藏露点的影响机理研究3
杜建芬 1 ,李士伦 1 ,尹永飞 2 ,崔丽春 3 ,熊波 4 ,杨晓敏 4
(1. 西南石油大学石油工程学院 ,四川成都 610500; 2. 川中油气矿 ; 3. 长庆油田分公司第一采气厂 ; 4. 川东北气矿 )
摘要 : 分析了多孔介质中的各种界面现象以及它们之间的相互关系 ,并分析了多孔介质影响凝析气藏露点的机理。认为 ,多孔介质对凝析气藏露点的影响体现在毛细凝聚和气体吸附的共同作用 ,由气藏流体的组成、状态及储集层的孔隙结构特征决定 :多孔介质中的毛细凝聚和气体吸附均使得露点压力升高 ;富含凝析油的凝析气藏受吸附作用的影响较强 ,露点值升高的幅度相对较大 ;储层孔隙半径 r越小 ,毛细凝聚作用的影响越强 ,露点值升高的幅度越大 ,当孔隙半径 r < 5 ×10 - 6 cm时 ,毛细凝聚现象对露点的影响已不能忽略 ;对于低渗气藏 ,吸附态气体在总气量中所占的比重相对较大 ,吸附产生的影响相应也会增强 ;地露压差越大 ,吸附作用的影响越强 ;相同体系储层温度越高 ,由吸附和毛细凝聚引起的露点变化越小。关键词 : 多孔介质 ;凝析气藏 ;气体吸附 ;毛细凝聚 ;露点 ;界面现象中图分类号 : TE37 文献标识码 : A
3 多孔介质影响露点的机理
凝析气藏中从原始地层压力到露点衰竭过程中 ,地层中流体是单一的气体 ,主要表现为气 Ο固界面现象 ,因此多孔介质的影响仅表现于气体吸附和毛细凝聚的影响。 3. 1 气体吸附

低渗致密气藏和凝析气藏的压裂技术研究

套保护技术系列对致密砂岩气层损害的特殊关键问题，如黏土矿物微结构稳定性、应力敏感性评价标准、水相圈闭损害、裂缝屏蔽暂堵数学和物理模型等方面认识得到深化，揭示了定向钻井致
密气层损害特性。形成了原地裂缝宽度预测与评价技术系列、裂缝性储集层敏感性评价方法、裂缝性应力敏感储集层损害矿场
井、完井保护技术方案 ” 。经过 “ 八五 ” 以来的３轮国家项目攻关，深井钻井和钻井液
（２）透镜体。透镜体在低渗致密砂岩中占相当大的比重。
如何准确确定透镜状砂层的大小，形态，方位和分布是能否成功开发这类气藏的关键。
评价技术、系列裂缝性储集层保护处理剂、裂缝性储集层屏蔽暂堵技术、裂缝性储集层优化射孔技术、保护裂缝性储集层射孔液
２致密气藏压裂的技术现状
２．１裂缝性致密砂岩气藏屏蔽暂堵钻井及完井保护配套技术
在钻井、完井中采取有效措施保护天然裂缝，以屏蔽式暂堵技术思想作指导，研究地下裂缝参数变化规律，评价裂缝性致密砂岩的敏感性和损害规律，建立适用于裂缝性储集层特点的钻
（１）单井控制储量和可采储量小，供气范围小，产量低，
递减快，气井稳产条件差。
（２）气井的自然产能低，大多数气井需经加砂压裂和酸化才能获得较高的产量或接近工业气井的标准。投产后的递减率
高。
的５７％陆上主要集中在中西部松辽、渤海湾、四川、塔里木、吐
分析、室内评价、矿场评价、工作液制备和钻井、固井、完井配

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。

一种低渗凝析气储层注气反蒸发凝析油饱和度测试方法[发明专利]

(19)中华人民共和国国家知识产权局(12)发明专利申请(10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 202011127715.5(22)申请日 2020.10.20(71)申请人西南石油大学地址 610500 四川省成都市新都区新都大道8号(72)发明人胡义升　庞军锋　孙博文　郭平　欧露星　杨博文　(74)专利代理机构成都金英专利代理事务所(普通合伙) 51218代理人袁英(51)Int.Cl.G01N 29/024(2006.01)(54)发明名称一种低渗凝析气储层注气反蒸发凝析油饱和度测试方法(57)摘要本发明涉及一种低渗凝析气储层注气反蒸发凝析油饱和度测试方法，包括：配制凝析气，测得其最大反凝析油饱和度压力P 1；将长岩心放入岩心夹持器，连接注气反蒸发实验装置；将分离器气样注入岩心，使岩心孔隙压力逐渐升高至P 1；将分离器油样注入岩心，通过凝析油饱和度与声波时差的关系曲线，得到计算公式S oi ＝A ·ΔT i +B；使岩心恢复到原始地层状态；岩心出口端压力按照每小时2MPa的递减速度由原始地层压力P 0递减至P 1，得到当前压力P 1下岩心中反凝析油饱和度S o1；将分离器气样注入岩心，得到当前压力P 2下岩心中反凝析油饱和度S o2；同样得到当前压力P i 下岩心中反凝析油饱和度S oi 。

本发明操作简便，适用性强，可确定凝析气藏注气过程地层真实岩心的反凝析油饱和度。

权利要求书1页说明书5页附图2页CN 112285201 A 2021.01.29C N 112285201A1.一种低渗凝析气储层注气反蒸发凝析油饱和度测试方法，依次包括以下步骤：(1)取得低渗凝析气储层某气井目前生产条件下分离器气样和分离器油样，在原始地层温度T 0和原始地层压力P 0条件下配制凝析气，使其气油比符合储层原始气油比GOR 0，并测得其最大反凝析油饱和度压力P 1；(2)取得该凝析气储层柱塞岩心样品若干块，组合为长岩心，放入岩心夹持器中，计算岩心的总孔隙体积V 0；(3)连接注气反蒸发实验装置：将岩心夹持器入口端连接中间容器和注入泵，中间容器分别装有分离器气样、分离器油样、地层水、凝析气，出口端分别连接回压阀和分离器，回压阀连接回压泵，分离器连接气量计，岩心夹持器两端有压力表和声波发射—接收装置，同时连接围压泵，所述岩心夹持器、中间容器位于烘箱中，升高烘箱温度至原始地层温度T 0；(4)启动围压泵，逐渐升高岩心夹持器围压，通过注入泵将分离器气样注入岩心，使岩心孔隙压力逐渐升高至P 1，此过程始终保持围压高于孔隙压力5MPa；(5)注入泵在恒定速度下将分离器油样注入岩心，每次注入0.1V 0体积，通过声波发射—接收装置，测试并记录岩心两端在注入体积V i 下的声波时差ΔT i ，计算凝析油饱和度S oi ＝100×V i /V 0，以凝析油饱和度S oi 为纵坐标，以声波时差ΔT i 为横坐标，通过凝析油饱和度与声波时差的关系曲线，得到计算公式S oi ＝A ·ΔT i +B，并求得A、B的具体数值；(6)将岩心取出洗净、烘干，再次放入岩心夹持器中，将烘箱温度升至原始地层温度T 0，通过注入泵将地层水注入岩心，当岩心孔隙压力升高至原始地层压力P 0时，停止注入地层水，再将分离器气样注入岩心，直至分离器中地层水不再增加为止，此时岩心束缚水建立完毕，注入的地层水体积为V 1；(7)调节注入泵压力比原始地层压力P 0高2MPa，在恒压模式下将凝析气注入岩心，待岩心夹持器出口端气油比为GOR 0时停止，使岩心恢复到原始地层状态；(8)关闭岩心入口端，调节回压泵，使岩心出口端压力按照每小时2MPa的递减速度由P 0递减至P 1，通过声波发射—接收装置测试P 1下岩心两端的声波时差ΔT 1，得到当前压力P 1下岩心中反凝析油饱和度S o1；(9)关闭岩心出口端，通过注入泵将分离器气样注入岩心，分离器气样的注入体积为0.1V 2，V 2＝V 0-V 1，此时岩心压力为P 2，通过声波发射—接收装置测试P 2下岩心两端的声波时差ΔT 2，得到当前压力P 2下岩心中反凝析油饱和度S o2；(10)重复步骤(9)，通过不同注气次数下的声波时差ΔT i 得到当前压力P i 下岩心中反凝析油饱和度S oi 。

多孔介质中凝析气相变实验的新方法

多孔介质中凝析气相变实验的新方法李敬松;李相方;童敏;程时清【摘要】由于凝析气藏存在着复杂的地下烃体系,凝析油气体系与储集层多孔介质间的相互作用,使得凝析气在多孔介质中相态变化规律十分复杂.而现有多孔介质相变实验方法中,压力、温度偏低,不能反映储集层中凝析气的相变特点.针对这一问题,以凝析气相变理论为基础,利用气相色谱分析技术,创建了一种能真实反应凝析气在多孔介质中相变的实验新方法,在渗透率为0.011μm2的介质与PVT筒中的凝析气相变实验结果表明,低渗透介质对凝析气相态特征具有较大的影响.与目前相变实验方法相比,该方法的测试结果可靠性高、精度高.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2004(025)006【总页数】3页(P673-675)【关键词】多孔介质;凝析气;相态;相变;气相色谱法【作者】李敬松;李相方;童敏;程时清【作者单位】石油大学,石油天然气工程学院,北京,102249;石油大学,石油天然气工程学院,北京,102249;石油大学,石油天然气工程学院,北京,102249;石油大学,石油天然气工程学院,北京,102249【正文语种】中文【中图分类】TE372凝析气藏开发过程中，储集层流体与孔隙介质壁面将会发生相互作用。

由于储集层颗粒细、孔隙小，储集层介质比表面积巨大，流体与储集层介质间存在多种界面，因而界面现象极为突出。

以往的评价方法和实用技术均不考虑储集层多孔介质中毛细凝聚、吸附、界面张力等界面现象综合因素的影响，即默认凝析油气体系在储集层条件下的相态特征和渗流规律与无介质时的相态特征一致，油、气流体参数也采用在无多孔介质的PVT筒中相平衡实验研究所得的数据。

1949年，Weinaug和Cordell［1］等通过在PVT筒中加入干砂首次研究多孔介质对C1—C4或C1—C5二元体系气液相平衡的影响。

1966年法国学者Tindy和Raynal［2］等对20～27 μm颗粒材料组成的孔隙介质进行实验研究，发现多孔介质中原油的饱和压力比常规测试筒测得的饱和压力要高约10%．Gimatadinov 和Seldovsky［3］研究认为，渗透率为0．1～2．0 μm2的天然岩心中，饱和压力为3～7 MPa的烃类体系的泡点压力比常规无介质时要高出0．4～0．5MPa．Sadykh－Zade、Mamedov和Rafibeili［4］对压实砂岩中烃类气体混合物进行的实验研究表明，露点总比常规露点高1～1．4 MPa． 1968年Trebin和Zadora［5］研究表明，多孔介质中凝析油气体系的露点压力比常规PVT筒中测得的露点压力高10%～15%．朱维耀、黄延章［6］通过在PVT筒中填充1 mm玻璃珠进行的相变实验研究认为，有介质存在时的露点压力略低于无介质时的露点压力；由于不同的作者采用的研究方法和手段不同，在多孔介质对凝析气相态影响问题的认识上存在较大差异。

凝析油气在多孔介质中的相态研究进展

中，温度保持不变）；（）２忽略岩石弹性变形对孔隙结构的影响；（）３油气两相间的相平衡过程瞬间完成；（）４考虑油气两相体系界面张力对油气体系相平衡的影响，忽略介质表面的吸附作用。
２１２数学模型．．
设油气体系由ｎ种物质组成，总摩尔数为１，总组成为ｎ（＝、２ｔｉｌ、………ｎ；）平衡时液相摩尔数为Ｎ，其组成为ｘ（＝、２ｉｉ１、………ｎ；气相摩尔数为Ｎ，组成为Ｙ（＝、２）其ｉｌ、………ｎｏ物质平衡方程为：Ｎ＋Ｎ＝１（）１ＹＮ＋ｘＮｉｇＬ＝ｎ，ｉ（）２
因素对凝析气相平衡的影响，结果表明各种因素对相变均有不同程度的影响。
３理论模型
３１．考虑毛细管压力的相态模型
维普资讯
能源科学进展
２１１假设条件．．
（）１油气两相体系为一封闭的体系，与外界环境无物质交换；且处于热力学平衡状态（开发过程
于不同的研究方法以及主观因素影响，关于多孔介质对凝析油气相态影响的观点存在较大的差异。目前主要存在两种对立的观点：一是认为多孔介质对凝析油气相态没有影响，一是认为有影响。关于这两种观点，本人认为，影响是必然的。凝析油气体系在储层多孔介质中的储存和运移，与储层多孔介质形成—个相互作用的系统。由于储层岩石颗粒较细、孔隙小，储层介质比表面积很大，流体与储层介质问存在多种界面，面现象突出。必然对油气相态有一定程度的影响。界
现在真实地层，毛细管压力和吸附使露点增加，增加的程度随渗透率、孔隙度的减小而增加；同时也随地层压力和露点压力差距的增大而有稍微的增加。２００４年，童敏、李相方等人利用高精度的气相色谱分析技术，研究了多孔介质中凝析气相变得机理。实验结果表明，低渗透介质对凝析气的相态有较大的影响，露点压力一般提高ＩＰＭａ左右；高渗透介质对凝析气相态的影响不大。２００４年，张茂林、梅海燕等应用空穴溶液气体吸附ＦＶＭＨＳ模型建立了气相、液相和吸附相之间的三相相平衡计算热

不同气藏开发难点及开发方式

不同气藏开发难点及开发方式一、水驱气藏开发难点:与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。

1、采气速度低为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。

2、产能递减快边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的,边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后,井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减,甚至水淹。

3、采收率低在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。

气藏非均质性越强，水侵强度越大,气藏一次采收率越低。

4、建设投资大，采气成本高由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏.由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作,我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作,取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。

本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征,以供同类气藏开发借鉴和参考。

二、水驱气藏开发阶段的划分和特征根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为:无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。

有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。

1、无水采气阶段无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。

多孔介质中凝析油气相态研究进展

第１５卷第１期２００８年１月多孔介质中凝析油气相态研究进展李明军杜建芬卞小强（西南石油大学，四川成都６１０５００）１研究概况传统的相态实验都是在无多孔介质的ＰＶＴ筒中进行的，不考虑储层多孔介质中毛管压力、毛细凝聚、吸附作用、润湿性等界面现象的影响，默认凝析油气体系的相态特征和渗流规律不受多孔介质的影响。

显然，不考虑多孔介质的影响有很大的局限性，其实验结果也必然与实际情况存在一定的误差。

自２０世纪４０年代末开始，国内外众多学者对多孔介质对凝析油气相态的影响进行了大量的研究［１－２］。

由于不同的研究方法以及主观因素影响，关于多孔介质对凝析油气相态影响的观点存在较大的差异。

目前主要存在２种对立的观点：一种认为多孔介质对凝析油气相态没有影响，另一种认为有影响。

关于这２种观点，笔者认为，影响是肯定的，也是复杂的。

正因为影响的复杂性，使一些学者认为多孔介质对相态没有影响。

随着科技的发展，研究的深入，越来越多的学者意识到多孔介质对相态的影响是必然的。

凝析油气体系在储层多孔介质中的储集和运移，与储层多孔介质形成一个相互作用的系统。

由于储层岩石颗粒较细、孔隙小，储层介质比表面积很大，流体与储层介质间存在多种界面，界面现象突出，必然对油气相态有一定程度的影响。

２研究进展１９４９年，Ｗｅｉｎａｕｇ和Ｃｏｒｄｅｌｌ等通过在ＰＶＴ筒中加入干砂首次研究了多孔介质对Ｃ１—Ｃ４或Ｃ１—Ｃ５二元体系气液相平衡的影响［１］。

１９６６年法国学者Ｔｉｎｄｙ和Ｒａｙｎａｌ等对２０￣２７μｍ颗粒材料组成的孔隙介质进行实验研究，发现多孔介质中原油的饱和压力比常规测试的饱和压力高约１０％［２］。

１９６８年Ｔｒｅｂｉｎ和Ｚａｄｏｒａ研究表明，多孔介质中凝析油气体系的露点压力比常规ＰＶＴ筒中测得的露点压力高１０％￣１５％［３］。

１９８８年朱维耀、黄延章通过在ＰＶＴ筒中填充１ｍｍ玻璃珠进行的相态实验研究认为，有多孔介质存在时的露点压力比没有多孔介质时的略低［４］。

凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨

渗透率都随着采速的增加呈上升的趋势。因此，增大生产压差有利于增大凝析气井的产能，出更采
钭撑业崴缸
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编辑部网址：ｔ／ｈｔ／ｐ：ｗｗｗ．ｕｂｔｍｓｗｐｘ．ｏ
文章编号：１７ —５８（０２０ —０２ —０６４０６２１）１１１６中图分类号：Ｔ３２Ｅ７
会发生相间传质和相态变化，在地层中析出凝析油，形成气、液两相… 。而凝析油析出后，会堵塞喉
表１实验条件对比表
Ｔｂ１Ｃｏａ．ｍｐｒｓｎｏｐｒｍｅｔｌｏｄｔｏｓａｉｏｆｘｅｉｎａｎｉｎｅｃｉ
凝析气藏的开发是气藏开发中最复杂的类型气相色谱仪对Ｃ — ５ｌｃ混合流体进行衰竭实验，通过
之一。在凝析气藏的开发过程中，随着天然气和凝采出物的组分变化来分析凝析油气的渗流特征。两
所示。析油的不断采出，地层压力不断下降，气相中重烃组实验的条件如表１
道，害气相的有效渗透率，伤使气井的产能迅速降低【６，２］最终导致凝析油气的采收率较￣［１， — ７０因此－】
确定凝析气藏合理的生产压差就显得尤为重要。凝析气藏衰竭式开发过程中，凝析油的析出是无法避
免的，因此，本文基于实验和理论的研究，提出按不
ＤＯ：１．８３．ｓ．６４— ０６２１．１０９Ｉ０３６￣ｉｎ１７５８．０２０．１ｓ文献标识码：Ａ

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。

《2024年凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文

《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏作为一种非常规的天然气资源，其气液变相态渗流问题一直是国内外油气工程领域研究的热点问题。

本文旨在通过对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，为实际油气开采提供理论依据和指导。

二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中轻质烃类组分在压力和温度的作用下，部分凝结成液体的气藏。

其气液两相共存的特点使得渗流过程变得复杂，需要深入研究其渗流机理。

三、气液变相态渗流理论（一）基本理论框架凝析气藏的气液变相态渗流涉及到多相流体力学、渗流力学、热力学等多个学科的知识。

基本理论框架包括多相流体在多孔介质中的流动规律、气液相间相互作用及能量转换等。

（二）气液两相渗流模型针对凝析气藏的气液两相渗流，建立合适的数学模型是研究的关键。

模型应考虑多相流体的流动特性、相间作用力、多孔介质的渗透性等因素。

目前，常用的模型包括两相渗流模型、毛管力模型等。

（三）渗流过程中的相态变化凝析气藏的气液相态变化是影响渗流过程的重要因素。

在压力和温度的作用下，气体和液体之间会发生相互转化，使得渗流过程变得更加复杂。

研究应关注相态变化对渗流速度、流动方向及能量传递的影响。

四、实验研究及模拟分析（一）实验研究方法通过室内实验，模拟凝析气藏的实际地质条件，观察和分析气液两相在多孔介质中的流动规律和相态变化过程。

实验可包括岩心流动实验、毛管压力实验等。

（二）模拟分析方法借助数值模拟软件，对凝析气藏的气液变相态渗流过程进行模拟分析。

通过设定不同的地质条件和开发方案，研究不同因素对渗流过程的影响，为实际开发提供指导。

五、结论及展望（一）结论总结通过对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，本文得出以下结论：多相流体力学、渗流力学和热力学等理论是研究的基础；建立合适的气液两相渗流模型是关键；相态变化对渗流过程具有重要影响；实验研究和模拟分析是研究的有效手段。

（二）展望未来研究方向尽管已经取得了一定的研究成果，但凝析气藏的气液变相态渗流问题仍然存在诸多亟待解决的问题。

发展注气提高采收率技术

文章编号:1000-2634(2000)03-0041-05发展注气提高采收率技术X李士伦,郭平,戴磊,孙雷(西南石油学院,四川南充637001)摘要:提高采收率(EOR或IOR)研究是油气田开发永恒的主题之一。

当今世界,蒸汽驱仍占主导地位。

近几年由于油价低,化学驱下降,而注气驱则连续增加。

中国东部油田的储层属陆相沉积,非均质严重,原油粘度又比较高,含水上升很快,水驱采收率比较低,约33%。

近期发现的石油储量又多属低渗透及高粘度等难采储量,发展提高采收率技术已成为陆上石油工业继续发展的一项迫切战略任务。

1998年,全国开展了三次采油潜力的二次评价工作,据初步统计,适合于注气(CO2)混相驱的地质储量在10.57@108t以上。

综合研究国外经验,结合我国三采潜力分析和评价,认为目前我国东部油区有条件的油田要侧重发展注非烃气驱,而西部则侧重发展注烃气驱技术。

发展非烃气驱的关键在气源,要重视寻找天然CO2气源。

探索发展制N2、注N2、脱N2和制CO2等技术。

注意发展国产的压缩机装备。

抓好注气驱先导试验和富含凝析油的凝析气藏回注干气的试验。

加强注气提高采收率的理论和实验研究,作好技术储备,培养好人才。

关键词:提高采收率;注气;混相驱中图分类号:TE357.45文献标识码:A1世界发展注气提高采收率技术综述1.1回顾与展望1.1.1注气已成为国外除热采之外发展较快的提高采收率方法¹世界范围EOR提高的产油量1998年与1996年相比略有上升,它占世界石油总产量2.3%。

其中美国与1996年相比EOR产油量增长5%,这占全美总产油量的12%。

美国的CO2驱产油量占总EOR产油量的23.6%。

美国有丰富的CO2气源,储量近1012m3。

º美国注气项目数变化见表1。

»美国1998与1996年相比各种EOR方法增油量变化率和项目变化率见表2。

1.1.2美国注气项目分析根据美国能源部门1992年4月全美采收率项目数据库资料统计,进入数据库的共有1388个提高采收率项目,来自568个油田。

多孔介质对凝析气相态的影响

收稿日期:2004204219基金项目:国家“973”研究项目(2001CB209108)作者简介:童敏(1968-),男(汉族),四川武胜人,博士研究生,主要从事油气藏相态和凝析气藏开发工程研究。

文章编号:100025870(2004)0520061204多孔介质对凝析气相态的影响童　敏1,李相方1,胡永乐2,王继美1,李劲松1(1.石油大学石油天然气工程学院,北京102249;2.中国石油勘探开发研究院,北京100083)摘要:凝析气藏衰竭开发过程中,多孔介质中流动的凝析油气体系必然与多孔介质发生相互作用,影响凝析气在多孔介质中的相态变化规律。

提出了一种新的气液相变实验方法,利用高精度的气相色谱分析技术,分析了不同衰竭压力下,凝析油气体系分别在岩心和PV T 筒中发生反凝析相变后的流体组成,同时分析了多孔介质中凝析气的相变机理。

实验结果表明,低渗透介质对凝析气的相态有较大影响,而高渗透介质对凝析气相态的影响不大,在工程设计中可以忽略。

关键词:凝析气藏;多孔介质;渗透率;流体相态;实验研究中图分类号:TE 311 文献标识码:AExperimental study on influence of porous media onphase behavior of gas condensateTON G Min 1,L I Xiang 2fang 1,HU Y ong 2le 2,WAN G Ji 2mei 1,L I Jin 2song 1(1.Faculty of Pet roleum Engineering in the U niversity of Pet roleum ,China ,Beijing 102249,China ;2.Research Institute of Pet roleum Ex ploration and Development ,CN PC ,Beijing 100083,China )Abstract :During the depletion development of gas condensate reservoir ,porous media would definitely influence the phase behavior of condensate gas flowing in the porous media because of the interaction between flowing fluid and porous media.A novel experimental method for gas 2liquid phase change was established.The com position changes of retrograded condensate gas flowing in core and PV T cell under different pressure were analyzed by using the high 2precision chromatogram analytic technique.The phase change mechanism of gas condensate in porous media was analyzed.The experimental results show that the porous media with low permeability has heavy influence on the phase behavior of gas condensate ,while the phase behavior in the porous media with high permeability is almost consistent with that in PV T cell.Therefore ,the influence of porous media with high permeability on the phase behavior can be ignored in the engineering application.K ey w ords :gas condensate reservoir ;porous media ;permeability ;fluid phase behavior ;experimental study 凝析气藏开发过程中,多孔介质中流动的凝析油气体系必然与多孔介质发生相互作用,但多孔介质对凝析气相变是否有影响是石油工程人员非常关注的问题。

凝析气藏

2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.1地质特征
3）凝析气井采出井流物组成分布特征
气体的湿度（C2+/C1 ，均为摩尔或体积含量比），在 6-15之间；
分离器气体的相对密度（相对于空气，空气密度=1），
γg=0.6-0.7；
油罐油（或称稳定凝析油）的相对密度（相对于水，
水密度γo ＝1），在0.7260-0.8120之间；地面凝析油的粘度μo<3mPa·பைடு நூலகம்s；
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。我国则按凝析油含量给出了细分类标准（参见SY ／T6168－1995《气藏分类》）。
2我国主要气田类型的地质和开发特征
2.6 凝析气藏（田）
2.6.2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
150g/m3<CN<290g/m3
2我国主要气田类型的地质和开发特征 4）凝析气藏的分类
高含凝析油凝析气藏： 1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
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
b.以储气库方式后期开发凝析气藏
c.后期注N2开发部分水淹的凝析气藏 d.气水交替注入开发凝析气藏
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 ② 注水开发技术

凝析气藏非平衡压降相态实验研究

104常规的定容衰竭实验均是采用等温平衡开展，即在实验过程中，保持每级的压力充分稳定，体系气液充分平衡进行测试。

然而在实际生产中，对于高压高产气井，气相和液相不能达到充分平衡，凝析液滴析出瞬间会在高速气流的作用下运动一段距离后才形成连续液相，即“析出滞后”现象，也就是说，气液要充分平衡，是需要一定的时间的。

实际生产过程中，考虑平衡时间，即平衡与非平衡，对实际生产有着非常重要的指导意义。

近年研究表明【1-5】，凝析油刚开始析出时呈油滴分散在天然气中，在高流速下更易被高速气流带出而不立刻形成连续液相，此时凝析油的采出程度更高。

因此，开展凝析气藏非平衡压降相态实验研究，对制定凝析气藏提高采收率技术对策具有重要意义。

位于新疆塔里木盆地北部的雅克拉凝析气田，2005年正式投入开发，是西气东输气源地之一。

本文以雅克拉白垩系凝析气藏为例，通过开展非平衡压降相态实验，并结合现场生产实际，提出提高凝析油采收率技术对策。

1 非平衡压降相态实验为了模拟真实生产实际过程，开展了室内非平衡压降相态测试实验，同时进行了地层流体衰竭过程平衡压降与非平衡压降对凝析油、水的抽提蒸发效应的对比实验。

图1所示为雅克拉凝析气高温高压非平衡压降相态测试实验过程，从时间节点T1至T6显示的是用雅克拉凝析气样在模拟地层温度136.5°下，体系压力从原始地层压力持续快速下降过程的相态变化，其中T4显示了在体系压力下降至露点压力附近后出现了一段明显的高密度、颗粒高度分散且没有界面张力的流体形态，并伴有乳光现象，到T5后才出现了明显的气液分离现象，此时反凝析油已成连续液相形态。

图1 雅克拉凝析气相态测试图2所示为雅克拉地层流体定容衰竭过程平衡压降与非平衡压降凝析油采出量实验对比，结果显示非平衡压降过程中，与平衡压降过程相比，各级压力下凝析油采出程度及累积采出程度均较高，说明非平衡压降条件下凝析油采收率更高。

非平衡压降过程中因为没有达到气液充分平衡的时间，部分凝析液滴分散于气体中，随着天然气一起采出地面，从而造成凝析油采出程度均比平衡压降过程高。

不同注气介质对提高凝析气藏采收率的影响

不同注气介质对提高凝析气藏采收率的影响
贾良;李刚
【期刊名称】《石化技术》
【年(卷),期】2016(023)008
【摘要】实验研究了不同注入气体(N2、CO2、贫气)对x凝析气藏采收率的影响,实验表明在凝析气藏开发过程中,注入CO2和贫气可较好的提高凝析气藏采收率,而注N2表现不明显.
【总页数】1页(P134)
【作者】贾良;李刚
【作者单位】西安石油大学陕西西安710065;中石油塔里木油田新疆库尔勒841000
【正文语种】中文
【相关文献】
1.缝洞型凝析气藏注气吞吐提高凝析油采收率机理研究 [J], 康博;卢立泽;邓兴梁;熊钰;何巍
2.优化注气提高凝析气田采收率 [J], 路长伟
3.注气提高凝析气藏采收率方法 [J], 朱海明;绳永飞;樊昌;胡吉;余江
4.凝析气藏开发中后期注气提高采收率 [J], 陈雷;罗辑;饶华文;冯信荦;康爱红;乐潇
5.注CO2解堵后注干气提高采收率技术研究
——以中原油田某区块凝析气藏为例 [J], 杨雪
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SN

工业、生产2015年第7期SN凝析气藏相态特征及最佳轻烃回收条件研究青曦晖1　韩霈霆2　雷鹏2　顾飞2　吉尚策3　蒋春光11.中国石化西南石油工程公司井下作业分公司　四川　德阳　618000 2.西南石油大学石油与天然气工程学院　四川　成都　610500 3.成都理工大学能源学院　四川　成都　610059 摘要：本文对SN气藏地层流体类型及最佳轻烃回收条件进行了研究。

关键词：凝析气藏　相态　轻烃回收　分离器㹼ࡔ࡛Ǆᵜ⅑⹄ウ⍻ᇊҶ 61 Ӆ 397 ⢩ᖱˈ䘋㹼ᇎ傼ᮠᦞᤏਸਾᗇࡠ 61 Ӆ⴨മǄṩᦞമ ਟԕࡔᯝ 61 Ѫࠍ᷀≄㯿Ǆ㔃ਸࠍ᷀⋩ਜ਼䟿৺価઼঻࣋ᛵߥࡔᯝ 61 Ѫվਜ਼ࠍ᷀⋩Ⲵ価઼ᡆ䘁価઼ࠍ᷀≄㯿ǄPhase of SN condensate gas reservoir and optimum conditions of light hydrocarbon recoveryQing Xihui1，Han Peiting2，Lei Peng2，Gu Fei2，Ji Shangce3，Jiang Chunguang1 Down-Hole Operation Branch，Southwest Petroleum Engineering Company，SINOPEC，Deyang 618000，China Abstract：This paper describes the fluid type of SN gas reservoir and the optimum conditions of light hydrocarbon recovery. Keywords：condensate gas reservoir；phase；light hydrocarbon recovery；separator目前常规凝析气藏的相态研究可以说己经取得了很大的成就，相态测试技术也趋近成熟，但对非常规气藏如异常高压凝析气藏、低渗透凝析气田地层流体代表性问题、仪器的抗温抗压抗腐蚀能力方面还需要进一步研究。