考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法_吴克柳
水驱凝析气藏地层压力计算方法
准确计算水驱凝析气藏地层压力的方法具有重大 的现实意义 。 以往计 算 地 层 压 力 方 法 ， 均未同时考虑 反凝析液 、 水蒸汽含 量 、 水 侵、 岩石及束缚水压缩性等 对地层压力的影响 ， 且考虑反凝析时也未考虑多孔介 质吸附及毛管力的作 用 ， 因此用其计算水驱凝析气藏 的地层压力误差较大
１ ． １ 露点压力以上的衰竭数学模型 设气相 、 液相 和 吸 附 相 三 相 体 系 由 Ｎｃ 种 物 质 组
∑Ｙ
ｉ
＝
∑Ｘ
ａ ｉ
＝
∑Ｚ
ｉ
＝１
只存在气相和吸附相 ， 两相的 对于物料平衡方程 ， 平衡常数为
ＶＡ ａ ／ Ｋｉ Ｘ ＝ Ｙｉ ｉ
（ ） ４
） 基金项目 ： 国家自然科学基金项目 （ 资助 。 Ｎ ｏ ． ５ ０ ９ ７ ４ １ ２ ８ ， 第一作者及通讯作者 ： 吴克柳 ， 男， 武 汉） 现为中国石油大学（ 北 京） 在读博士研究生， 主要从事气田及凝 １ ９ ８ ５ 年 １ 月生 ， ２ ０ ０ ８ 毕业于中国地质大学 （ ： 析气田开发研究 。Ｅ－ｍ ａ ｉ ｌ ｗ ｕ ｋ ｅ ｌ ｉ ｕ １ ９ ８ ５ ０ １ ０ ９＠１ ６ ３． ｃ ｏ ｍ
衡方程为
。为 此 笔 者 建 立 了 考 虑 多 孔
Hale Waihona Puke Ｖ ＋Ａ ＝ １ａ Ｙｉ Ｖ ＋Ａ Ｘｉ ＝Ｚ ｉ
（ ） １ （ ） ２ （ ） ３
毛管力 、 水 蒸 汽 含 量、 水及岩石压缩性影响 介质吸附 、 的水驱凝析气藏物质 平 衡 方 法 ， 通过计算可得到不同 时期的地层压力 。 归一化条件为
１ 凝析油饱和度计算模型
［ １ １ ２］ －
…， ， 成， 总摩尔数为 １， 总组 成 为 Ｚ 平衡 ｉ＝１， ２， Ｎｃ） ｉ（ …， ， 时气相 摩 尔 数 为 Ｖ ， 其 组 成 为 Ｙｉ（ 液 ｉ＝１， ２， Ｎｃ） …， ， 相摩尔数为 Ｌ， 其组 成 为 Ｘ 吸附相 ｉ＝１， ２， Ｎｃ） ｉ（
凝析气藏
复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求 也高。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 5.我国西部，多为带油环的凝析气藏或带凝析气 顶的油藏。
6.许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往
往成片分布，发的问题。
7.判断油气藏类型还主要靠其相图。
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。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征
3.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相 态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点 和难点。 4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含 蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系
（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
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 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 倍。 ③ 液态溶剂处理凝析气井近井地带 ④ 采用富气处理凝析气井近井地带
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 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：
甲烷（C1）含量约在75-90%左右； C2+含量在7-15%范 围。若C2+>10%，凝析气藏一般有油环； 气体干燥系数（C1/C2+C3 ，均为摩尔或体积含量比）， 在10-20之间；
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。
注CO2改善页岩凝析气藏反凝析伤害效果评价
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 12 月第 42 卷第 6 期Dec. ，2023Vol. 42 No. 6DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202212003注CO 2改善页岩凝析气藏反凝析伤害效果评价李鹏飞1 王爱方2 张成林1 徐恒艳3 王斌4（1.中国石油长庆油田公司生产运行部，陕西 西安710018；2.中国石油长庆油田公司第四采油厂，陕西 榆林718500；3.中国石油长庆油田公司第五采油厂，陕西 榆林718600；4.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安710016）摘要：为解决常规反凝析伤害评价方法中忽略近井地带反凝析叠加效应和远井地带单相凝析气渗流特征导致评价效果失真的问题，基于长岩心驱替实验，建立了一种考虑叠加效应和远井单相流的反凝析伤害评价新方法，模拟了实际页岩储层衰竭开发中的反凝析伤害，评价了注甲醇、干气和CO 2解除反凝析的效果，研究了CO 2注入体积和注入压力对反凝析伤害评价指标的影响。
结果表明：当压力降至最大反凝析压力时，气相渗透率伤害率达到80.2%~83.1%，驱替压差由5 MPa 快速增至15 MPa ，气相渗流阻力提高幅度约达200%；CO 2注入后气相渗透率提高倍数达3.2，气油比变化率达到23.1%，岩心压差降低率达到36.1%，说明注CO 2效果最好，其次是甲醇，注干气效果最差；CO 2最佳注入压力9 MPa ，注入量0.15 PV ，油气平衡时间9.9 h 。
研究成果为高效开发页岩凝析气藏和解除反凝析伤害提供了思路和方法。
关键词：反凝析伤害；凝析气；页岩；渗透率；CO 2；注入压力中图分类号：TE372 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）06-0151-08Effect evaluation of CO 2 injection on mitigat retrograde condensate dam⁃age of condensate gas in shale gas reservoirLI Pengfei 1，WANG Aifang 2，ZHANG Chenglin 1，XU Hengyan 3，WANG Bin 4（1.Production Operation Department of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710018，China ；2.No.4 Oil Production Company of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Yulin 718500，China ；3.No.5 Oil Production Company of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 718600，China ；4.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710016，China ）Abstract ：In order to overcome the evaluation distortion of conventional evaluation method for retrograde conden‑sate damage ， which ignores near -wellbore retrograde condensate superposition effect and far -wellbore single phase condensate gas flow characteristics ， based on long -core displacement experiment ， a new evaluation method is estab‑lished considering superposition effect and far -well single -phase flow ， simulating retrograde condensate damage of shale reservoir in actual depletion development and evaluating retrograde condensate removing effect of the injec‑tions of methanol ， dry gas and CO 2. Influence of CO 2 injection volume and injection pressure on evaluation indexes of retrograde condensate damage is studied. The results show that ， when the pressure drops to the maximum retro‑grade condensate pressure ， gas permeability damage rate is 80.2%~83.1%， with displacement pressure difference rapidly increasing from 5 MPa to 15 MPa and gas flow resistance increasing by 200%. After CO 2 injection ， gas per‑meability increases by 3.2 times with gas -oil ratio changing rate of 23.1% and core differential pressure decreasing收稿日期：2022-12-02 改回日期：2023-02-06基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（2016ZX05050-02）。
考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
吴克柳;李相方;许寒冰;唐宁依;王姜立
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2013(020)005
【摘要】水侵量计算是实现气藏高效开发的基础工作.基于水驱气藏物质平衡方程,利用生产动态数据计算水侵量是较为简便的计算方法,但对于凝析气藏来说,当压力低于露点压力后,凝析油析出,水驱气藏物质平衡方程不再适用.通过物质平衡原理,建立了考虑反凝析现象、水侵及岩石、束缚水和凝析油弹性膨胀的水驱凝析气藏物质平衡方程,推导出水驱凝析气藏水侵量计算方法.实例应用表明,与常规水驱气藏计算的水侵量相比,水驱凝析气藏计算的水侵量较小,其考虑了凝析油析出,计算的水侵量较为准确.
【总页数】4页(P86-88,96)
【作者】吴克柳;李相方;许寒冰;唐宁依;王姜立
【作者单位】石油工程教育部重点实验室中国石油大学,北京102249;石油工程教育部重点实验室中国石油大学,北京102249;中油勘探开发研究院,北京100083;中油大港油田分公司,天津300280;中油冀东油田分公司,河北唐山063004
【正文语种】中文
【中图分类】TE33
【相关文献】
1.边水凝析气藏型储气库多周期注采水侵量计算模型
2.考虑反凝析影响的边水凝析气藏r见水时间预测模型
3.考虑反凝析影响的凝析气井产能试井问题
4.凝析气顶油藏气顶油环协同开发方式下水侵量计算模型
5.考虑反凝析的边水凝析气藏见水时间预测新方法
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有水气藏水体活跃程度评价新方法
doi：10.3969/j.issn.1004-275X.2019.07.051有水气藏水体活跃程度评价新方法刘俊丰，李金龙，温中林，陈智芳，李拉毛才旦（青海油田采气一厂开发地质研究所，青海格尔木816000）摘要：以水侵常数为评价指标，基于气藏工程方法与计算机自动拟合方法，利用气藏气井实际生产数据求取各气井控制区域水侵常数，结合气井井位数据，绘制气藏水侵常数分布图。
通过该方法分析S气藏2-5-11小层，确定各单井水侵强度为1.2~4.92，平均水侵强度为2.49，判定该小层水体较活跃。
通过气藏水侵常数分布图发现小层整体水体较活跃，东北部与西南部水体最为活跃，气藏外部水体侵入存在两条明显水侵路径，小层被水侵入封割为4个独立区域，区域内受水侵影响较小。
有水气藏水体活跃程度评价新方法为明确气藏水侵特征与水体活跃程度，制定气藏治水方案提供技术支撑。
关键词：水体活跃程度；水侵强度；自动拟合方法中图分类号：TE371文献标志码：A文章编号：1004-275X（2019）07-119-05A new method for evaluating the activity of water bodies in water reservoirs.Liu Junfeng，Li Jinlong，Wen Zhonglin，Chen Zhifang，Lilamao Caidan.(Geological Institute for the Development of Gas Production and Production Plant in Qinghai Oilfield,816,000in Qinghai,Qinghai,China)Abstract:Based on the gas reservoir engineering method and computer automatic fitting method,the water invasion constants in the control areas of gas wells are obtained from the actual production data of gas wells,and drawn the distribution map of water invasion constants in gas reservoirs with the data of gas wells.Through the analysis of S gas reservoir2-5-11formation by this method,the water invasion intensi-ty of each single well is determined to be1.2-4.92and the average water invasion intensity is2.49,which indicates that the water of the small formation is more active.Through the distribution map of water inva-sion constants of gas reservoirs,it is found that the whole water in the small layer is more active,and the water in the northeast and southwest are the most active.There are two obvious water invasion paths for the water invasion outside the gas reservoir.The small layer is enclosed and cut into four independent ar-eas by water invasion,and the influence of water invasion in the region is less.A new method for evaluat-ing water body activity in water-bearing gas reservoirs provides technical support for defining water inva-sion characteristics and water body activity and formulating water control schemes for gas reservoirs.Key words:Water Activity;Water Invasion Intensity;Automatic Fitting Method气藏投入开采后，及早的判别气藏类型，识别水侵情况，有针对性的调整开发方案，能有效地防止水侵对气藏带来的伤害，目前在判别气藏水侵的方法体系已经较为成熟可靠，主要分为以下三种。
凝析气藏的液相伤害与防治
ｆ ｒ ａｉ ｎ ｗ ｔｒ ｗ ｌ ｒ ｓ ｌ ｉ ｒ ａ ｄ ｗ ｆ ｇ ｓ ｐ ｒ ｅ ｂ ｌ ｙ ｈ ｒ ｕ ｈ ｏ ｕ ｎ ｅｒｅ ａ ， ｉ ｐ ｐ ｒ ｉ ｔｏ ｕ ｅ ｔ ｇ ａ ｅ ｏ ｍ ｔ ａｅ ｉ ｅ ｕ ｔ ｎ ａ ｂ ｅ ｋ ｏ ｎ ｏ ａ ｅ ｏ ｍ ａ ｉ ｔ．Ｔ ｏ ｇ ｄ ｃ ｍｅ ｔ ｒ ｔ ｖ ｌ ｔ ｓ ａ ｅ ｎ ｄ ｃ ｓ ｒ ｒ ｒ ｄ ｉ ｉ ｈ ｒ ｅ ｏ
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断
２ｏ ｏ ８年 ７月
块
油
气
田 第 ｌ 第 ４期 ５卷
Ｆ Ｕ Ｔ Ｂ Ｏ Ｋ Ｏ Ｌ＆ Ｇ ＳｎＥＵ） Ａ Ｌ － Ｌ Ｃ Ｉ Ａ
文章 编 号 ：０ ５ ８０ ２０ ）４－ ８． １０ — ９７ｌ０ ８０ ． ０ －４ － ０ ０
用 注 甲醇 和 注 Ｃ ２ Ｏ 混相 来解 除 。
关键词
凝 析 气藏 ； 凝析 污 染 ； 害机 理 ； 锁 ； 价 方 法 ； 治 措 施 伤 水 评 防
文 献 标 识 码 ： Ａ
中 图分 类 号 ：Ｅ ７ Ｔ ３２
Ｓ ｕ ｙｏ ａ ａ ｅａ ｄ ｐ ｅ ｅ ｔ ｎ ｏ ｑ ｉ ｈ ｓ ａ ｏ ｄ ｎ ａ ｅｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｔ ｄ ｎ ｄ ｍ ｇ ｎ ｒ ｔ ｅ ｅ ｖ ｉｓ ｏ ｉ ｆ ｎ
计算凝析气藏地质储量和重组总井流体组分的方法
计算凝析气藏地质储量和重组总井流体组分的方法
陈远千
【期刊名称】《断块油气田》
【年(卷),期】1997(004)005
【摘要】在计算凝析气藏的原始地质储量和确定总井流体的偏差系数时，拟临界压力和拟临界温度是必须的。
为了得到总井流体的拟临界参数，应当在井口分别取得气体和液体样品，并在实验室内测定气体和液体中每个成分的摩尔分量。
本文提供了计算凝析气藏原始地质储量和重组总井流体组分的方法。
【总页数】5页(P1-4,26)
【作者】陈远千
【作者单位】中国石油天然气总公司石油勘察开发科学研究院
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.9
【相关文献】
1.柯克亚凝析气田X8段非均质凝析气藏储量精细计算 [J], 薛陶峰;杨辉廷;颜其彬;刘新辉
2.定容凝析气藏动储量计算简易新方法 [J], 鹿克峰;程超逸
3.潜山凝析气藏油环判定及动态储量计算方法研究 [J], 王迪;姜永;黄磊;吴浩君
4.异常高压凝析气顶油藏地质储量计算模型 [J], 张安刚;范子菲;郭双生;宋珩
5.带油环凝析气藏动态储量计算——以板中北高点带油环凝析气藏为例 [J], 余元洲;杨丽容;史长林;朱小丽;邢卫东
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凝析气藏工业气流量计算方法
凝析气藏工业气流量计算方法
曹艳;王秀芝;宋传真;龙胜祥
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2009(030)005
【摘要】国土资源部颁发的<DZ/T0217-2005石油天然气储量计算规范>给出了我国东部地区气藏不同埋藏深度下估算的工业气流标准,但该标准没有考虑气藏储渗条件的影响,也没有明显体现凝析油成分对工业气流的影响,不适合凝析气藏的对照使用.根据投入产出平衡原理,提出了凝析气藏工业气流计算模型,以我国西部凝析气藏为例,根据目前各项参数测算了相应的工业气流,绘制了工业气流图版.提出的方法也适用于含硫化氢等其他复杂成分气藏工业气流的计算.
【总页数】3页(P596-598)
【作者】曹艳;王秀芝;宋传真;龙胜祥
【作者单位】中国石化,勘探开发研究院,北京,100083;中国石化,勘探开发研究院,北京,100083;中国石化,勘探开发研究院,北京,100083;中国石化,勘探开发研究院,北京,100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE112.12
【相关文献】
1.页岩凝析气藏物质平衡方程及储量计算方法 [J], 陈婷婷;喻高明;张艺钟
2.一种基于压力梯度的凝析气井产水量计算方法 [J], 李洪;李治平;王香增;张亮;王
才;郭珍珍
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4.潜山凝析气藏油环判定及动态储量计算方法研究 [J], 王迪;姜永;黄磊;吴浩君
5.凝析气藏工业气流影响因素分析 [J], 曹艳;王秀芝;宋传真;龙胜祥
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凝析气顶油藏气顶油环协同开发方式下水侵量计算模型
凝析气顶油藏气顶油环协同开发方式下水侵量计算模型张安刚;范子菲;宋珩【摘要】针对凝析气顶油藏开发中由于相态变化复杂而导致水侵量计算较为困难的研究现状,依据物质的量守恒原理建立凝析气顶油藏物质的量物质平衡方程,并推导水侵量的计算公式.该水侵量计算模型同时考虑气顶反凝析、油环溶解气逸出、水蒸气含量、注水注气等因素的影响,较好地描述凝析气顶油藏外部水侵过程中复杂的物理现象,并将该方法应用于某凝析气顶油藏中.研究结果表明:凝析气顶油藏气顶投入开发后,累积水侵量迅速增加;反凝析、水蒸气含量、逸出溶解气等因素对水侵量影响的时间顺序不同;以综合考虑各因素得到的水侵量为基准,忽略反凝析、水蒸气含量、逸出溶解气等因素的影响,水侵量的计算结果都偏大,误差最大的是气顶反凝析,其次是油环溶解气的逸出,较小的是水蒸气含量.【期刊名称】《中南大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(046)008【总页数】7页(P3040-3046)【关键词】凝析气顶;油环;水侵量;物质平衡;水蒸气含量【作者】张安刚;范子菲;宋珩【作者单位】中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所,北京,100083;中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所,北京,100083;中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所,北京,100083【正文语种】中文【中图分类】TE329带凝析气顶底水油藏在气顶油环协同开发过程中，随着地层压力的不断下降，地层中存在凝析油析出、溶解气逸出等一系列复杂的相态变化[1−3]，给水侵量的计算带来较大困难。
目前国内外大多数水侵量计算模型主要是依据油气藏的几何形态、天然水域的内外边界条件推导得出[4−7]，由于计算过程复杂以及相关参数获取困难而导致计算结果偏差较大，而且对气顶油藏的适应性较差，为此，本文作者依据物质的量物质平衡原理，同时考虑反凝析液、逸出溶解气、水蒸气含量、注水注气等因素的影响，建立带凝析气顶底水油气藏物质的量物质平衡方程，进而结合油气藏的实际生产动态数据计算不同时刻的水侵量，并分析反凝析、溶解气逸出、水蒸气含量等因素对水侵量计算的敏感性。
一种模拟气藏边底水侵入的模型以及求取水侵系数的方法[发明专利]
![一种模拟气藏边底水侵入的模型以及求取水侵系数的方法[发明专利]](https://img.taocdn.com/s3/m/f8fd3af409a1284ac850ad02de80d4d8d15a010f.png)
(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 201910951716.2(22)申请日 2019.10.09(71)申请人 东北石油大学地址 163316 黑龙江省大庆市高新区发展路199号(72)发明人 张继成 包智魁 卢光夫 冯诗淼 李清清 范佳乐 (74)专利代理机构 大庆知文知识产权代理有限公司 23115代理人 李建华(51)Int.Cl.E21B 47/10(2012.01)E21B 43/20(2006.01)(54)发明名称一种模拟气藏边底水侵入的模型以及求取水侵系数的方法(57)摘要一种模拟气藏边底水侵入的模型以及求取水侵系数的方法。
主要解决在实验室中模拟边底水气藏模型注入水的流动速度和分布会存在差异，且岩石尺寸固定、密封要求高的不完善的问题。
该模型由平板岩心、上盖板、下凹槽及可伸缩式支点组成；平板岩心四周及底部采用高渗透岩心包围，模拟真实地层边底水侵入；上盖板布置有多组出气孔与岩心接触且利用橡胶作为密封；下凹槽四周及底部布置有可伸缩式支点，协助上盖板满足密封性的同时适用于模拟不同边缘形状的储层；可伸缩式支点侧面设有出水孔，通过管线连接高压泵组，利用高压泵组保持压力恒定模拟无限大地层水体或降低压力模拟有限地层水体。
权利要求书1页 说明书5页 附图8页CN 110778312 A 2020.02.11C N 110778312A1.一种模拟气藏边底水侵入的模型，包括平板岩心(6)、上盖板(1)、下凹槽(9)以及可伸缩式支点(8)；其中，所述平板岩心(6)长、宽为20cm，高为15cm，四周及底部采用高渗透岩心(5、7)包围；平板岩心(6)放置在1块上盖板(1)和1块下凹槽(9)中，其中上盖板(1)的长、宽为39cm，高为2cm，下凹槽(9)的长、宽为39cm，高为27cm，壁厚2cm；4块侧面高渗透岩心(5)长25cm、宽5cm、高15cm，1块底部高渗透岩心(7)长、宽为30cm，高为5cm；上板(1)开设4个螺纹接口(3)，采气接头(2)连接在螺纹接口(3)上，采气接头(2)下端与平板岩心(6)上端接触，从而实现采气开发过程；下凹槽(9)，前面开设10个螺纹接口(3)，将可伸缩式支点拆分为主体和进水接头(10)两部分，所述主体部分放在下凹槽(9)内部，进水接头(10)放在下凹槽(10)外部，对准螺纹接口(3)后旋转连接，用于固定岩心；利用上盖板(1)和下凹槽(9)将人造岩心密封，利用螺丝(34)穿过上夹持板(35)、下夹持板(36)的上、下板螺纹接口(36，38)，配合螺母对上盖板(1)和下凹槽(9)进行固定以实现加压密封。
计算水驱气藏地质储量和水侵量的简便方法
用生产数据计算的视地质储量Ｇｐ也列于表１中，把
表１中气藏视地质储量与累积产气量之间的关系绘
制到图２中，采用指数回归，得到一条视地质储量变
化曲线。当Ｇ。棚时，可以计算出该气藏地质储量为
Ｇ＝１９．３２１ｘ１０Ｓｍ，．再计算出地质储量与视地质储量的 差值ＡＧ也列于表１中，最后运用水侵量计算公式
（５）式计算出气藏水侵量的值也列于表１中。
对比验证说明该方法计算结果准确。
关键词：水驱；气藏；地质储量；水侵量；计算
中图分类号：ＴＥｌ５
文献标识码：Ａ
水驱气藏地质储量和 水侵量是确定气藏开发规 模和开发设计的重要参数。 一般认为要进行储量计算 和动态预测必须考虑天然 水域对油气藏开发动态的 影响，所以首先必须计算水 侵量的大小【１２１。水侵量的计 算一般采用ｖａｎ Ｅｖｅｒｄｉｎｇｅｎ 和Ｈｕｒｓｔ提出的方法计算， 但是计算过程烦琐而又带有不确定性［３１，因此导致地 质储量的计算也存在很大偏差。本文引入视地质储量 法，不需要知道水侵量的大小就可以直接应用生产动 态数据计算地质储量，再根据计算的地质储量反求水 侵量的大小。
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｏｒｉｇｉｎａｌ ｇａｓ ｉｎ—ｐｌａｃｅ（ＯＧＩＰ）ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｉｎｆｌｕｘ ｉｎ ｇａｓ ｐｏｏｌ ｂｙ ｗａｔｅｒ ｄｒｉｖｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ａｒｅ ｔｈｅ ｋｅｙ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｆｏｒ ｄｅｔｅｒｍｉｎａｔｉｏｎ ｏｆ ａ ｇａｓ ｐｏｏｌ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｓｃａｌｅ ａｎｄ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｐｌａｎ．Ｕｓｉｎｇ ａｐｐａｒｅｎｔ ｇｅｏｌｏｇｉｃ ｒｅｓｅｒｖｅｓ ｍｅｔｈｏｄ，ｏｎｌｙ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｄａｔａ ａｒｅ ｎｅｅｄｅｄ ｗｉｔｈｏｕｔ ｗａｔｅｒ ｉｎｆｌｕｘ，ｔｈｅ ＯＧＩＰ ｃａｎ ｂｅ ｅｓｔｉｍａｔｅｄ ｆｒｏｍ ｍａｐｐｉｎｇ ａｐｐａｒｅｎｔ ｇｅｏｌｏｇｉｃ ｒｅｓｅｒｖｅ ｃｕｒｖｅｓ，ａｎｄ ｔｈｅｎ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｉｎｆｌｕｘ ｃａｎ ｂｅ ｂａｃｋｗａｒｄ ｃａｌｃｕｌａｔｅｄ ｂｙ ｐｕｔｔｉｎｇ ｔｈｅ ＯＧｌＰ ｄａｔａ ｉｎｔｏ ｔｈｅ ｅｑｕａｔｉｏｎ ｆｏｒ ａｐｐａｒｅｎｔ ｇｅｏｌｏｇｉｃ ｌｔ屯￥ｅｒｖｅｓ．Ｔｈｅ ｃａｓｅ ｓｔｕｄｙ ａｎｄ ｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎ ｉｎｄｉｃａｔｅ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｇｉｖｅｎ ｂｙ ｔｈｉｓ ｍｅｔｈｏｄ ａｒｅ ａｃｃｕｒａｔｅ ａｎｄ ｒｅｌｉａｂｌｅ． Ｋｅｙ Ｗｏｒｄｓ：ｗａｔｅｒ ｄｒｉｖｅ；ｇａｓ ｐｏｏｌ；ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｅ；ｗａｔｅｒ ｉｎｆｌｕｘ；ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ；ｅｓｔｉｍａｔｉｏｎ
带油环的深海凝析气藏开发方式优选
带油环的深海凝析气藏开发方式优选翟明昆;喻高明【摘要】针对A深水油气区块CPEDC2段为相态变化复杂的凝析气藏开采困难和经济可行性低的问题,在考虑采出程度、经济效益、工艺技术等因素的基础上,采用油藏数值模拟技术和数据分析法,进行了CPEDC2段油气同采、先开采气后采油、先采油后采气等开采顺序研究和CPEDC3段不同井型转注水井的研究,最终得出CPEDC2以开采油环为主、而后才以衰竭式开发方式开采凝析气和黑油这种方式最为经济合理,CPEDC3采用后期采用水平井转注最为合理,对该区块后期开发调整也有重要意义。
【期刊名称】《能源与环保》【年(卷),期】2017(039)010【总页数】5页(P154-157,162)【关键词】油环;深水油田;数值模拟;开发方式优选;经济指标【作者】翟明昆;喻高明【作者单位】长江大学石油工程学院,湖北武汉430100【正文语种】中文【中图分类】TE372目前国内海上油田大多采用分段注水与大段合采的开发模式，但由于注水井注入能力随着含水率的升高而逐渐降低，油田产液能力难以正常发挥，影响油田的稳产［1-3］。
尤其是在储层分布复杂情况下，常规的注水开发时，注水成本高;而海上注气开发时，无非是直接连续注气、水气气水交替注入、注气吞吐几种形式［4-5］，但都需要大型气体压缩机，在海上平台操作困难。
所以，在综合考虑技术和经济因素下，选择适当的开发方式是海上油田开发的重中之重。
A深水油气区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。
工区面积约5.5 km2，东西宽约1 858 m，南北长约2 980 m。
构造区距离最近港口油库为120海里，区域水深1 350～1 525 m。
主要目的层位2个层位(CPEDC2和CPEDC3)，CPEDC2段孔隙度平均为22.5%，渗透率平均为267.9 mD;CPEDC3段孔隙度平均值为21.3%，渗透率平均为382.3 mD，且该层具有边水，边水能量推进方向为西—东方向为中孔中渗储层。
边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型
边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型明瑞卿;贺会群;胡强法;曹光强;蒲晓莉【摘要】凝析气藏见水时间预测模型考虑反凝析作用,但忽略了高产井近井区域非达西效应的影响,造成见水时间预测产生偏差.针对该问题,运用气水两相渗流力学理论,综合考虑气相非达西效应和反凝析作用的影响,得到边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型.研究结果表明:预测边水凝析气藏高产井见水时间需考虑气相非达西效应和反凝析作用的影响,两者均会导致气体流速增大,见水时间变早.将新模型应用于 A气田 S45、AT11-6H、AT11-4井和AT11-2井,其计算结果相对误差小于8%,相比常用计算模型,精度提高了18.10%~39.34%,计算结果与现场实际数据吻合度高.研究成果对深入分析反凝析作用和气相非达西效应对凝析气藏边水推进的影响,预测边水凝析气藏的见水时间有重要的指导意义.%Due to the non-Darcy effect near the wellbore in high-rate well,the water breakthrough time prediction model for condensate gas reservoir by considering retrograde condensation usually leads to a prediction deviation. Based on gas-water two-phase seepage flow theory,both the gas non-Darcy and retrograde condensation effects are comprehensively considered to establish a new model to predict the water breakthrough time of high-rate well in condensate gas reservoir with edge-aquifer. Research indicates that it is necessary to consider the non-Darcy and retrograde condensation effects,both of which will lead to the increase of gas flow rate and the water breakthrough will be advanced. This new prediction model is applied to Well S45,Well AT11-6H,Well AT11-4 and Well AT11-2 in A Gasfield and the corresponding prediction error is less than 8%. Comparing withconventional predic-tion,the prediction precision of this new model is increased by 18.10%~39.34% and the corresponding prediction is in better agreement with actual field data. This research could provide significant guidance for the further analysis of retrograde condensation and non-Darcy effects on edge-aquifer invasion and accurate prediction of water break-through time in condensate gas reservoir with edge-aquifer.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2018(025)002【总页数】4页(P76-79)【关键词】边水凝析气藏;高产井;非达西效应;反凝析;见水时间;物理模型【作者】明瑞卿;贺会群;胡强法;曹光强;蒲晓莉【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京 100083;中国石油集团工程技术研究院有限公司,北京 102206;中国石油集团工程技术研究院有限公司,北京 102206;中国石油集团工程技术研究院有限公司,北京 102206;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油集团工程技术研究院有限公司,北京 102206【正文语种】中文【中图分类】TE3490 引言见水时间预测是边水气藏与底水气藏开发过程中的一个重要问题，国内外研究人员经过大量工作，推导出不同的见水时间计算模型[1-5]，而有关边水凝析气藏见水时间的研究尚处于初期起步阶段。
凝析气藏反凝析伤害评价方法及应用
凝析气藏反凝析伤害评价方法及应用邹春梅; 汤勇; 晏军; 孙杰文; 李俞虹; 崔轶男【期刊名称】《《油气藏评价与开发》》【年(卷),期】2019(009)006【总页数】6页(P30-34,41)【关键词】凝析气藏; 反凝析; 伤害半径; 相态; 让纳若尔【作者】邹春梅; 汤勇; 晏军; 孙杰文; 李俞虹; 崔轶男【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院北京 100083; 中国石油勘探开发研究院廊坊分院河北廊坊 065007; 西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE372在凝析气藏衰竭开采过程中，当井底压力降到地层凝析气露点压力以下时，地层流体的重组分将析出，且最早发生在近井地带[1-6]。
当凝析油饱和度低于临界流动饱和度时，反凝析油会不断堆积，这将导致近井凝析气流动通道减小，降低气井产能，并使得凝析油采收率降低[7-8]。
要解除反凝析伤害，提高凝析气藏开发效果，对反凝析及其伤害状况需要有清楚的认识[9-11]。
目前，国内外普遍采用的方法有气藏工程计算法、室内实验法、试井解释法及数值模拟法等。
总体上，对气藏反凝析的单因素研究较多，而对反凝析程度及伤害半径等综合评价和实际应用研究较少。
因此，建立了反凝析定性和定量的评价方法。
通过相态评价和生产动态气油比明确气藏是否发生反凝析，综合多种方法评价气藏反凝析伤害程度。
应用该方法对国外让纳若尔凝析气藏反凝析特征进行了综合评价，为气藏反凝析伤害治理及开发决策提供了依据。
1 反凝析定性识别方法1.1 凝析气井多区渗流特征气藏发生反凝析后，凝析气井周围将由原来的气水两相变为油气水三相。
在忽略地层水的情况下，将流动区域划分为3个区（图1）：I区为气相，只有气相流动；II区为气油两相区，反凝析油低于临界流动饱和度；III区是最靠近井筒的区域，由于反凝析堆积作用，凝析油饱和度高于临界流动饱和度，油气两相均参与流动[11-13]。
存在水锁时水驱气藏的动态储量计算新方法
工业技术在非均质有水气藏中，随着气田的开发，天然气不断采出使气藏压力下降，导致水体侵入气区。
地层水沿裂缝窜流，将部分天然气分隔开来，然后继续向未被水封闭区域运移，封锁气藏的更多区域。
被水封锁的天然气，若不进行强排水，很难将这一部分气体采出，不但严重影响气藏的产量和采收率，也影响了对气藏动态储量的掌控，导致不能提出正确的开发技术对策。
在研究水驱气藏动态储量时，首先关心的是有多少气量被水锁、水锁气量的水有多少、以及未被水锁气量大小，未被水锁气量的多少决定了该气藏在将来采取强排水时的采收率，水侵量决定了采出被水锁气需强排水的强度。
以往计算水驱气藏动态储量的物质平衡方法未考虑侵入水将气藏分割为未被水锁区域和被水锁区域的情况，与裂缝性水驱气藏的实际情况有差异，且无法确定被水锁的气量大小。
针对这一问题，本文提出了一种新的物质平衡模型，考虑了侵入水对气藏的分割与封锁，通过压力、累计产气量、产水量等数据，利用自动拟合方法计算水驱气藏动态储量、未被水锁区域和被水锁区域的气量及水侵量。
1 水锁气藏物质平衡方程（1）无水锁气时的气藏物质平衡方程。
对于水驱气藏，随着气藏压力下降，边水或底水将侵入气藏。
此时水侵所占据的气藏孔隙体积加上剩余天然气所占孔隙体积等于气藏的原始含气孔隙体积[1-2]，即：()()gi p g e p w GB G G B W W B =−+− (1)式中：e W ，p W —— 累积天然水侵量和累积采出水量，108m 3。
w B —— 地层水的体积系数。
gi B ，g B —— 原始条件下和目前压力下气体的体积系数。
G ，p G —— 原始地质储量和目前累积采出气量，108m 3。
令p G R G=，为天然气采出程度；①基金项目:国家科技重大专项课题“大型油气田及煤层气开发”，编号（2011ZX05022-001）。
②作者简介:张小平（1973—），男，1997年大庆石油学院毕业，硕士，工程师，主要从事油气藏开发、油气藏地质建模及数值模拟研究工作。
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10 8 m3 ； S o 为凝 式中：V p 为当前压力下储集层空间， 析油饱和度；ΔS w 为水侵造成储集层中增加的含水 10 8 m3 ； W p 为 饱和度；W e 为当前累计天然水侵量， 10 8 m3 ； B w 为当前地层压力下 当前累计采出水量， 地层水的体积系数；V hv 为凝析气占据的储集空间，
储集层岩石、 束缚水与凝析油的弹性膨胀量 为： ΔV = （ C w S wi + C o S o + C f ） （ p i － p） GB gi （ 1 － S wi w 为地层水压缩系数， MPa 压缩系 数， MPa。
； C o 为凝析油
将 G a 称为水驱凝析气藏的视地质储量， 通过 实际生产数据即可计算出该值。式 （ 11 ） 或式 （ 14 ） 为视地质储量与地质储量之间的联系方程 ， 二者关 系如图 1 所示。
DOI：10. 3969 / j. issn. 1006 － 6535. 2013. 05. 018
考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
1 1 2 3 4* 吴克柳 ， 李相方 ， 许寒冰 ， 唐宁依 ， 王姜立
（ 1. 石油工程教育部重点实验室
中国石油大学， 北京 102249 ； 唐山 063004 ）
2. 中油勘探开发研究院， 北京 100083 ；3. 中油大港油田分公司， 天津 300280 ； 4. 中油冀东油田分公司， 河北
摘要：水侵量计算是实现气藏高效开发的基础工作 。基于水驱气藏物质平衡方程 ， 利用生产动 态数据计算水侵量是较为简便的计算方法 ， 但对于凝析气藏来说， 当压力低于露点压力后 ， 凝 析油析出， 水驱气藏物质平衡方程不再适用 。通过物质平衡原理， 建立了考虑反凝析现象 、 水 束缚水和凝析油弹性膨胀的水驱凝析气藏物质平衡方程 ， 推导出水驱凝析气藏水侵 侵及岩石、 量计算方法。实例应用表明， 与常规水驱气藏计算的水侵量相比 ， 水驱凝析气藏计算的水侵量 较小， 其考虑了凝析油析出， 计算的水侵量较为准确 。 关键词：凝析气藏；水驱；物质平衡方程；水侵量；反凝析 中图分类号：TE33 文献标识码：A 文章编号： 1006 － 6535 （ 2013 ） 05 － 0086 － 03
综合以上推导可知， 当不考虑反凝析现象时， 计 算的水侵量偏大， 且随着生产进行， 反凝析越来越严 计算的偏差也越来越明显。因此， 凝析气藏水侵 重， 应考虑反凝析现象的影 量计算及水体能量评价时， 响， 为确定合理的控水措施等提供理论依据。
将产量移到公式左端， 则式（ 8 ） 化简变形为： C p B g （ 1 － S wi ） + W p B w （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） =G + W e （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） （ 11 ）
引
言
水侵量计算是气藏动态分析、 排水采气方案确
［1 － 6 ］
则原始地下储集层空间为： 于露点压力， V pi = GB gi 1 － S wi （1）
定及控水措施实施的前期基础性工作
。 国内
10 8 m3 ； B gi 为原 式中：G 为储集层原始天然气储量， 始条件下天然气体积系数；S wi 为束缚水饱和度。 随着开发进行， 当地层压力低于露点压力后， 凝析油析出
3
实例计算
1991 年 投 产， p i = 58. 72 某一边水凝析气藏，
88
8 3
特种油气藏
第 20 卷
MPa， G = 253. 28 × 10 m ， T = 134℃ ， p d = 54. 11
S MPa，
wi
= 0. 41 ， C f = 5. 1 × 10 － 4 MPa － 1 ， C w = 2. 3 ×
1
凝析气藏物质平衡方程建立
边底水驱动凝析气藏， 原始条件下地层压力大
收稿日期：20130112 ；改回日期：20130322 “凝析气藏相变渗流机理及其试井方法研究” （ 50974128 ） ；国家科技重大专项 “西非深水油田注采参数优化及单井产能预测 基金项目：国家自然科学基金 （ 2011ZX05030 － 005 － 04 ） 研究” 2008 年毕业于中国地质大学（ 武汉） 石油工程专业， 作者简介：吴克柳（ 1985 － ） ， 男， 现为中国石油大学（ 北京） 油气田开发工程专业在读博士研究生， 主要 从事气田及凝析气田开发研究。 * 参加此研究工作的还有李卫星。
第5 期
吴克柳等：考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
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10 m 。 由式（ 2 ） ～ （ 4 ） 可得当前压力下储集层空间 为： Vp = （ G － Gp ） Bg （5） （ W e － W p B w ） （ 1 － S wi ） 1 － S wi － S o － GB gi
8
3
其中， 令： Ga = G p B g （ 1 － S wi ） + W p B w （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） （ 12 ） ΔG = W e （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） （ 13 ） 则式（ 11 ） 可写为： G a = G + ΔG （ 14 ）
可计算出水侵量。由式（ 7 ） 变形为： 动态数据， 1 － （ C w S wi + C o S o + C f ） （ p i － p） = （ G － G p ） B g （ 1 － S wi ） （ 1 － S wi － S o ） GB gi － （ W e － W p B w ） （ 1 － S wi ） （8） 令： C t = C w S wi + C o S o + C f Δp = p i － p （9） （ 10 ）
4
结
论
（ 1 ） 基于反凝析现象、 水侵量及岩石、 束缚水 推导出水驱凝析气藏物 与凝析油的弹性膨胀考虑， 质平衡方程。
气藏生产动态数据
Wo /10 4 m3 0. 01 20. 81 24. 27 25. 39 28. 72 29. 58 31. 35 31. 78 33. 52 39. 38 44. 72 49. 90 53. 73 62. 56 72. 30 79. 10 81. 20 84. 31 94. 74 Gp /10 8 m3 0. 01 8. 42 9. 85 10. 41 12. 08 12. 48 13. 40 13. 62 14. 40 17. 17 19. 73 22. 23 24. 07 28. 16 32. 62 35. 58 36. 47 37. 76 42. 22 Wp /10 4 m3 0. 00 0. 95 1. 02 1. 08 1. 20 1. 23 1. 29 1. 30 1. 38 1. 64 1. 77 1. 84 1. 87 1. 98 2. 24 2. 48 2. 54 2. 64 3. 15 z 1. 34 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 29 1. 29 1. 28 1. 28 1. 27 1. 26 1. 26 1. 25 1. 25 1. 24
10 － 4 MPa － 1 ， C o = 2. 6 × 10 － 4 MPa － 1 ， 根据定容衰竭 实验确定开发过程中凝析油饱和度变化值 （ 图 2 ） ， 其拟合公式为： S o = 0. 0000523 p3 － 0. 0079984 p2 + 0. 1763146 p + 5. 3474683 （ 17 ）
［18 － 19 ］
外学者做了大量研究， 假设许多水侵模型， 推导了 有稳态水侵、 准稳态水侵、 非 各种水侵量计算公式， 稳态水侵模型等， 但计算非常复杂， 且水域静态参 数（ 孔隙度、 渗透率、 几何参 数 ） 及 常 用 动 态 参 数 （ 水侵常数、 无因次半径、 无因次时间步长 ） 等无法 准确获取， 计算偏差很大
图3
2 种方法计算的水侵量变化曲线
计算的水侵量， 且随凝析油不断析出， 差异越来越 显著。造成计算差异性的原因是常规气藏法将析 且 出的凝析油视为外来水而增大了计算的水侵量 ， 这种差异性随着凝析气藏中凝析油含量的增大而 增大。在凝析气藏开发过程中， 评价水侵量及水体 能量时应考虑反凝析现象对水侵量计算的影响 ， 才 能更科学地确定合理的控水措施 。
［7 － 15 ］
， 储集层被凝析气、 束缚水、 净水 （2）
8 3
侵量、 凝析油充满， 此时凝析气体积为： Vg = （ G － Gp ） Bg 为当前地层压力下天然气体积系数 。 凝析气占据储集层空间为： V hv = V p （ 1 － S wi － S o － ΔS w ） ΔS w = （ W e － W p B w ） （ 1 － S wi ） GB gi （3） （4） 10 m ； B g 式中：G p 为当前原始凝析气的累计产量，
［20 ］
，
+
（ C w S wi + C o S o + C f ） （ p i － p） GB gi （ 1 － S wi ）
式（ 7 ） 即为考虑反凝析、 弹性膨胀及边底水侵 入的凝析气藏物质平衡方程。
2
水侵量计算公式推导
基于建立的凝析气藏物质平衡方程 ， 结合生产
图1
水驱凝析气藏视地质储量变化示意图