凝析气藏采气配套工艺交流.pptx
凝析气藏的开发机理 ppt课件
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。
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、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9.4×104m3。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。
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。
凝析气藏开采理论与技术
典型P-T相图
泡点线和露点线的连接点称为临界点，用C 表示，该点的压力、温度称为临界压力(Pc)和临 界温度(Tc)。
典型P-T相图
相包络线上最高的饱和压力点称为最大饱和压力(用
pmax 表 示 ) 。 如 果 pmax 位 于 临 界 点 的 左 方 ， 称 为 最 大 脱 气 (泡点)压力；如果pmax位于临界点的右方，称为最大凝析 (露点)压力。
3、注气时机 开始实施注气保持压力的时间，
称为ห้องสมุดไป่ตู้气时机。
♦早期保持压力开采 ♦中晚期保持压力开采
（1）早期保持压力开采 ⊕地层压力与露点压力接近 ⊕凝析油含量高 ⊕储层连通性及物性
牙哈2～3凝析气藏凝析油、天然气日产量
（早期保持压力开采）
（2）中晚期保持压力开采
a. 原始地层压力大大高于露点压力，早期采用 衰竭式方法更经济实用。当地层压力降到接近露 点压力时，再采用注气保持压力开采方法。
（2）气藏面积小、储量小、开采规模有限，保持压 力开采无经济效益。
（3）凝析油含量低。 （4）地质条件差。 （5）边水比较活跃。 （6）对一些具有特高压力的凝析气藏，当前注气工 艺尚不能满足特高压注气要求而又急需开发的，只能采 用衰竭式方法开发，待气藏压力降到一定水平才有可能 保持压力开采。
二、保持压力开发方式
第二节 凝析气藏的开发方式
凝析气藏开发方式: 衰竭式开发 保持压力开发
一、衰竭式开发方式 降压开采
优点： 简单、低耗，对开发工程设计及储层
条件要求低，容易实施。 缺点：
凝析油采出程度低。
适用条件：
（1）原始地层压力大大高于凝析气藏初始露点压力， 可以充分利用天然能量，采用先衰竭开采一段时间，直 到地层中压力接近露点压力。
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。
凝析气藏开采理论与技术-张继成-东北石油大学20161213
缺点： ① 需要补充大量的投资，购置高压压缩机； ② 需要增加注气井； ③ 在凝析气藏循环注气阶段，所采出天然气 要回注地下，无法销售，影响凝析气藏整体开 发的销售收入； ④ 有的凝析气田自产气量少，不能满足回注 气量，需要从附近气田购买天然气，增加开发 成本。
3、注气时机 开始实施注气保持压力的时间， 称为注气时机。
1、总气态原始地质储量
G Vhci Bgi
G — 储层凝析气总气态（干气、凝析油和凝析水折算
气）地质储量，标况体积，108m3
Vhci — 凝析气藏原始含气有效孔隙体积， 108m3 Bgi — 原始储层凝析气地层体积系数，即储层气体积与 地面标准条件下气体积之比，m3/m3
G Gk Vhci Bgi
底油衬托含气区 有1条油气边界线和2条油水边界线 油水内边界线处于油气边界线以内 不存在纯油区
气
油
水
气顶底水块状凝析气-油藏 油气和油水边界线各只有1条
第二节 凝析气藏的开发方式
凝析气藏开发方式: 衰竭式开发
保持压力开发
一、衰竭式开发方式 降压开采
优点：
简单、低耗，对开发工程设计及储层 条件要求低，容易实施。 缺点： 凝析油采出程度低。
◇ 同时开采油环和凝析气顶
㈠只开采凝析气顶不开采油环
1、原因 ◆油环比较窄，在油环中钻井把 握性低、原油采收率低，经济效益差 等因素。 ◆含油区暂时未被发现，而且国 民经济和市场对天然气迫切需要。
2、衰竭式开发方式 问题： （ 1 ）油区原油侵入气区，使油气过渡 带变宽。 （ 2 ）凝析气区进行高速开发时，导致 油区压力逐渐下降，造成油区非生产性衰 竭和原油脱气，油相渗透率降低，粘度增 加，渗流能力大大减弱，后期针对油环的 调整开发难度加大。
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。
7组--凝析气藏
两类凝析气藏
温度、压力
生成
运移
聚集
成藏
原生凝析气藏是指有机质演化直接生成的为凝析 气相, 并且以凝析气相运移进入圈闭中聚集成藏, 凝析气是在生油层中就生成了，后期没有相态变 化。此时, 圈闭必须满足地层温度介于临界温度 和临界凝析温度之间, 地层压力大于该烃体系在 该温度下的露点压力。 如:塔里木盆地库车前陆和塔西南坳陷
构造条件--多期生烃、多期成藏 （1）构造运动使地层压力迅速上升，从而使油溶 解在压缩气中形成凝析气藏；
（2）由构造产生的断层作用，使低熟油与低温 生物降解气混合而形成“低熟凝析油气”。
保存条件：
封盖条件包括物性封闭、烃浓度封闭、超压封闭 和水合物封闭等。 塔里木盆地总共发育5套区域盖层，分别是：塔 东北中、下侏罗纪煤系地层；满加尔凹陷、巴楚 地区石炭系膏岩-泥岩层；塔北、塔中中—上奥陶 系泥岩层和塔西南中上寒武系膏岩层。 这些多套区域盖层非常有利于多套源岩生成凝析 气的保存。
2.塔里木盆地凝析气形成 周兴熙、李绍基、陈义才等(中国石油天然气总公司 石油勘探开发科学研究院) (西南石油学院) 3.塔里木盆地凝析气藏形成的地质-地球化学条件 陈义才、杨宝星、李延军、 郭秀英（成都理工大学石油系，西南石油学院，四川南充） 中图分类号： TE112.1文献标识码：A 4.塔里木盆地凝析气藏的成藏条件探析 张吉、张烈辉、周守信、徐春梅 （西
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T m -- 临界凝析温度 T c --临界温度
p m -- 露点压力
p f -- 地层压力 T f -- 地层温度 a1 -- 凝析气藏 a2 -- 带油环的凝析气藏 a3 -- 带凝析气顶的油藏 a4 --带气顶的油藏
随着凝析气向上部圈闭运移, 地层的温度和压力都会降低, 当压力逐渐接近该烃体系的露点压力时, 凝析油开始析出, 此时形成带油环的凝析气藏( a2) ; 凝析气继续向上运移, 进入两相区, 地层压力小于该烃体 系的露点压力, 凝析气分离为气液两相进入上部圈闭, 聚 集成为带凝析气顶的油藏( a3) ; 凝析气向更浅的圈闭运移, 地层压力小于该烃体系的露点 压力, 地层温度小于烃体系临界温度, 则油相进入上部圈 闭, 形成带气顶的正常油藏( a4)
凝析油气藏开采技术
线上，又称为最大凝析温度。 特殊油气藏开采技术
第一节 凝析气藏概述
1.2 流体p－T相图及油气藏分类 1 、流体p－T相图
在p－T相图中，包络线内部是气液两相区，
露点线液体体积（用VL%表示）为0，泡点线为
100%。不同VL%曲线都汇聚到临界点C。 当凝析气藏储层压力等温降压至露点以下时， 出现反凝析现象，即随压力继续下降，凝析液 反而不断增多；当达到一个最大点时，反凝析 现象终止，对应的压力点称为最大反凝析压力。 从临界温度到最大凝析温度，每一温度下都有 对应的最大凝析压力点，这些压力点的连线与
储层流体中C7+含量与储层流体原始气 油比关系
发性油藏；若储层温度稍高于临界温度，则 呈现露点系统，形成近临界态凝析气藏。
23
特殊油气藏开采技术
第一节 凝析气藏概述
1.2 流体p－T相图及油气藏分类 3 、不同类型油气藏相态特征规律
（1）从干气藏到重油藏，储层流体中重烃（C5+）含量变化大，而流体相态
⑥临界温度：临界点对应的温度（Tc）
⑦临界压力：临界点对应的压力（pc）
凝析气藏典型的p－T相图
9
特殊油气藏开采技术
第一节 凝析气藏概述
1.2 流体p－T相图及油气藏分类 1 、流体p－T相图
⑧最大饱和压力（pmax）：相包络线上 最高的饱和压力。 若pmax位于临界点的左方则称为最 大脱气（泡点）压力；若pmax位于临界 点的右方则称为最大凝析（露点）压 力。 ⑨最大饱和温度（Tmax）：相包络线上 的最高温度。 在绝大多数情况下，Tmax处于露点 凝析气藏典型的p－T相图
新疆塔西南钻探发现了凝析油含量丰富的凝析气藏，80年代末和90年 代初，又相继在塔里木、塔北和吐哈盆地发现了一批大、中型富含凝 析油的凝析气藏，揭开了中国开发凝析气田的序幕。
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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白庙气田排液采气现状
先后采用了小油管、机抽、橇装气举、柱塞气举、 超声波雾化和增压气举排液采气等工艺技术，保证低 压低产气井稳定生产。 采用低伤害压井液进行气井作业，降低压井对地层 的污染。 应用射孔-气举一体化管柱，减小作业成本和对地层 的污染伤害。 开展了注气吞吐治理反凝析污染试验，降低反凝析 液对近井地带污染。
1.31
5.44
0.27 0.32 0.35 0.37 0.50 0.76 1.40 2.12 3.18 1.56
1.41
6.28
0.29 0.34 0.37 0.40 0.53 0.81 1.49 2.27 3.40 1.66
1.50
内径62mm油管条件下： 7.13
0.30 0.36 0.39 0.42 0.56 0.86 1.58 2.40 3.60 1.76
0.85
2.04
0.18 0.21 0.23 0.25 0.33 0.50 0.92 1.40 2.10 1.03
0.93
2.47
0.19 0.23 0.25 0.27 0.35 0.54 0.99 1.51 2.26 1.11
1.00
2.89
0.20 0.24 0.26 0.28 0.38 0.57 1.06 1.61 2.42 1.18
产量（万方/天）
杆管环空摩阻损失与产气量关系
2.50
2.00
内径25/26mm杆管环空
1.50
内径22mm杆管环空
1.00
0.50
0.00 2.0 1.5 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1
产量（万方/天）
➢同一管径下，摩阻损失随着气量增加逐步增加。5000m3/d以下，摩阻损失 很小；超过10000m3/d，摩阻损失显著增加 ➢ 同一气量下，管径越大，摩阻损失越小。26mm、25.4mm杆摩阻损失较小 ➢同一气量下，φ22mm的杆管环空采气摩阻损失最小
0.39 0.46 0.50 0.54 0.72 1.09 2.02 3.07 4.61 2.25
2.04
3000-7000m /d采用φ30-37mm杆生产。 15.14
0.43
0.51
0.535
0.60
0.79
1.21
2.23
3.39
5.08
2.49
不同井口压力下杆、杆管环空尺寸对最小携液气量的影响
井口油 压
不同管径的最小携液气量
杆与73mm管环空
22
24
25
26
30
37 50.3
62 75.9
22
24
0ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
0.07 0.09 0.09 0.10 0.13 0.20 0.38 0.57 0.86 0.42
0.38
0.35
0.10 0.12 0.13 0.14 0.19 0.29 0.53 0.81 1.21 0.59
注：以上是按照油田常用空心杆尺寸（内径26mm杆、接箍50mm）考 虑与原油管的匹配设计的选井原则。有待根据现场试验情况修正。
对于4000m3/d的井，可选择外径42mm、48mm（接箍60mm、62mm） 的空心杆，原油管内径要求76mm。
与φ73mm油管匹配的空心杆采气工艺
空心杆管流压力损失与连续携液能力分析
白庙气田排液采气现状
下步重点 进一步完善多级气举管柱，选井试验小直径管排液 工艺技术，解决气举时部分积液压回气层造成二次污 染；试验闭式气举 小套管气井气举管柱配套 近井地带反凝析污染治理
主要技术
同心管排液采气技术 压裂气举一体化管柱 复杂特殊结构井气举工艺
同心管排液采气技术
技术原理
✓根据空心杆管流压力损失，计算空心杆、杆管环 空摩阻压力损失 ✓计算低产井连续携液能力
节点分析和携液能力确定空心杆杆径 空心杆杆柱组合设计
不同尺寸空心杆摩阻损失对比图
摩阻损失（兆帕）
摩阻损失（兆帕）
空心杆摩阻损失与产气量关系
5
内径26mm杆
4
内径25mm杆
内径22mm杆 3
2 1
0 2.0 1.5 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1
同心管排液采气技术
应用范围
悬挂器
➢同心管采气 ➢同心管泡排 ➢同心管气举 ➢同心管气举-泡排 ➢同心管深部位洗盐
空心杆
φ73mm/φ89mm
油管
同心管排液采气技术
技术适用性分析
空心杆采气
• 低产、产液量小的气井，日产气量2000m3/d • 原油管直径为内径62mm、76mm；井况良好 • 无出砂史、蜡、垢
0.54
0.77
0.12 0.15 0.16 0.17 0.23 0.35 0.65 0.99 1.48 0.73
0.66
1.2
0.14 0.17 0.19 0.20 0.27 0.41 0.75 1.14 1.71 0.84
0.76
1.62
0.16 0.19 0.21 0.22 0.30 0.45 0.84 1.28 1.91 0.94
1.59
2000-3000m /d采用φ24-26mm杆生产。 7.98
9.67
0.32 0.35
0.38 0.41
0.431
0.45
0.44 0.49
0.59 0.65
0.90 0.98
1.66 1.82
2.53 2.76
3.79 4.14
1.85 2.03
1.68 1.83
内径76mm油管条件下： 12.22
1.07
3.32
0.22 0.26 0.28 0.30 0.40 0.61 1.12 1.71 2.56 1.25
1.13
3.74
0.23 0.27 0.29 0.32 0.42 0.64 1.18 1.80 2.70 1.32
1.19
4.59
0.25 0.30 0.32 0.35 0.46 0.70 1.30 1.97 2.95 1.44
低压气井采气关键
同
✓ 缩小管径
心
空心杆
✓ 加深管柱
管
技
✓ 注重气层保护
术
原管柱
在原有生产管柱的基础上，加入小 直径管，并加深到目的层位，增大 低产井气体流速，提高携液能力
同心管排液采气技术
技术特点
低压低产气井同心管采气可依靠地层自身能量达到低 水平稳定连续生产 实现同心管泡排、气举、泡排-气举及洗盐等工艺措施， 提高排液、洗盐效果 能够实现通过套管环空、杆管环空和空心杆向井内注 气或注化学药剂，并且作为气液从井底到地面的通道 采用空心抽油杆代替小油管，与小直径气举阀等配合 使用，可实现深层气藏闭式气举，避免气举对产层污染