白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术-2019年文档
桥口凝析气藏类型及定容衰竭开采特征
[收稿日期]20050129 [作者简介]翟凤云(1971),女,1993年大学毕业,工程师,现主要从事深层及低渗气藏工程研究工作。
桥口凝析气藏类型及定容衰竭开采特征翟凤云 (中原油田分公司勘探开发科学研究院,河南濮阳457001)[摘要]桥口凝析气藏位于东濮凹陷黄河南中央隆起带北端,含气层段主要为沙三中亚段和沙三下亚段,具有甲烷含量高、中间烃(C 2~C 6)含量中偏低、C 7+含量低,挥发油的烃组成具有轻质弱挥发油和较高的体积膨胀能力;综合分析认为,桥口凝析气藏总体上属于中高含甲烷(C 1)、中低含中间烃(C 2~C 6)、中低重质烃的典型凝析气藏,仅在沙三下亚段含气层段中的第6含气层组存在弱挥发性轻质原油,沙三中亚段则存在弱挥发性轻质原油流体;最后分析了桥口凝析气藏的定容衰竭开采特征。
[关键词]东濮凹陷;桥口地区;沙河街组;地层流体;凝析气藏[中图分类号]T E122 32[文献标识码]A [文章编号]10009752(2005)03031203桥口凝析气藏位于东濮凹陷黄河南中央隆起带北端,是受兰聊断裂和黄河断裂控制形成的继承性发育的背斜构造,含气层段主要为沙三中(Es 中3)亚段和沙三下(Es 下3)亚段。
1 地层流体相态特征桥口凝析气藏自1992年1月进行产能测试和试采以来,进行了4口井(桥40井、桥58井、桥73井、桥76井)流体样品的PVT 相态全分析试验测试及相态模拟研究工作。
这些测试成果为桥口气藏Es 中3亚段和Es 下3亚段凝析气藏地层流体相态特征和油气藏类型的综合评价提供了依据。
1 1 采出地层油气流体烃组成分布根据分离器凝析油、气组成的色谱分析结果和井流物组成计算数据,得到桥40井、桥58井、桥76井地层凝析气和桥73井地层原油组成全分析数据。
其中,桥40井Es 中3亚段3592 1~3595 0m 井段地层凝析气(井下取样)C 1+N 2含量88 69%,C 2~C 6+CO 2含量10 33%,C 7+含量0 98%;桥58井Es 下3亚段4301 4~4316 4m 井段地层凝析气(地面取样)C 1+N 2含量89 09%,C 2~C 6+CO 2含量10 02%,C 7+含量0 89%;桥76井Es 下3亚段3919 4~3963 6m 井段地层凝析气(地面取样)C 1+N 2含量73 33%,C 2~C 6+CO 2含量25 65%,C 7+含量1 02%;桥73井Es 下3亚段4234 3~4306 5m 井段地层原油(井下取样)C 1+N 2含量61 91%,C 2~C 6+CO 2含量12 71%,C 7+含量25 38%。
第4章 凝析气藏开发
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法 3） 凝析气藏
与油藏的差别是： 1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。烃类体系处 于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。而在凝析 气藏中，当地层压力高于初始凝析压力时，油、气处于单相气相态，C5以 上组分（凝析油）也处于气相。 2）油藏原始气油比一般不超过600—700m3/t，凝析气藏的气油比大，且 在衰竭式开发过程中变得更大。 与纯气田的差别是： 1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气。 2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，出现反凝析，当地层压力处于初 始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，部分残留在储层 中，造成凝析油的损失。
4.1.3 烃类类型的判别方法
2、4参数判别法
利用油气藏流体中天然气、凝析气或溶解气的组成分析资料，计算四个参 数，分别为C2+（%），C2/C3，100×[C2/（C3+C4）]和100×（C2+/C1）。
参
数
名
气
藏
无油环凝析气藏
带油环凝析气藏
油
藏
C2+，% C2/C3
100×C2+/C1
0.1～5.0 4～160 0.1～5.0
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 挥发性油藏 挥发性油藏与凝析气藏过渡带 凝析气藏 低含凝析油凝析气藏～湿气气藏
5
4.1 凝析气藏特征及类型判别
1、天然气储量
1)天然气
4.1.2 容积法计算储量
低渗气藏储层潜在伤害因素分析
第50卷第11期 辽 宁 化 工 Vol.50，No.11 2021年11月 Liaoning Chemical Industry November，2021低渗气藏储层潜在伤害因素分析官斌1, 杜磊2，张洋洋3（1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田采气三厂， 陕西 延安 716000；2. 陕西延长石油（集团）油气勘探公司质量监督中心，陕西 延安 716000；3. 陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田采气四厂， 陕西 延安 716000）摘 要：低渗气藏在我国天然气资源中占有极大的比例，已成为天然气开发的主战区。
然而由于低渗储层孔隙空间小，流体渗流阻力大，在开发过程中更易受到储层伤害，严重时甚至造成气藏无法产出，因此对低渗气藏的潜在伤害因素及伤害机理进行研究，并提出相应保护策略，有利于提高低渗储层开发效果。
对低渗储层潜在伤害因素进行了系统分析，对指导低渗气藏高效开采具有重要意义。
关 键 词：低渗气藏；水敏伤害；水锁伤害；反凝析伤害中图分类号：TE258 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2021）11-1673-03天然气是世界能源的重要组成部分，近年来我国对环保的要求越来越严格，尤其是近期我国提出了“碳中和”与“碳达峰”的目标，这将大大增加对清洁能源之一的天然气的需求。
然而目前我国的天然气资源主要以低渗气藏为主。
由于低渗储层的低孔、低渗特性，其在钻完井过程、压裂过程中更易受到储层伤害，严重影响天然气的开采[1-3]。
因此，亟须对低渗气藏潜在伤害因素及机理进行分析，以在作业过程中避免或减少储层伤害，改善低渗气藏开发效果，提高气藏采收率。
本文对低渗气藏开发过程中面临的水锁伤害、水敏伤害、应力伤害、反凝析伤害等进行了研究分析。
1 水锁伤害在钻完井、储层压裂改造过程中，外来工作液如泥浆、完井液、钻井液等进入储层后，储层含水饱和度增加，增大气相渗流阻力，气相渗透率降低，产生“水锁伤害”。
白9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设可行性研究
白 9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设可行性研究摘要：白庙气藏白9块属于低渗凝析气藏，开发方式以衰竭式开发为主，经过三十多年的开发，目前进入低压开发阶段，单井产能低，采出程度低。
所以针对目前的开发现状，气田开发急需转变开发方式，提高采收率。
本次研究通过分别对注气提高采收率和白9块建设储气库两方面开展可行性研究，结果表明白9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设是可行的。
利用凝析气藏建设储气库，具有改善气藏开发效果和储气调峰的双重意义。
关键词：凝析气藏储气库可行性一、气藏基本概况1、地质概况白 9块位于白庙气田中部，为白庙气田的主要含气断块。
含气层位：沙三中、下；气藏埋深：3350-4200m；原始压力系数：1.48-1.67；储层平均孔隙度：12.2%；渗透率：1.75mD；凝析油含量：420mg/l。
属于低孔低渗高压凝析气藏。
2、开发特征白9块开发具有“一高一快”的特征：“一高”是指气藏产能高。
全井段投产初期日产气量为3.1-12.6万方/天，累产油气当量在0.035-0.437亿方，平均为0.219亿方，单井无阻流量在21-33万方/天。
“图1 白9块沙三下1顶构造井位图一快”是指产能下降快。
该区块采用衰竭式开发，目前处于低压生产阶段，井口油压平均只有0.8MPa，平均日产气361方，目前地层压力平均24.5-27.3MPa，低于露点压力，反凝析现象严重，井筒普遍积液，采出程度只有12.6%。
三、可行性研究内容1、注天然气提高采收率的可行性研究1.1气井反凝析污染状况评价我们利用以凝析油聚集理论为基础，建立了三区渗流模型，采用近井筒加密数值模拟技术开展气井反凝析状况研究。
数值模拟结果表明：气井反凝析严重区为近井地带30m左右；近井地带气相相对渗透率下降幅度达47.15%，油量最大相对渗透率仅有0.043mD，流动能力差。
1.2注天然气解除反凝析污染开展了室内PVT物模实验、微观注气实验，实验表明注气能够反蒸发凝析油，注入气量越多，凝析油量越少；注气改变凝析油赋存状态，形成气流通道；注气可以恢复地层压力，降低油气界面张力，从而提高凝析油采收率。
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）。
濮67块低渗凝析气藏挖潜技术研究
岩性 控制 的层 状 凝 析 气 藏 ，９ ５年 评 价 含 气 面 积 １９
３ ４ｋ ， 然 气 地 质储 量 １ ．８×１ ， 析 油 ． 天 １１ ０ ｍ３ 凝 储量 ６ ８×１ Ｌ天 然 气可 采 储 量 ５ ９ ． ０ ， ６×１ ｍ３ ０ 。
该块 从 １９ ９ ５年 开 始 滚 动 开 发 ， 署 天 然 气 开 发 和 部 滚 动井 ８口， 由于 濮 ６ 但 ７块 埋 藏 深 ， 层 物 性 差 ． 储
主题 词 （ ６ 块 ） 凝析 濮 ７ 气藏 剃 余储 量 挖潜 采 收 率
前
言
剩 余储 量 分布 规 律 研 究
１濮 ６ ７块 各砂组 剩余 夭然气 分布 规律研 究
溃 ６ 位 于濮 城 油 田构造 的 东 区 ， 藏 埋探 ７块 气 ３ ０ ～３ ０ 含气 层 位 沙 三下 ～沙 四段 ， 构 造 ４ ０ ６ ０ｍ， 为
表 １ ｊ ７块 天 然 气储 量 动 用状 况袁 睦６
Ｉ 轩 ｔ ｔ 革 井 采 女 量 书 掉 气 鲁 培 詹 盾 秉 坫 ｉ斯 甘 ｔ 量 量 井 甘 甘 气 量 量 地 盾 采 ％ 质
亍 甘 量 甘 ｔ 甘 量
２ ０ ／ 自然 伽 马 比值 大 于 ０ ５ 感 应 幅度 差值 ３ ｓｍ， ．；
大 于 １０ｍｆ／ 电阻增 大率 （ ） 于 ３ ９ ０ ￣ｍ； 倍 大 ．。
由于濮 城油 田开 发已进 人 中后 期 ， 备储 量严 后 重不 足 ， 而寻 找 新 资源 难 度很 大 ， 了满 足 日益 增 为 长的天 然气 资 源 的需 求 ， 须立 足 于 老 区挖 潜 ， 必 应 用 新工 艺 ， 新技 术 ， 以适 应气 藏开 发的需 要 。
・ 崔太 睫 ： ， ９９年 生 工程 师 ．９ ２年 毕业 于江 汉 石 油 学 院 石 油 地 质 专 业 ， 发 表 论 文多 篇 ． 局 科 技 成 果 羹 多 项 教 成 果 羹 男 １６ １９ 曾 获 部
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。
试论低孔低渗低压气藏开发模式
试论低孔低渗低压气藏开发模式摘要：在开发低孔低渗低压气藏时，采取合理的模式可有效减少投资，并提高油田的经济效益与开发效率。
本文以大牛地气田盒3气藏为例，从开发原则、开发方式、采气速度、层系划分四个方面详细分析了合理开发低孔低渗低压气藏的模式。
旨在提高低孔低渗低压气藏开发的整体效益。
关键词：开发原则开发方式采气速度当前，我国发现的很多气藏都是低孔低渗低压气藏，其中大部分都是低效低产状态，这就大大提高了开发成本，并且不利于经济效益的提高。
本文以典型的低孔低渗低压气藏--大牛地气田盒3为例，研究了该类气藏的开发模式，研究结果表明，依照合理的开发原则、开发方式、开发速度、层系划分等，可有效提高气藏开发的经济效益。
可见，该开发模式对该类低孔低渗低压气藏的开发有积极指导意义，适合大范围推广使用。
一、开发原则笔者详细研究了当前国内外气田的开发模式，并借助对大牛地气油田中盒3气藏的动态其静态分析，总结出低孔低渗低压气藏开发时必须遵循的原则如下：第一，效益优先。
在开发低孔低渗低压气藏时，必须站在全局的高度整体考虑，始终坚持整体开发原则，由于大牛地气田属于经济编辑类气田，所以在开发时，必须确保气藏开发中有良好的经济效益。
在此基础上，分析开发技术是否先进、开发指标是否合理，积极借助成熟、先进的开发技术，有限开发单井产能高于经济接线的气量富集区。
坚持多产出、少投入，尽量提升低孔低渗低压气藏开发的经济效益。
第二，滚动发展，由于大牛地气田具有很强的非均质性，所以在开发过程中采取了“便评价、便开发、不断完善、逐步认识”的滚动开发形式，有助于开发人员更深刻地认识该气田的特征与实际情况，大大降低了开发风险。
第三，尽量借助已经开发完成的钻井，在部署开发井网时必须全面分析气藏的开发成果与地质特征，针对该类非均质很强的气田，借助“以规则井网解决非均质强问题”，利用滚动开发形式，有限开发那些产生较高、潜力较大的区域。
第四，稳定供气。
在保证开发经济效益的基础上，借助科学的配产比例，有效调控采气速度，确保底层能量，尽量延长气井的稳产时间，实现下游工程能满足对气田持续供气的要求。
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白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术
、存在的问题
1.层位分散，常规压裂改造难度大
白庙、桥口气田主要含气层系为S2下、S3上、S3中、S3
下四套，气藏埋深2630.0〜4090.0m。
四套层系受沉积环境影响具有不同的储层特征，由于层系多、井段长、层位分散、层间差异大，常规的笼统压裂工艺不但不能有效改造物性差的储层，使相当一部分储量不能得到有效动用，而且造成压裂液体效率低，影响压裂成功率和措施效果。
2.地露压差小，反凝析污染严重
白庙、桥口凝析气藏地露压差小，地层反凝析和井筒积液严重，降低了气井产能和稳产期。
气藏采用衰竭式开发方式，随着压力的不断降低，凝析液不断析出，气井普遍存在积液现象，气井产能下降快，稳产难度大。
3.气田压力逐渐下降，排液采气效果逐年变差
近几年，大部分气井低产、低能，作业时洗井液和气举时井液、高压气回流地层的现象比较普遍。
既污染伤害地层，又损失高压气，严重影响到气井正常生产。
二、低渗凝析气藏挖潜工艺技术研究
1.多段压裂工艺
1）压裂方式：由于凝析气藏低渗、非均质、井段长，单
层压裂地层压力下降快，反凝析现象严重，稳产期短；同时多次的压裂改造易污染地层，施工成本高，因此，选用多段压裂工艺，一次对气层进行充分改造。
在综合考虑多段压裂工艺的技术上，优选封隔器加滑套，顶部悬挂密封的方式实施多段压裂。
(2)压裂工艺：①对需要避压的层，采用封隔器加盲管避
开避压层段。
②针对套管完井的水平井，为避免因射孔段过长，
压裂产生过多裂缝，每个压裂段射孔长度控制在2〜4m③为提
高压裂工艺成功率，采取“低砂比、造长缝”的原则，结合“低起步、小台阶加砂”技术，合理控制砂比，降低人工裂缝
对砂浓度的敏感性。
2.精细分层压裂工艺
近年来，针对一般压裂井，为充分改造压裂层，提高薄差层的动用程度，需大力研究推广2〜3段的精细分层压裂工艺，提
高压裂针对性。
对此我们通过开展技术攻关，对压裂工艺进行改进与创新，实现了卡一压二、卡二压二、卡二压三、卡三压二和卡三压三分
层压裂工艺。
同时采用机械座封封隔器Y221或Y211与液压座
封封隔器Y241或Y341配套组合，喷砂滑套与水力锚做成一体，配套油管伸缩补偿器，极大地降低了解封风险。
3.闭式气举工艺
随着凝析气田地层能量逐渐降低，积液现象日益严重，传统的开式气举工艺气举时气液倒灌入低压层，影响排液效率，造成
高压气浪费；另外由于气举时间长，在地面增压机负荷一定的情况下，影响整个气田气举工作的正常开展。
针对以上问题，2009 年以来持续开展增压气举管柱的配套工艺的研究，相继配套半闭式气举、闭式气举工艺并取得成功。
由于传统闭式气举管柱仅靠油管空间储存液体，容积小，气举频繁，既增加气举工作量，又会造成气举阀疲劳而缩短使用寿命。
通过完善，在封隔器上部油管增加液流通道，使油管与套管环空连通，增加储液空间，既可缩短气举时间，提高气举效率，延长气举周期，又可减缓气举阀疲劳从而延长使用寿命。
三、现场应用情况
1.多段压裂工艺的应用
2011年以来，在白庙气田共实施多段压裂3井次(B\|P1、
B66、B \|P2HF),压裂段数分别为7、9、7段，均取得成功，
工艺成功率100%；措施有效率100%。
到2013 年2 月底，3口井
已累计增气1055.96 X 104m3累计增油4587.4t ;单井平均增气
351.92 X 104m3 增油1529.1t。
典型井例：白平1 井
该井于2011年10月7日对井段：3862.0〜4357.0m,
260.5m/8n，进行分7段压裂，共用压裂液1652.6m3,加砂170m3
该井措施前4mn气嘴生产，日产气0.039 X 104m3日产油0.5t ,措施后，4mn气嘴生产，初期油压22.5MPa,套压24.5MPa, 日产气1.376 X 104m3日产液30.2m3,日产油12.9 t。
截止2013
年2月底，累计增气335.49 X 104m3累计增油3174.3t。
取得
了良好的效果。
2.闭式气举工艺
2011 年以来，结合下阀实施闭式气举8 井次，工艺成功率
100%措施有效率100%累计增气117.5 X 104m3增油1088.5t。
平均单井增气14.69X104m3 平均单井增油136.1t 。
典型井例：白42 井
该井措施前①6mn气嘴生产，油压2.7MPa,套压3.4MPa , 日产气1234m3日产液1.4m3，日产油0t;该井采用闭式气举工艺后，①4mn气嘴生产，油压1.0MPa,套压4.5MPa,日产气
1962m3日产液3.4m3,日产油1.1t。
措施前后排液效率提高1.7倍，累计增气33.42 X 104m3累计增油406.3t。
六、结论与认识
1. 采用水平井多段压裂完井工艺技术是提高储量动用程度，改善低渗致密砂岩气藏开发效果的有效途径。
多层压裂一次性投入，气井产能高，稳产期长，可避免重复作业，从长远看，可提高开发效益。
2. 在老井剩余气研究的基础上，通过精细压裂，充分挖掘未有效动用层的潜力，是老井挖潜的有效手段。
通过优化压裂参数，合理提高压裂规模，可提高单井产能和储量动用程度，改善气田开发效果。
3.气举排液是凝析气田开发的有效手段，在气田低压开采阶
段，搞好储层保护，不断完善高效的气举排液工艺，提高排液效率，是保持低渗凝析气田在该阶段有效开发的有效途径。