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
多孔介质对凝析气藏露点的影响机理研究
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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５ ７ ％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]
![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]](https://img.taocdn.com/s3/m/3d3a7d7468eae009581b6bd97f1922791688be3b.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 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
２ １２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 （ ＝ 、２ ｔ ｉ ｌ 、………ｎ ； ） 平衡时液相摩尔 数为 Ｎ，其组成为 ｘ （ ＝ 、２ ｉ ｉ１ 、………ｎ ；气相摩尔数为 Ｎ， 组成为 Ｙ （ ＝ 、２ ） 其 ｉ ｌ 、………ｎ ｏ 物质平衡方程为 ： Ｎ ＋Ｎ ＝１ （） １ Ｙ Ｎ ＋ｘ Ｎ ｉ ｇ Ｌ＝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
２ １１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。２ ０ ０４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 ＩＰ Ｍ ａ左右 ；高渗透介质对凝析气相态的影 响不大。２ ０ ０４年 ，张茂 林 、梅海燕等应用空穴溶液气体吸附 ＦＶＭ Ｈ Ｓ 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］。
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图2
1 号流体在 CVD 过程中凝析油饱和度的变化
Fig. 2 Saturation of condensate oil for No. 1 fluid in CVD
图 1 长岩心凝析气衰竭实 验流程 Fig. 1 Flow diagram of depletion experiments on condensate gas in long core
在地层温度为 100
时 , 含凝析油的低凝析气藏露点
压力为 33. 10 M P a, 在 14 M Pa 下, 最大反凝析油饱和 度为 4. 13% , 饱和度变化见图 4。 2 3 实验岩心 实验使用短岩心和长岩心取至低渗透性气田的实
第1期
李广月等 : 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
凝析气定容衰竭 ( CVD) 实验结果已成为凝析气 田开发的重要依据, 目前国内外均已形成相关测试标 准, 然 而其 PVT 筒中 CVD 实验都是 在空筒内 完成 的, 没有考虑多孔介质的影响 , 实际地层流体的相态变 化是在多孔介质中发生的。由于储层介质颗粒细、 孔 隙小 , 比表面积大, 流体与储层介质间存在极大的多种 界面, 因而界面现象极为突出。由于低渗多孔介质比 表面积更大, 界面影响更为剧 烈, 渗流机 理也更为复
第 27 卷 第 1 期 2006 年 1 月 文章编号 : 0253 2697 ( 2006) 01 0073 04
石
油
学
报
A CT A PET ROLEI SINICA
V ol. 27 N o. 1 Jan. 2006
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1
( 1. 南京大学地球科学系 江苏南京 210093;
Phase state and recovery of different condensate gas reservoir in tight porous media
L i Guangy ue
1
Guo Ping
2
Lin Chunming
1
( 1. D ep ar tment of E ar th Sciences , N anj ing Univer sity , N anj ing 210093, China; 2. State K ey L aborator y f or Oil and Gas Reser voir Geology and Ex p loitatio n, Southw es t Petro leum I ns titute, Cheng du 610500, China ) Abstract: T he depletion experiments on the co ndensate gas systems w ith differ ent condensate o il content w ere ca rr ied out in P VT cells and long co res. T he condensate oil satur atio n w as tested. T he conventio nal relat ive permeability curv es at the or dinar y tempera tur e and lo w - pressure, and the equilibrium oil g as relativ e permeability curve at high pr essure and high temper atur e w ere deter mined. T he results sho wed t hat the r ecover y of co ndensate oil fro m the lo ng co res is tw o times larg er than that in P V T cells. T he condensate oil recov ery pr ediction of the deplet ion exper iment in P VT cells and lo ng cores by the tw o kinds o f curv es and CM G simulat ion softw are show ed that the different relativ e permeability curv es w ith different int erfacial tension lead to the variation of condensate oil re cov ery . It is sugg ested that the r eal relat ive per meability curv es sho uld be used in t he numerica l simulatio n. F or the condensate g as reservo ir w ith lo w condensate oil, the condensate oil satur atio n in long cor es is hig her than that in PV T cells, and ther e is no t ev apo ra t ion phenomenon. T he condensate o il satur atio n still remains the maximum value in despite of the pressur e declining. It sho ws t hat the format ion in the tig ht co ndensate g as reservo ir wo uld be damag ed by t he condensate oil. Key words: co ndensate g as reservo ir ; tig ht poro us media; phase state; relativ e permeability cur ves; condensate oil r eco very
2
2 1
实验条件及实验样品
实验条件 根据地层实际条件, 设置实验温度均在 100 ,根
图 3 1 号流体在 CVD 过程中采收率的变化 Fig . 3 Recovery of No. 1 fluid in CVD
据凝析油含量及凝析气露点配样而得到压力 , 岩心与 流体均取至地层实际样品。 2 2 实验流体 根据地层实际水分析 结果配制成实 验所用地层 水, 采用两种不同凝析油含量的凝析气样, 富含凝析油74来自石油学
报
2006 年
第 27 卷
预测, 从而解释了造成凝析油采收率差别的主要原因。
1
实验内容及流程
型凝析气 藏为 1 号样 品, 含 凝析油低 的凝析气 藏为 2 号样品。凝 析油 含量 分别 为 609 g / m 3 和 172. 48 g/ m 3 , 流体组成见表 1。
表1 Table 1
物质的量分数 / %
中完成的, 主要研究在地层
条件下 PVT 筒中 CVD 过 程的凝析油饱和度及采收 率。在此基础上 , 应用高温高压下多孔介质中凝析油 饱和度超声波测试技术 , 采用短岩心研究低含凝析油 型凝析气藏 CVD 过程中凝析油饱和度变化的规律。 在长岩心中进行了多孔介质中富含凝析油型的凝析气 藏 CVD 实验 , 并测试了凝析油临界流动饱和度及采 收率。同时, 采用平衡凝析油气, 在地层温度和压力下 测试了相渗曲线 , 并用于 CM G 数值模拟预测, 以解释 凝析油采收率差别的原因。 根据相关标准, 使用 DBR P VT 仪对流体进行了 常规 CVD 测试 , 使用美国 Co re 公司相渗实验测试设 备测试了常规油气相渗曲线[ 6 7] , 采用加拿大 H ycal 多 功能长岩心驱替设备测试了短岩心和长岩心 CVD 及 凝析油临界流动饱和度[ 8 9] 、 平衡凝油气相渗曲线[ 8] , 经过改造后建立了多孔介质中高温高压条件下测试饱 和度的超声波测试技术[ 10] , 在线测试了不同压力条件 下多孔介质中凝析油饱和度。其流程见图 1。
在含凝析油高的凝析气藏实验中, 测试地层温度 为 100 , 地层压力为 55 M Pa 。露点压力为 50 MP a, 在地层温度下 CVD 试验测试压力为 7 M P a 时凝析油 采收率为 13 . 12% , 在 28 M Pa 下最大反凝析油饱和度 为 33 . 66% 。 饱和度 变化见图 2 , 采收 率变化 见图 3 。
杂。在实际渗流过程中凝析油气体系是高温高压下低 界面张力体系, 两相之间产生相变和质量交换 , 它不同 于传统的高界面张力的油气体系, 在多孔介质中渗流 [ 1 4] 时的渗流特征也不同 。笔者采用富含凝析油和低 含凝析油型两种凝析气流体在低渗多孔介质中进行了 衰竭实验 , 并采用超声波测试手段测试其饱和度以及 高温高压平衡凝析油气相渗曲线, 应用数值模拟软件及 相渗曲线与常规标准相渗曲线对凝析油采收率进行了
组分 CO 2 N2 C1 C2 C3 i C4 nC 4 i C5 1 号样品 0. 25 4. 77 68. 96 8. 62 4. 33 0. 99 1. 55 0. 66
在 DBR 公司常规 P VT 筒中针对两 种含量的凝 析气进行了相态测试, 地层流体相态实验研究是在加 拿大 DBR 公司研制和生产的 JEF RI 带观测窗无汞高 温高压地层流体分析仪
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的影响 。对不同界面张力下的气液相渗研究结果 表明 , 界面张力越低 , 液相临界流动饱和度越低 ; 当界 面张力趋于 0 时 , 液相临界流动饱和度趋于 0, 即凝析 油一旦析出即可参与流动。在常规油气 相渗测试过 程中界面张力较高 ( 传统的煤油 氮气室温下 为 30 mN/ m) , 而在高温高压凝析油气渗流过程中界面张力 低( 100 及 45 M Pa 时 = 0. 003 4 m N/ m) 。因此 , 采 用高温高压下, 对处于低界面张力相平衡的平衡油 平衡气应用长岩心来进行相渗曲线测试 , 两种方法测 得的相渗曲线见图 5。图 5 中模拟油、 气相渗曲线代