雅克拉凝析气藏开发中油气比降低原因分析
雅克拉凝析气藏开发中油气比异常变化原因分析
摘要：雅克拉凝析气田是中石化最大的整装凝析气田，2005年投入衰竭开发。随着生产的持续，气藏气油比出现初期缓慢上升，后下降再上升的趋势，有异于正常凝析气田压力低于露点后气油比单调上升的情况。通过分析认为，前期主要受反凝析和多孔介质双重影响，出现总体上升，实际先升后降再升的情况；气油比下降阶段则主要受边水推进影响；当边水推进影响达到一定程度后气油比恢复上升趋势。
关键词：凝析气藏 气油比 水侵 多孔介质
一、雅克拉凝析气藏简介
雅克拉凝析气田位于塔里木盆地北部，在新疆维吾尔自治区阿克苏地区境内，构造位置处于沙雅隆起雅克拉断凸中段雅克拉构造带。1984年SC2井发现该构造，随后相继部署多口探井，1987年S5井在白垩系卡普沙良群钻遇工业油气流从此发现了白垩系凝析气藏，1991年投入试采，2005年正式采用直井+水平井方式进行衰竭式开发。根据流体相态实验显示，该凝析气藏属中高含凝析油型凝析气藏，且地露压差小。
二、生产过程中气油比异常变化
理论上，衰竭开采的凝析气藏随着压力的降低，初期气油比基本保持不变，压力降低至露点压力以下后由于反凝析左右，气油比不断上升(1)。但通过近6年的开发，发现雅克拉凝析气藏的气油比先平稳，随后下降最后上升的异常情况。
从图1地层压力、气油比变化曲线上可以看出，基本可以分为3个阶段，即气油比缓慢上升阶段、下降阶段、和气油比上升阶段。
1030003500400045005000550005-0806-0907-1008-1109-1211-01时间气油比m3/t2031415262压力MPa缓慢上升气油比下降气油比上升
图1 压力、气油变化曲线
三、气油比异常变化原因分析
1、多孔介质作用阶段：2005.8-2007.2
实际凝析油气体系的相平衡过程和渗流过程发生在地下多孔介质中，流体于储层介质间会发生相互作用。有研究表明，在某一地层温度下，多孔介质的存在对露点的影响使凝析气藏真实露点升高，其影响程度随地露压差的变大而变大（2）。
阶段内地层压力高于露点压力，地层中未发生反凝析，因此气油比变化大趋势基本稳定在4800m3/t左右。但流压测试结果显示，在2006年9月井底流压开始低于露点压力，即在井筒附近出现反凝析。如果考虑多孔介质影响，那么井筒出现反凝析时间则应提前。
考虑多孔介质影响的长岩芯衰竭实验结（4）果表明：在衰竭压力高于露点时，气油比基本不变，而当压力低于露点压力后，气油比出现上升趋势，当继续降低到临界压力后会略有下降，随后再上升。PVT得到雅克拉凝析气藏地露压差小(2.44MPa)，实际压差比应该更小，接近生产压差，因此井底很快出现反凝析，生产上气油比有所上升。实际变化与实验结果一致。
2、水侵阶段：2007.3-2009.2
随着生产的持续，压降漏斗进一步扩大，地层压力逐渐降至露点压力以下，同时气藏边水推进。气藏压降图（5）在2006年出现明显上翘，代表有水体能量补充，2007年9月边水推进到边部井井底。边水的入侵一方面可以推动部分孔隙中的凝析油流动，另一方面使气相的渗透率大幅度减小，阻碍了气相的流动（6）。
y = 0.0006x累产气（亿方）2 - 0.107x + 43.914R2 = 0.996336384042440102030405060PF（MPa）
图2 雅克拉凝析气藏压降图
雅克拉凝析气藏束缚水饱和度约35%，长岩芯实验证明（2）（3）束缚水的存在有利于凝析油参与流动。数值模拟结果显示（7）：雅克拉临界流动饱和度约为2.2%，即凝析油饱和度大于2.2%后就参与流动。
在水侵和反凝析的双重作用下，本阶段内，气油比表现为明显下降，且可分为两段，第一段边水未突破至井底，下降幅度稍缓，第二段边水推进至井底，气油比下降幅度增大（图1）。
3、上升阶段：2009.3-今
随着地层压力持续降低，反凝析加剧，油气分离严重。由于地层水先后突破到多口井井底，形成边水快速流动通道，油气水三相渗流视为达到平衡，反凝析影响逐步显现。同时高部位束缚水被以水蒸气的形式大量采出，致使凝析油滞留在元束缚水占据空隙中，气量不变，油量降低，表现在生产上则气油比明显上升。
四、结论
雅克拉凝析气藏开发初期受多孔介质影响气油比出现先升、后降再上升的“S”型变化，随后水驱影响加大，致使气油比出现不升反降的异常变化，随着生产的持续，最终表现为气油比不断上升的正变化。说明在凝析气藏衰竭开采过程在，多孔介质和地层水的影响不可忽略。
参考文献
1 李士伦、王鸣华、何川江等，气田与凝析气田开发，石油工业出版社，2004
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3 孙风景、郭平、杜建芬、江同文、王小强、廖发明等，束缚水和衰竭速度对凝析油临界流动饱和度的影响，新疆石油地质，2006
4 李士伦、孙良田、郭平、孙雷等，气田及凝析气田开发新理论、新技术，石油工业出版社，2005
5 黄炳光、刘蜀知、唐海、李晓平等，气藏工程与动态分析方法，石油工业出版社，2004
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7 李相方等，雅克拉-大涝坝气藏动态跟踪及合理配产研究，出版社不详，2010
凝析气藏的相变特征
凝析气藏是介于传统油藏和气藏中的一种复杂特殊的气藏,其复杂的相态变化和反凝析特点给现场高效开发带来了巨大的考验。凝析气藏在世界气田的开发中占据着相当重要的地位,中石化某凝析气田经过初步勘探与开发,现已进入产量稳定增长的阶段,如何保持产量的递增趋势并合理合规且最大限度地开发凝析气藏,是目前亟待解决的主要问题。本文在中石化关于该凝析气藏相态特征研究的项目资助下,开展了相关研究。明确了凝析气藏的相态特征,为制定合理开发方案提供依据。本文在充分调研的基础上,通过以下三部分研究了凝析气藏相态特征及开发规律:(1)通过对三口井的凝析气样品开展PVT相态测试实验,明确了井流物的相态特征,研究了开发阶段及地层层位对相态行为的影响;(2)通过衰竭开发模拟实验研究了衰竭速度、开发模式及地层渗透率对油气采收率的影响;(3)通过与现场反馈的生产动态资料相比较,验证了物理模拟的实验结果。形成的认识和结论如下:(1)凝析气相态特征的实验结果表明该凝析气藏属于中-低含凝析油带油环的凝析气藏,不同开发阶段及不同的地层层位的流体样品组分、露点压力、反凝析液量等存在明显区别,后续研究和现场生产需考虑这些影响。(2)物理模拟实验结果表明a.衰竭速度是影响采收率高低的主要因素。衰竭速度越慢,天然气采收率越大,而衰竭速度越快,凝析油采收率越大;b.在先恒压后衰竭的开发模式下,天然气采收率和凝析油采收率都是最大的,其次是纯封闭衰竭模式;c.在并联实验中,高渗岩心的天然气采收率和凝析油采收率均高于低渗岩心的天然气采收率和凝析油采收率,渗透率差异对开发效果的影响比较明显。(3)现场反凝析伤害研究表明反凝析现象的出现会导致气油比出现缓慢上升、快速上升、快速下降三个阶段,这一现象和物理模拟基本一致。并且快速衰竭和慢速衰竭的开采方式都会出现气油比上下波动的情况,慢速衰竭方式下的波动周期相对更长。
构造倾角对凝析气藏注气效果的影响
文章编号：１００６—６５３５（２０１１）０２—００９３—０３ 耥
构造倾角对凝析气藏注气效果的影响
陈小凡 ，杨程博 一，杨建
（１．油气藏地质及开发工程国家重点实验室西南石油大学，四川成都６１０５００； ２．中石化新星石油公司，北京１０００８３；３．中石化西南油气分公司，四川 成都６１００８１） 第１８●第２期 ２０１１卑４月
摘要：构造倾角是影响注气开发效果的关键因素。不同构造倾角的凝析气藏具有不同油气水 渗流规律和开采特点，开发策略和措施不同。以大涝坝２号构造凝析气藏流体相态数据为基 础，利用数值模拟方法，对比不同构造倾角对注气开采效果的影响，探究凝析气藏凝析油采收 率的变化规律。建议在凝析气藏开发过程中，在构造高部位多布注入井，在构造低部位多布生 产井，将更有利于提高凝析气藏循环注气的总体开发效果。 关键词：凝析气藏；注气；构造倾角；非均质性；凝析油；采收率；数值模拟 中图分类号：ＴＥｌ２２．３；ＴＥ３５７．７ 文献标识码：Ａ
引 言 度为０・７９７ ８ ｇ／／ＣｌＴＩ３黏度为２・６９ ｍＰａ。ｓ。
生产井 大涝坝２号凝析气藏为喜山期形成的断背斜 型构造，断层较少，由１个主高点和１个次高点组
成。平面上呈不规则椭圆形态，北东向展布。纵向
上在苏维依组下第三系顶面，形态基本一致，闭合 面积、闭合高度上大下小 。该气藏于１９９７年
投入试采，２００５年投入全面开发。由于储层非均
质性强、隔夹层发育，阻挡油气渗流，投产后即进入 全面反凝析阶段。。 Ｊ。为解决该问题，以大涝坝真
实流体数据为基础，利用Ｅｃｌｉｐｓｅ数模软件，建立不 同构造倾角的数模模型，分析构造倾角对凝析气藏
注气开发效果的影响。
１模型建立
１．１地质模型
正韵律模型较反韵律、复合韵律模型更适合注 气开发 。建立纵向渗透率级差分别为５、１０、
２０、５Ｏ的正韵律模型。模型纵向上平均分为５个
小层，网格节点数为１０×５×５，网格大小５０ ｍ×５０
反凝析对凝析气藏开发影响机理分析
137 勘探开发2018年第8期随着地层压力的降低，凝析气井在开采过程中井底附近将出现反凝析的过程，即凝析气部分转变为凝析油，从而造成对近井地带的储层污染，降低了气相的相对渗透率[1]。反凝析对储层污染的影响，目前的研究成果较少，因此，利用数值模拟分析反凝析对储层的影响，以期为凝析气藏的开发提供理论借鉴。1 模型建立由于模拟过程中相渗曲线等重要实验，采用的数据均是人工造缝岩心实验得来，难以代表地层真实的渗流行为[2]。不确定性参数多，难以定量分析地质及开发因素带来的影响。因此，以数值模拟来进行分析，判断随着地层压力的降低反凝析的情况。1.1 反凝析饱和度分析从测试的情况看，由于平面流体的非均质性，实例分析井反凝析液饱和度差异较大，其分布范围为1.84%~24.51%，但普遍较高，在衰竭开采的模式下，地层中的反凝析油量将非常可观。若单井储量按1亿m3天然气概算，地层体积约为30万m3，按15%最大反凝析液量计算，则反凝析油量可达到4.5万m3。1.2 机理模型建立根据实力分析区块地质特征参数，构建了双孔单渗模型机理分析，其中裂缝孔洞模型以裂缝和孔洞为主要储集空间和渗流通道，洞穴型储层以洞穴为主要储集空间、以裂缝和洞穴为主要渗流通道，模拟模型及生产控制参数取值如表1所示。表1 模型基础参数取值参数\类型裂缝-孔洞洞穴基质孔隙度，%0.0010.001基质渗透率，%0.0010.001裂缝孔隙度，%40.001裂缝渗透率/md0.51洞穴孔隙度，%/60洞穴渗透率，%/
100储层厚度/m90m90m影响半径/m300m300m单井气储量/108m32.01.2地层压力/MPa7070初期日产气/104m3/d1010后期定井底流压/MPa17172 反凝析污染的影响从数值模拟拟合结果可以看出，反凝析饱和度主要发生在近井地带，如图1所示，污染主要集中在30m以内。随时间沿井筒径向扩展的距离，可以看出污染区扩展的速度前期快，后期变缓，最终趋于稳定。图1 反凝析染区随生产时间延伸距离3 结束语从污染区形成范围来看，解除反凝析污染恢复产能方法是可行的。从反凝析速度来看，污染区形成的速度较快，如果仅解除井周反凝析油，污染区仍然可能快速形成，措施有效期难以保证。因此，可以考虑针对岩石的改善措施，如酸化压裂将有利于井周反凝析油采出。另一方面，改变井周岩石润湿性，降低束缚油饱和度，也可作为措施的方向。参考文献[1]李辉，陈松，黎运秀等.千米桥潜山凝析气藏数值模拟开采机理研究[J].天然气地球科学，2003，14（4）：315-317；322.[2]柳益群，刘斌，荐军，等.反凝析液对产能的影响机理研究[J].石油勘探与开发，2001，28（1）：54-56.反凝析对凝析气藏开发影响机理分析程小路1 程小辉2 张波3 王铁柱4 1.长庆油田分公司第三采气厂苏里格第六天然气处理厂 内蒙古 乌审旗 017300 2.长庆油田分公司第一采油厂王东作业区 陕西 延安 716000 3.长庆油田分公司第三采气厂作业二区 内蒙古 乌审旗 017300 4.长庆油田分公司第三采气厂苏里格第四天然气处理厂 内蒙古 乌审旗 017300 摘要：凝析气藏在开发过程中，随着地层压力的降低近井地带出现反凝析现象，使得地层产生凝析油污染。通过数值模拟分析发凝析过程地层的污染情况，为解除污染措施提供理论依据。关键词：凝析气藏 反凝析 凝析油 地层污染 Analysis of the influence mechanism of retrograde condensation on the development of condensate gas reservoirCheng Xiaolu1，Cheng Xiaohui2，Zhang Bo3，Wang Tiezhu4 No.3 Gas Production Plant，PetroChina Changqing Oilfield Company，No.6 gas Processing Plant Sulige，Mongolie 017300 Abstract：In the development process of condensate gas reservoir，with the reduction of formation pressure in the near well zone，the formation of condensate oil is caused by the formation of reverse condensate phenomenon in the near well zone. Through numerical simulation analysis of the pollution of formation in the process of condensate，it provides a theoretical basis for removing pollution measures.Keywords：condensate gas reservoir；reverse condensate；condensate oil；formation pollution
气侵对原油组成的影响及定量研究
气侵对原油组成的影响及定量研究
气侵指的是在原油油井开采过程中，由于地下气体的存在，导致气体溶解于原油中，从而改变了原油的组成。气侵主要包括油气比和气源稳定性两个方面对原油组成的影响。本文将探讨气侵对原油组成的影响及定量研究。
首先，气侵会影响原油的油气比。原油中的气体和液体的比例称为油气比，通常以体积比表示。气侵会导致原油中溶解了一部分气体，因此使得原油中的气体含量增加，从而使得油气比发生变化。气侵的程度越大，油气比越高。
其次，气侵也会对原油的气源稳定性产生影响。原油中溶解的气体中通常包含了轻烃类气体如甲烷、乙烷等和重烃类气体如丁烷、异丁烷等。由于气体和液体的性质差异，气体在地下储层产生溶解时存在不同的趋势。通常情况下，轻烃类气体在原油中的溶解度较高，溶解较稳定，而重烃类气体的溶解度较低，溶解不稳定。因此，在气侵过程中，轻烃类气体溶解度相对不变或稍有增加，而重烃类气体溶解度会显著降低。这种气体分离现象会导致原油中气体组分的变化，从而影响原油的组成。
针对气侵对原油组成的影响，研究人员进行了一系列的定量研究。其中，较为常用的方法是通过实验模拟气侵的过程，测定原油中气体含量的变化，并运用相关的分析方法对气体组成进行定量分析。此外，还可以通过地质统计学的方法，通过对多个地下油藏的调查和样本分析，统计和分析气侵对原油组成的影响规律。
此外，还有一些现场调查和数值模拟的研究方法被用于气侵对原油组成的定量研究。现场调查通常采用地面分析仪器和各种采样装置对原油和气体进行采样和分析，以获取真实的数据。而数值模拟则基于地下油藏的地质特征、物理性质和开采参数，利用沉积物物性、原油性质、裂缝介质等模型对原油和气体在地下油藏中的运动进行模拟，从而得出气侵对原油组成的定量影响结果。
总之，气侵会对原油的组成产生影响，主要表现在油气比和气源稳定性两个方面。研究人员通过实验模拟、地质统计学和数值模拟等方法对气侵对原油组成的影响进行了定量研究。这些研究结果对于油田开采和原油加工具有重要的指导意义。
凝析气藏循环注气气窜识别方法调研
凝析气藏循环注气气窜识别方法调研
摘 要： 在凝析气藏循环注气开发过程中，由于气窜发生时，井下流体的组分发生变化，相态也就随之发生变化，因此研究相态变化时监测和预防气窜的着力点。本文调研了国内外对凝析气藏循环注气相态变化问题的研究以及几种较为成熟的气窜识别方法。
关键词：凝析气藏 循环注气 相态变化 气窜识别
一、调研目的和意义
对于循环注气开发至中后期则必然发生气窜现象，影响凝析油采收率。气窜现象的发生是由于地层多孔介质的非均质性，在储层纵向和横向上孔隙度、渗透率等物理性质存在差异，开发进入中后期时，注入气前缘会沿着地层中大孔道、裂缝等高渗层突破至生产井。 一旦发生气窜现象，大部分注入气无效，将对注入气的波及系数产生影响，进而影响到采收率及压力的保持程度，使开发效果变差，开发的经济效益也受到很大的影响。概括起来，气窜对凝析气藏开发的影响主要有：
（1）气窜对采出流体组分变化的影响。产出井流物中组分变化规律明显，轻质组分如含量不断增加，重质组分不断减少。
（2）气窜后由于井流物中轻质组分的相对含量增加，使得露点压力升高，这就造成反凝析现象更容易发生，更多的凝析油析出。
（3）气窜对井底流压的影响。气窜后，流压下降速度减小，也就是说，定注、采出量时，气窜发生后消耗的原井能量减少。
（4）气窜对储层性质的影响。注入气和地层流体混合后使得流体组分发生变化从而使地层渗透率出现了增大的趋势，气窜后井底附近地层中表皮系数增大，即凝析油的析出加剧了污染状况。
二、凝析气藏循环注气开发相态变化特征研究现状
国外早有许多学者研究了凝析气藏露点压力的计算方法：
1967年，文献[1]提出了联系流体组成和温度来进行露点压力计算的关系式。文献[1]从安托因蒸汽压方程——入手，由于安托因方程只适用于纯物质，因此对其做了修正以适用于复杂的烃组分。文献[1]认为凝析气流体的露点压力与其化学组成、温度和C7+的特性有关，并提出了考虑所有条件和组分得出的修正关系式如下：
新疆牙哈凝析气田产能变化试井解释
新疆牙哈凝析气田产能变化试井解释
蒋漫旗;肖香娇;李保柱;胡永乐;杨思玉;欧阳霆
【期刊名称】《现代地质》
【年(卷),期】2008(022)005
【摘 要】牙哈凝析气田是目前国内已投入开发的规模最大的整装凝析气田,投产以来开发效果很好.但目前牙哈凝析气田全面进入反凝析生产阶段,提气稳产的效果受到很大的影响,生产过程中的矛盾逐渐暴露.使用现代试井解释方法,应用KAPPA公司的Saphir试井解释软件对牙哈凝析气田9口生产井历次压力恢复试井、产能试井进行了试井解释,分析了牙哈凝析气田产能变化规律及反凝析现象对产能变化的影响,得出以下结论:(1)一般储层渗透率为20×10-3 μm2,测试点测试产量在25万m3时,为产能测试曲线出现负斜率的分界线;(2)反凝析现象的存在造成试井解释模型多采用径向复合油藏模型.这些对正确认识气藏开发动态及生产特征、加强动态监测技术研究、获得良好的注气效果和显著经济效益起着重要的指导作用.
【总页数】5页(P824-828)
【作 者】蒋漫旗;肖香娇;李保柱;胡永乐;杨思玉;欧阳霆
【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油塔里木油田分公司,勘探开发研究院,新疆,库尔勒,841000;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石油技术开发公司,北京,100009
【正文语种】中 文 【中图分类】TE349
【相关文献】
1.克拉2气田克拉203井产能分析与试井解释 [J], 李军诗;门成全;王晓冬;刘鹏程;邱电伟
2.现代试井分析在牙哈凝析气田的应用 [J], 陈文龙;吴年宏;杨勇;向文刚;陆爱林
3.考虑渗透率随压力变化的新煤层井压力衰减试井解释方法 [J], 张公社;林涛;吴亚红;范明福;刘长印
4.印尼X凝析气田产能试井异常分析及处理 [J], 范海亮;夏朝辉;刘明新
雅克拉凝析气田出砂预测及防砂措施初探
第
27卷第
5期1999年
10月石 油 钻 探 技 术
PETROLEUM
DRILLING
TECHNIQUESVol.27.No.10
Oct.,1999
收稿日期
:1999—
06—
15;改回日期
:1999—
08—
02
第一作者联系电话
:(
0534)
2622554!试井与开采#
雅克拉凝析气田出砂预测及防砂措施初探
何汉平 林永学 杨顺辉 郑晓志
(中国新星石油公司石油钻井研究所
,山东德州
253005)
主题词
: 出砂 预测 评价 防砂 生产压差 凝析油气田 雅克拉
摘 要
: 用组合模量法、井底压力控制法和声波时差法对雅克拉凝析气田出砂情况进行了预测
,并利
用
C公式法对气井合理生产压差进行了计算。综合分析认为
,开发早期在合理的生产压差下
,该气田绝大多
数产层不会出砂
,但个别产层和气田开发中后期产层可能出砂。通过对常用机械防砂方法的分析
,结合雅克
拉凝析气田的实际情况
,提出了用双层绕丝砾石预充填和纯金属滤砂管的防砂措施。
中图分类号
:
TE3581
1
TE372 文献标识码
:
A 文章编号
:10012
0890(
1999)
052
00512
03
一、概 述
雅克拉凝析气田位于新疆塔里木盆地北部
,是一高压气
田。该气田气井井深
5300m左右
,地层原始压力平均
58MPa,
储层类型为砂岩储层
,孔隙胶结
,砂岩粒度分布广
,包括细、中、
粗三种级别
,粒径
01
125～
01
7
mm。该气田储层物性较好
,但
非均质性严重
,如
M1井进行系统测试时有出砂现象
,试采过
程中
,
M1井、
M2井气流带出的固体颗粒刺坏油嘴
,且油管内
壁有冲蚀道纹。
由于气井压力高、气量大
,生产过程中的产出砂势必会对
生产管柱造成严重的冲蚀
,加上产出气体中含有的
CO
2对生产
管柱造成严重的腐蚀
,从而影响了气井的安全生产和生产管柱
的寿命。此外
,地层出砂会造成砂堵
,增加修井费用
,使雅克
拉凝析气田的综合开采成本增加
,因此有必要对该气田进行出
砂预测分析研究
,以找出相应的防砂措施。
二、出砂预测和分析
在雅克拉凝析气田出砂情况分析和评价研究中采用了常
大涝坝2号凝析气藏合理生产压差的确定
doi:1013969/j1issn1100626896120101061009大涝坝2号凝析气藏合理生产压差的确定3杨翠萍1 黄全华1 赵习森2 彭松11西南石油大学石油工程学院 2中国石化西北油田分公司雅克拉采气厂 摘要:气井合理生产压差与合理产量是紧密相关的两个问题,两者相互关系的确定,历来是气藏开发人员极为关心的问题,是合理开发气藏的重要参数。根据大涝坝2号凝析气藏开发特点,以经验法、采气指示曲线、生产系统分析、防止井底出砂及地层不发生明显反凝析的压力界限等方法,综合确定出大涝坝2号凝析气藏合理生产压差,为气田合理开发提供了依据。关键词:凝析气藏;生产压差;采气指示曲线;生产系统分析;出砂
基金论文:西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室开放基金项目(PLN0126) 生产压差是油气产能的重要保证,是合理开发气藏的重要参数,合理的生产压差应既能满足较高的产能,又能维持较长时间稳产期。过低的生产压差不利于充分发挥油气藏的产能优势,且不能充分携带出气井井底积液或携砂;生产压差过高虽然可获得较高的产能,却无法保证油气井稳产,并可能导致油气井出水、出砂。目前确定合理生产压差主要以经验法、IPR曲线法、生产系统分析为主,刘一江[1]、高洁[2]、高博禹[3]和何志雄[4]等人在这方面都做了大量研究。以上方法多适用于常规气藏,对于易出砂气藏和凝析气藏还需考虑井底出砂及不发生明显反凝析时的压力界限,各种方法综合确定出的生产压差更具合理性[5]。1 气田概况大涝坝凝析气田位于塔里木盆地东北坳陷区库车坳陷和沙雅隆起雅克拉断凸的交界处,受亚南断裂的控制。大涝坝2号构造为断背斜构造,中孔-中低渗储层。该气田自1997年起经过十几年的开采,地层能量降低,反凝析加剧,地层污染加重,边水侵入,所有单井产量均出现不同程度下降。截至2009年5月底,大涝坝气田共有油气生产井11口,开井10口,5月井口平均日产油243t,日产气33×104m3,综合含水率为9141%,综合气油比1369m3/t。根据国内外生产经验,通常取原始地层压力的10%～15%作为合理生产压差。由于大涝坝2号构造凝析气藏属中孔中低渗储层,因此取2009年6月地层压力43199MPa的10%～15%作为合理生产压差,即4139～6159MPa。该方法多用在资料比较缺乏的气井开采早期。2 合理生产压差的确定(1)采气指示曲线法。在二项式产能方程Δp2=Aqg+Bqg2中可以看出,气体从地层边界流向井的过程中,压力平方差由两部分组成:右边第一项表示消耗于黏滞性引起的压力损失,第二项是由于惯性引起的压力损失,两项之和构成了气体流入井的总压降[6]。因此,根据采气指示曲线,直线段最后一点所对应的压差为气井合理生产压差,这一点所对应的产量作为气井合理产量。但对于气井,经常会遇到直线段不很明显的情况,为此,可以结合做p2R—-p2wf～qgsc关系曲线,类似地,过原点做曲线的切线,曲线明显偏离切线的点所对应的产量即为气井合理产量,所对应的压差即为合理生产压差。此方法确定出的大涝坝2号凝析气藏合理生产压差范围为1124～4104MPa。(2)生产系统分析法。取井底为解节点,计算出流入与流出曲线,二者的交点即为协调生产点[7]。由此可获得合理压差,确定出的大涝坝2号构造凝析气藏的合理生产压差范围为1164～317MPa。3 防止井底出砂的压力界限防止井底出砂的合理生产压差可采用“C”公式法计算。将井壁岩石所受最大张应力定义为切向应力σt,则计算公式如下σt=2μ(1-μ)(10-6ρgh-pr)+2(pr-pwf)(1)根据岩石破裂理论,当岩石的抗张强度C小于最大切向应力时,井壁岩石不稳定,将会引起岩石结构破坏而出砂。因此,垂直井井壁岩石是否坚固的判别式为C≥σt,即C≥2μ(1-μ)(10-6ρgh-pr)+2(pr-pwf)(2)91 油气田地面工程第29卷第6期(201016) 因此,防止井底出砂的合理生产压差Δp的表达式为Δp=(pr-pwf)≤015C-μ(1-μ)(10-6ρgh-pr)(3)式中σt为井壁岩石最大切向应力(MPa);C为地层岩石的抗张强度(MPa);μ为岩石的泊松比;ρ为上覆岩石的平均密度(kg/m3);g为重力加速度(m/s2);h为产层深度(m);pr为地层压力(MPa);pwf为井底流压(MPa)。由式(3)可知,在实验测出岩石的抗张强度、岩石密度和泊松比,得出当前生产井的地层压力和井底流压等参数的基础上,就能求得气井出砂的最大合理生产压差值。选用DLK1X井进行出砂预测分析研究,通过处理该井的测井数据,利用“C”公式法计算,得出DLK1X井不破坏井壁岩石结构的合理生产压差与地层压力之间的关系式为pr=418824Δpdd+241124(4)式中pr为地层压力(MPa);Δpdd为临界生产压差(MPa)。由式(4)可知,随着地层压力衰竭,为了不破坏井壁岩石结构,生产压差也应相应减小。目前大涝坝2号气藏的地层压力约为45MPa,其相应的防砂合理生产压差为4128M
储采比下降的原因
储采比下降的原因
引言
储采比是指储量与年产量之比，也是衡量油气资源储量丰度的重要指标之一。近年来，储采比下降的现象越来越突出，对油气行业的可持续发展产生了严重的影响。本文将深入探讨造成储采比下降的原因，并提出相应的解决方案。
原因一：储量损耗
1. 过度开采
过度开采是导致储量损耗的重要原因之一。为了追求短期利益，一些油气公司在开采油田时采取了过度开采的方式，导致储量的大量流失。此外，缺乏科学的开采技术和管理手段也加剧了储量损耗的程度。
2. 油气泄漏
油气泄漏是另一个导致储量损耗的重要原因。油气泄漏既影响环境，也使得原本可以用于开采的油气资源流失。油气泄漏的原因包括设备老化、管理不善以及安全意识不足等。
3. 地质条件限制
有些油藏地质条件较差，开采难度大，导致油气资源的储量丰度低。这些地质条件限制了储量的开采效率，进一步加剧了储采比的下降。
原因二：采收率降低
1. 采收率技术难题
一些油田的采收率受到技术难题的限制，导致采收率低下。例如，特殊油藏中的油气无法完全提取或者提取成本太高，致使采收率无法得到提高。 2. 采收率受天然气储量影响
近年来，天然气消费量逐年增加，而天然气储量有限，导致部分油田开始开采天然气，减少了油田采收率的提高。
3. 采收率受开发技术水平影响
一些油田的开发技术水平相对较低，无法高效地提取油气资源，导致采收率低下。因此，提高油气资源开发技术水平是提高采收率的关键。
原因三：油气需求增长
1. 工业发展需求
随着工业化进程的不断推进，工业对油气资源的需求也在不断增长。高能耗行业的持续增长导致了对油气资源的大量需求，进一步缩小了储采比。
2. 交通运输需求
交通运输业对油气资源需求量大，尤其是汽车的普及和交通量的增加，使得油气资源的消耗大大增加，导致储采比下降。
3. 城市化进程需求
城市化进程带来了人口密度和用能需求的增加，城市居民对油气的需求也相应增加，这使得油气消耗迅速上升，加剧了储采比下降的趋势。
雅克拉-大涝坝凝析气藏油-气-水三相体系相态特征研究
第３５卷第３期 天然气勘探与开发
雅克拉一大涝坝凝析气藏油
一气一水三相体系相态特征研究
梁利侠邵光玉周小平张浩王艳伟张春福
（中国石化西北石油局勘探开发研究院）
摘要流体相态特征研究的目的是为分析地层流体相态变化、评价地层反凝析污染动态，及时进行生产动 态调整提供依据。同时为确定凝析气藏合理开发方式的数值模拟研究提供相态拟合、基础注气开发机理分析、注 气量与注气时机优选所必须的地层流体ＰＶＴ相态特征热力学参数。以雅克拉一大涝坝凝析气藏为例，开展了雅一 大凝析油一气一水三相体系相态特征研究，论述了平衡共存水存在下目前和原始富含气态凝析水的地层凝析气流体 ＰＶＴ相态特征。图８表２参５ 关键词相态特征露点压力ＰＴ相图反凝析饱和度
０ 引言
雅克拉一大涝坝凝析气藏属深层高温高压凝析
气藏，雅克拉一大涝坝凝析油一气一水三相体系相态
特征主要研究内容包括：选取具有代表性的地层凝析
油、气、水样品，进行凝析油一气一地层水体系三相
ＰＶＴ相态实验测试分析，并通过ＰＶＴ实验过程的相
态数值模拟计算，分析雅克拉一大涝坝深层高温高压
凝析气藏富含气态可凝析液ＰＶＴ相态特征，研究地
层流体降压过程中析出液量与压力的变化关系，确定
初始凝析压力、最大凝析压力、最大反凝析油和凝析
水量，并在此基础上开展注气前凝析油一气一地层水
体系三相相态特征的模拟研究，考虑了低渗储层流一
固耦合效应，从而为气井产能评价提供了准确的流体
相态特征数据。
１ 富含气态地层水的凝析油气体系
ＰＶＴ相态实验
１．１ 富含气态地层水地层流体单次闪蒸测试
地层共存水在天然气中的溶解度不仅可应用于
分析和预测气藏产水规律，而且对考察地层水对油气
藏相态特征的影响亦有重要意义 。
恒压下将原始地层条件下富含气态凝析水的地
层凝析气样品进行单次闪蒸测试，计量单次脱气、单
次脱油和单次脱出水量，并对单脱油和单脱气进行色
谱分析，以获取富含气态凝析水的凝析气藏地层井流