凝析气藏的开发机理.pptx

中国石油大学（华东）;目录;NO.1定义;NO.2凝析气藏开发特征;下面我们通过几个实例来认识一下凝析气藏的开发特征： 以塔河油田已开发且资料较全的三个主力边底水凝析气藏(AT1、THN1、DLK)为研究对象,运用气藏动态分析方法,详细分析气井及气藏的开发动态特征,采用油藏工程方法和数值模拟方法评价气藏边底水能量大小及其对开发的影响。为延缓见水气井水淹,以大涝坝1号区块为例,利用数值模拟软件进行该气藏开发方式优选的模拟研究,并以采用排液方式进行生产的方式进行了工作制度优选。在上述研究的基础上,本文得到了如下一些研究结果与认识： 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??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。;2、塔河油田THN1区块三叠系中油组属较高含凝析油中孔中高渗砂岩边水断背斜圈闭凝析气藏。气井静压恢复主要通过边水锥进补充能量,气井静压变化能反映边水对气井的推进补充和气井向更高部位补充流体补充能量的综合情况。高部位气井能量补充不及时,造成气藏高部位地层压力下降快,边部井水淹,气藏天然气能量不足。区块初期表现为定容气藏的压降特征,水驱能量补充晚,后期曲线上翘,以水侵为主。含水特征表现为气井含水上升速度快,见水后水锁和水淹造成产量大幅下降；气藏边水在平面上呈舌进形态沿高渗带向高部位推进,由于储层为高渗层及夹层的作用极有限,造成含水快速上升。反凝析特征表现为气井投产后,井周围均发生反凝析；纯气区气井反凝析比边部井反凝析程度严重,反凝析造成的产量下降幅度在22-98%之间。 3、大涝坝1、2号构造大部分气井产水来源于边底水,也是导致气井停喷积液的原因。大涝坝1号构造为块状底水凝析气藏,气井见水形势表现为底水锥进。大涝坝2号构造苏维依组上气层为边水凝析气藏,气井见水形式表现为边水推进。苏维依组下气层为层状边水凝析气藏,东北部井见水形式表现为边水推进,受隔层发育的影响,部分井表现为底水锥进的见水特征。大涝坝2号构造巴什基奇克组为层状边水凝析气藏,隔层发育,大多数井表现为底水锥进的见水特征。大涝坝1号气藏主要生产下气层,水侵特征表现为沿着含气边界向中部推进,大涝坝2号气藏受构造南部断层影响,气藏的水侵方向主要表现为从北部侵入,处于北部含气面积边部区域的气井容易见水。 ;4、大涝坝2号区块2006年已出现水侵,随着开发进行,地层水侵速度越来越快,生产过程中气藏压力下降较快,说明气藏天然气能量不足。采用油藏工程和数值模拟方法对水体大小评价,大涝坝1号区块水体倍数约为气体的8倍左右,边水能量较弱。大涝坝2号构造水体倍数约为10～17,边水能量较强。 5、对大涝坝1号气藏采用排液的方式进行生产的方式进行了工作制度优选,优选排液量700m3/d开发效果最好,十年提高采出程度20%以上。;NO.3国内外研究现状;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。 ;2、异常高凝析气藏的渗流研究 1）临界流动饱和度研究及真实相渗曲线的测试 临界流动饱和度是开发中非常关心的问题，关于到底凝析油在多孔介质中多大饱和度才能流动不同学者作出的结果差别很大，至少可以认为，它是受多孔介质性质的一个物理量；由于常规油气相渗曲线在测试中与真实凝析气藏渗流过程中的差别，使得常规油气相渗曲线在应用时受到影响，从而研究对产能及渗流的影响程度。 2）凝析油析出的污染机理 凝析油析出后的堆积方式、分布直接影响渗流的压力及产量，怎样才能准确评价污染是一个难题，也是一个渗流基本问题。 3）凝析气藏开发方式探索 近年来国外对凝析气藏开发方式进行了大量研究，如注水、水气交替、段塞驱、注烃气或非烃气、注空气等，研究表明注