凝析气藏的开发机理.pptx

中国石油大学(华东)
凝析气藏的开发机理
船舶与海洋工程
10级 3班
张益铭 10022110
目录
1、定义
2、凝析气藏开发特征
3、国内外研究现状
4、生产特征及开发机理
5、凝析油堵塞
6、EGR机理及展望

在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象:在地下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后,由于温度和压力降低,反而会凝结出液态石油,这种液态的轻质油就是凝析油,这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。
虽然凝析气藏也产油(凝析油),但凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在,虽然其中含有气,但这种伴生气在地下常常溶解于油,称为单一油相。一般气藏(湿气藏、干气藏)在开采过程中很少产凝析油。

如果用一个字概括凝析气藏的开发特征,我想那就是:难。
随着石油工业不断发展以及对清洁能源需求的不断增长,大大加快了天然气工业的发展,一系列气田得到开发。随着气田勘探开发的深入,其中凝析气田在世界气田开发中占有非常重要的地位,且储量在世界范围内占很大比例,我国陆续发现了很多复杂凝析气藏,边底水凝析气藏就是其中一类非常复杂的凝析气藏。
与常规油气藏相比,凝析油气体系渗流复杂,且在开采过程中伴随复杂的相态变化,存在反凝析现象。在边底水凝析气藏开发过程中,由于边底水存在,造成边水突进及底水锥进,窜入井筒,导致气井产水并积液,产气量大大降低甚至停产,严重影响气井正常生产和寿命,是边底水凝析气藏开发难题之一和主要开发特征。
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,×104m3。%,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。
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