《减少凝析油的损失》由会员分享，可在线阅读，更多相关《减少凝析油的损失（8页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、对提高凝析气采收率的研究石工12-8庄峰12021358凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，凝析油气藏的 高效开发一直是世界级难题。世界上富含凝析气田的国家为苏联、美 国和加拿大，有丰富的开发凝析气田的经验。早在20世纪,美国已经开 始了回注干气保持压力技术、注氮气技术开发凝析气田。苏联主要采 用衰竭式开发方式，采用各种屏障注水方式开发凝析气顶油藏。我查 找了许多论文，资料，整理如下：1凝析气藏开发方式概述1.1衰竭式开发具备以下几个条件的凝析气藏可采用衰竭式开发。1. 原始地层压力大大地高于露点压力，衰竭式开发可充分利用地层能 量。2. 气藏面积小或大凝析气藏被断层分割成小气藏,难以
2、形成经济的注 采井网。3. 凝析油含量少，即凝析油的储量较少，保持压力开发不经济。4. 地质条件差。如气层的的渗透率低，严重非均质,断层分割等。5. 边水比较活跃。1.2保持压力开发性和合理性取决于气中凝析油含量、气和凝析油的总储量、埋藏深度、 钻井和设备、凝析油加工和其它因素等。保持压力开发分为四种方式:一期保持压力。地层压力和露点压力接近的凝析气藏采用早期保持压 力。二期保持压力。即经过降压开发,使地层压力降到露点压力附近甚至 以下再保持压力开发。三期全面保持压力。如果能够比较容易获得注入气，通常是在达到经 济极限之前，将整个气藏的压力保持在高于露点的水平四期部分保持压力。如果气藏本身自产
3、的气不能满足注气量的要求， 而购买又不合算，即采出量大于注入量，部分保持压力可以使压力下 降速度减缓，从而减少凝析油的损失。2. 凝析气藏注水提高油气采收率技术水气交替注入与连续注气相比能改善层状凝析气藏的凝析气采收率。 尽管干气循环会得到更高的凝析油采收率，但操作成本高,经济效益 并不高，注水是较经济可行的开发方式。2.1凝析气藏注水技术国内外研究现状2.1.1国外研究现状A .S .Cullick等和L .G .Jones等用数值模拟方法研究了气水交替方 法在含有高渗透带凝析气藏的应用，研究表明水气交替注入与连续注 气相比能改善层状凝析气藏的凝析气采收率，增加范围为28%54%。 2000
4、年,H.Ahmed和EI-Banbi等发现了应用数值模拟研究在高于露点 压力时注气和注水在富气中的应用情况,研究表明尽管干气循环会得 到更高的凝析油采收率,但操作成本高，经济效益并不高，注水是较经 济可行的开发方式。2.1.2 国内研究现状国内在此方面研究较少,西南石油学院的郭平等首次使用中国大港板 桥油气田板II组废弃凝析气藏的真实岩心和配制的流体，首先在PVT 中进行了 CVD试验，然后在长岩心中进行衰竭试验达到8MPa废弃压力， 并在保持8MPa下进行了注水速度敏感的实验对比，还开展了注水增加 压力到20MPa后再进行恒压注水方式开发试验。研究表明，长岩心中衰 竭实验凝析油采收率比PVT
5、筒中CVD测试凝析油采收率高1倍,与实际 气田衰竭式开发凝析油采收率相近。在废弃压力下注水进行注采平衡 开发凝析油可新增采收率3.39%,天然气新增采收率10.11%,效果较好; 在废弃压力下注水速度快,获得的凝析油采收率相对较高；采用注水 恢复地层压力到20MPa后再进行注采平衡开发油采收率可新增0.68%,天然气采收率新增5.39%。根据实验，现场采用强注污水开发凝析气藏试验，提高了采收率，同时解决了现场污水处理问题，取得了明显 的经济效益和社会效益。2.2注水开发凝析气藏的利弊2.2.1优越性注水保持凝析气藏压力具有下述优点：1. 一次完成凝析气藏的开发，不必作为纯气田进行第二阶段开发。
6、2. 气藏一投产就能销售天然气。3. 注入成本低。4. 流度比合适,驱替效率高。5. 保持气藏压力的同时不会改变气体的组成和露点压力。2.2.2缺点1. 驱替水的前缘会捕集大量孔隙空间中的气体，但是,捕集的以干气 居多，而不是大量的凝析气。2. 水驱后的剩余气在随后的降压过程中不会立即流动，要达到一定临 界流动饱和度才行。如果在降压过程中出现了水的突破，那么流体的 举升将是个严重的问题。3. 经济开采方式提高凝析气藏的采收率，寻找适合于自身特点的经济开采模式是非常 必要的，这样可以很大地降低开发的成本。31注气开采。3.1.1循环注气。向地层回注干气，保持压力，能够提高凝析油的采收率，这种开采
7、模式 相对于传统的降压开采来说，是一种比较经济的开采模式。塔里木油 田对于高温、高压下开发牙哈凝析气藏采用的就是循环注气开采。牙 哈凝析气田已连续5年保持高产、稳产，使凝析油采收率提高400/0。3.1.2是自流注气。当两个凝析气藏有部分面积重叠时,利用深部高压异常气藏作为气源, 通过井筒使下部天然气自流注入上部凝析气藏,可以在同一体系中同 步开发两个气藏，节约地面注气设施，提高凝析油的采收率。32注氮开采。凝析气藏注入阻在技术上是比空气更理想的一种容易获取的凝 析气藏置换气体。而且N:在层状储层中可以到达渗透率下降的上部,这是水驱很难到达的顶层。33注水和水气交替注开采(WAG)。3.3.1
8、注水开采。注水开采可以看成是替代凝析气藏衰竭式开采和注 干气开采的另一种经济方法。从技术角度看,凝析气藏注水开采模式 具有密度高而适用于深层注水、粘度大因而水驱波及系数比注气和溶 剂大、凝析油析出较少、促进了三相驱替等特点。3.3.2水气交替注。水气交替注人既能明显地改善驱油效率，提高凝 析油的采收率，也能低生产成本,提高开采的经济效益。凝析藏的水气 交替注开采,可使天然气和凝析油的采收率提高28%54%。34二氧化碳开采。凝析气藏注人COZ不仅能保持地层压力，阻止反凝析，而且能增加凝析 油体积，从而提高烃类总采收率。采出的凝析油气经地面设备分离 后,COZ再回注到储层。COZ气体不放空既可节
9、约凝析气藏开采的气源 成本,又可使大气环境得到保护。35复杂井开发棋式数值模拟结果表明：利用复杂结构井开发深层低渗透高含凝析油的凝 析气藏，不仅可以提高天然气采收率，同时还能有效控制储层中凝析 气的反凝析进程，提高凝析油的最终采收率。所谓复杂结构井开发模 式就是以水平井、分支井为主导的开发模式。36水平井开发水平井在油气藏开发中的应用比较广泛，利用水平井可增加泄油面积, 提高单井产量，增加裂缝的钻遇机率，降低地面设施设计费用，延缓底 水和气顶气的锥进,提高油气最终采收率。利用三维数值模拟来模拟 塔里木盆地牙哈凝析气藏的l 口水平井和3 口垂直并，以同样的开采速 度开采时的各自开发指标。数值模拟
10、结果表明，水平井的生产压差小， 水平井的见水时间长。在注气保压开采下，水平井的气油比递增速度 要明显低于百井，这表明，在循环注气开发下应用水平井开采有利于 提高凝析油的采收率。37稳产开发技术针对低渗凝析气藏的特点，为了保证凝析气藏较长时间的稳产，必须 完善管理政策、强化气井挖潜,开展配套工艺技术,以适应凝析气藏的 开发，达到气藏较长时间稳产的目的。对于低孔隙度、低渗透率、地 露压差小的凝析气藏，提出了新投产井行压裂投产，对老井进行重复 压裂改造,生产过程中控制生产压差等技术措施并采取了对后期积液 采取了液氮气举，泡沫液、机抽、小油管和柱塞排液技术，达到对凝析 气藏的合理开发，以提高凝析气藏采收率。4. 总结与建议(1) 凝析气藏开发有其特殊性和相当难度，要特别重视凝析气藏开发 方式、储层改造技术，特别是水平井技术的研究，加强动态分析方法的 研究。(2) 数值模拟结果表明，高速开发条件下,水平井、分支井可以实现稳 产,而直井则没有稳产期。低速开发条件下，水平井、分支井稳产期为 百井的2.5倍。(3) 各种不同的凝析气藏开采模式，在一定条件下可以结合应用。(4) 努力应用前沿科学技术，探索适合本油田高效开发的新思路。
