白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术-2019年文档

[收稿日期]20050129 [作者简介]翟凤云(1971),女,1993年大学毕业,工程师,现主要从事深层及低渗气藏工程研究工作。

桥口凝析气藏类型及定容衰竭开采特征翟凤云 (中原油田分公司勘探开发科学研究院,河南濮阳457001)[摘要]桥口凝析气藏位于东濮凹陷黄河南中央隆起带北端,含气层段主要为沙三中亚段和沙三下亚段,具有甲烷含量高、中间烃(C 2~C 6)含量中偏低、C 7+含量低,挥发油的烃组成具有轻质弱挥发油和较高的体积膨胀能力;综合分析认为,桥口凝析气藏总体上属于中高含甲烷(C 1)、中低含中间烃(C 2~C 6)、中低重质烃的典型凝析气藏,仅在沙三下亚段含气层段中的第6含气层组存在弱挥发性轻质原油,沙三中亚段则存在弱挥发性轻质原油流体;最后分析了桥口凝析气藏的定容衰竭开采特征。

[关键词]东濮凹陷;桥口地区;沙河街组;地层流体;凝析气藏[中图分类号]T E122 32[文献标识码]A [文章编号]10009752(2005)03031203桥口凝析气藏位于东濮凹陷黄河南中央隆起带北端,是受兰聊断裂和黄河断裂控制形成的继承性发育的背斜构造,含气层段主要为沙三中(Es 中3)亚段和沙三下(Es 下3)亚段。

1 地层流体相态特征桥口凝析气藏自1992年1月进行产能测试和试采以来,进行了4口井(桥40井、桥58井、桥73井、桥76井)流体样品的PVT 相态全分析试验测试及相态模拟研究工作。

这些测试成果为桥口气藏Es 中3亚段和Es 下3亚段凝析气藏地层流体相态特征和油气藏类型的综合评价提供了依据。

1 1 采出地层油气流体烃组成分布根据分离器凝析油、气组成的色谱分析结果和井流物组成计算数据,得到桥40井、桥58井、桥76井地层凝析气和桥73井地层原油组成全分析数据。

其中,桥40井Es 中3亚段3592 1~3595 0m 井段地层凝析气(井下取样)C 1+N 2含量88 69%,C 2~C 6+CO 2含量10 33%,C 7+含量0 98%;桥58井Es 下3亚段4301 4~4316 4m 井段地层凝析气(地面取样)C 1+N 2含量89 09%,C 2~C 6+CO 2含量10 02%,C 7+含量0 89%;桥76井Es 下3亚段3919 4~3963 6m 井段地层凝析气(地面取样)C 1+N 2含量73 33%,C 2~C 6+CO 2含量25 65%,C 7+含量1 02%;桥73井Es 下3亚段4234 3~4306 5m 井段地层原油(井下取样)C 1+N 2含量61 91%,C 2~C 6+CO 2含量12 71%,C 7+含量25 38%。

第50卷第11期 辽 宁 化 工 Vol.50，No.11 2021年11月 Liaoning Chemical Industry November，2021低渗气藏储层潜在伤害因素分析官斌1, 杜磊2，张洋洋3（1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田采气三厂， 陕西 延安 716000；2. 陕西延长石油（集团）油气勘探公司质量监督中心，陕西 延安 716000；3. 陕西延长石油（集团）有限责任公司延长气田采气四厂， 陕西 延安 716000）摘 要：低渗气藏在我国天然气资源中占有极大的比例，已成为天然气开发的主战区。

然而由于低渗储层孔隙空间小，流体渗流阻力大，在开发过程中更易受到储层伤害，严重时甚至造成气藏无法产出，因此对低渗气藏的潜在伤害因素及伤害机理进行研究，并提出相应保护策略，有利于提高低渗储层开发效果。

对低渗储层潜在伤害因素进行了系统分析，对指导低渗气藏高效开采具有重要意义。

关 键 词：低渗气藏；水敏伤害；水锁伤害；反凝析伤害中图分类号：TE258 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2021）11-1673-03天然气是世界能源的重要组成部分，近年来我国对环保的要求越来越严格，尤其是近期我国提出了“碳中和”与“碳达峰”的目标，这将大大增加对清洁能源之一的天然气的需求。

然而目前我国的天然气资源主要以低渗气藏为主。

由于低渗储层的低孔、低渗特性，其在钻完井过程、压裂过程中更易受到储层伤害，严重影响天然气的开采[1-3]。

因此，亟须对低渗气藏潜在伤害因素及机理进行分析，以在作业过程中避免或减少储层伤害，改善低渗气藏开发效果，提高气藏采收率。

本文对低渗气藏开发过程中面临的水锁伤害、水敏伤害、应力伤害、反凝析伤害等进行了研究分析。

1 水锁伤害在钻完井、储层压裂改造过程中，外来工作液如泥浆、完井液、钻井液等进入储层后，储层含水饱和度增加，增大气相渗流阻力，气相渗透率降低，产生“水锁伤害”。

白 9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设可行性研究摘要：白庙气藏白9块属于低渗凝析气藏，开发方式以衰竭式开发为主，经过三十多年的开发，目前进入低压开发阶段，单井产能低，采出程度低。

所以针对目前的开发现状，气田开发急需转变开发方式，提高采收率。

本次研究通过分别对注气提高采收率和白9块建设储气库两方面开展可行性研究，结果表明白9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设是可行的。

利用凝析气藏建设储气库，具有改善气藏开发效果和储气调峰的双重意义。

关键词：凝析气藏储气库可行性一、气藏基本概况1、地质概况白 9块位于白庙气田中部，为白庙气田的主要含气断块。

含气层位：沙三中、下；气藏埋深：3350-4200m；原始压力系数：1.48-1.67；储层平均孔隙度：12.2%；渗透率：1.75mD；凝析油含量：420mg/l。

属于低孔低渗高压凝析气藏。

2、开发特征白9块开发具有“一高一快”的特征：“一高”是指气藏产能高。

全井段投产初期日产气量为3.1-12.6万方/天，累产油气当量在0.035-0.437亿方，平均为0.219亿方，单井无阻流量在21-33万方/天。

“图1 白9块沙三下1顶构造井位图一快”是指产能下降快。

该区块采用衰竭式开发，目前处于低压生产阶段，井口油压平均只有0.8MPa，平均日产气361方，目前地层压力平均24.5-27.3MPa，低于露点压力，反凝析现象严重，井筒普遍积液，采出程度只有12.6%。

三、可行性研究内容1、注天然气提高采收率的可行性研究1.1气井反凝析污染状况评价我们利用以凝析油聚集理论为基础，建立了三区渗流模型，采用近井筒加密数值模拟技术开展气井反凝析状况研究。

数值模拟结果表明：气井反凝析严重区为近井地带30m左右；近井地带气相相对渗透率下降幅度达47.15%，油量最大相对渗透率仅有0.043mD，流动能力差。

1.2注天然气解除反凝析污染开展了室内PVT物模实验、微观注气实验，实验表明注气能够反蒸发凝析油，注入气量越多，凝析油量越少；注气改变凝析油赋存状态，形成气流通道；注气可以恢复地层压力，降低油气界面张力，从而提高凝析油采收率。

凝析气田开发中水平井的应用及效果评价摘要：白庙气田凝析气田属于整装凝析气田，与同类气田相比较，它是中国开发投资最大整装凝析气田。

由于凝析气藏的复杂性和特殊性，决定了在凝析气田的开发过程中存在高技术含量、难度系数大的特点。

基于对现代数值模拟技术以及油藏工程的论证分析，将水平井应用于高压、高温凝析气藏的开发，适应了白庙气田凝析气藏的地质特征，并有效克服了其开采阻碍。

凝析气藏开发动态研究结果显示，采用水平井开发凝析气藏的效果极佳，经济效益高，而且水平井能够很好地适应凝析气田深部及块状底水、地露压差不大、凝凝析油含量大，以及在凝析气藏开发中实行循环注气开发的方式。

关键词：白庙凝析气田水平井应用及效果一、白庙气田凝析气田地质特征对白-平2HF井所在的白44块进行了精细地质研究，认为该井储量基数较大，采出程度低，剩余潜力大。

1.储量基数较大实钻水平段控制沙三下3（3）小层和沙三下4砂组含气面积0.91平方千米，控制天然气储量2.32亿方，凝析油储量9.3万吨。

根据目前标定的气田采收率天然气按45.9%，凝析油按25%计算，天然气可采储量为1.06亿方，凝析油2.3万吨。

2.采出程度低，剩余潜力大白44小块S3下3（3）小层累产气0.0208亿方，累产油558吨；剩余天然气可采储量0.8054亿方，剩余凝析油可采储量1.8192万吨；天然气地质储量采出程度为 1.16%，可采储量采出程度为 2.52%；凝析油地质储量采出程度为0.74%，可采储量采出程度为2.98%。

白17小块S3下4砂组累产气0.0282亿方，累产油1846吨；剩余天然气可采储量0.1692亿方，剩余凝析油可采储量0.2654万吨；天然气地质储量采出程度为6.56%，可采储量采出程度为14.29%；凝析油地质储量采出程度为10.26%，可采储量采出程度为41.02%。

3.地层压力高能量足白—平2HF井钻遇两个断块（白44断块、白17断块）。

采油气工程中凝析气藏的开发技术分析摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。

凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。

在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。

凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。

虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。

对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。

关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施1、凝析气藏开发井的参数设计1.1井网井距凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。

对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。

模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。

就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。

凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。

模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。

虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。

因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。

技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。

试论低孔低渗低压气藏开发模式摘要：在开发低孔低渗低压气藏时，采取合理的模式可有效减少投资，并提高油田的经济效益与开发效率。

本文以大牛地气田盒3气藏为例，从开发原则、开发方式、采气速度、层系划分四个方面详细分析了合理开发低孔低渗低压气藏的模式。

旨在提高低孔低渗低压气藏开发的整体效益。

关键词：开发原则开发方式采气速度当前，我国发现的很多气藏都是低孔低渗低压气藏，其中大部分都是低效低产状态，这就大大提高了开发成本，并且不利于经济效益的提高。

本文以典型的低孔低渗低压气藏--大牛地气田盒3为例，研究了该类气藏的开发模式，研究结果表明，依照合理的开发原则、开发方式、开发速度、层系划分等，可有效提高气藏开发的经济效益。

可见，该开发模式对该类低孔低渗低压气藏的开发有积极指导意义，适合大范围推广使用。

一、开发原则笔者详细研究了当前国内外气田的开发模式，并借助对大牛地气油田中盒3气藏的动态其静态分析，总结出低孔低渗低压气藏开发时必须遵循的原则如下：第一，效益优先。

在开发低孔低渗低压气藏时，必须站在全局的高度整体考虑，始终坚持整体开发原则，由于大牛地气田属于经济编辑类气田，所以在开发时，必须确保气藏开发中有良好的经济效益。

在此基础上，分析开发技术是否先进、开发指标是否合理，积极借助成熟、先进的开发技术，有限开发单井产能高于经济接线的气量富集区。

坚持多产出、少投入，尽量提升低孔低渗低压气藏开发的经济效益。

第二，滚动发展，由于大牛地气田具有很强的非均质性，所以在开发过程中采取了“便评价、便开发、不断完善、逐步认识”的滚动开发形式，有助于开发人员更深刻地认识该气田的特征与实际情况，大大降低了开发风险。

第三，尽量借助已经开发完成的钻井，在部署开发井网时必须全面分析气藏的开发成果与地质特征，针对该类非均质很强的气田，借助“以规则井网解决非均质强问题”，利用滚动开发形式，有限开发那些产生较高、潜力较大的区域。

第四，稳定供气。

在保证开发经济效益的基础上，借助科学的配产比例，有效调控采气速度，确保底层能量，尽量延长气井的稳产时间，实现下游工程能满足对气田持续供气的要求。

低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨陈献翠,赵宇新,张贵芳,张莉英(中原油田采油工程技术研究院,河南濮阳　457001) 摘　要:东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术。

针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期。

关键词:水平井;储层改造;排液;不压井 中图分类号:T E37 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0131—011　概述东濮凹陷开发主力气田文23、户部寨、白庙气田,为低孔低渗致密砂岩气藏,在开发过程中均受到地质构造、储层物性、气藏类型、流体性质、井况变化等因素的影响。

通过认识和掌握低渗致密气藏的地质、开发特征,在确定合理的开发模式和工作制度的基础上,采用适用于东濮凹陷低渗致密储层先进实用的采气配套工艺技术,保证低渗透储量的有效动用,延长气田稳产期和提高采收率。

2　气藏开发配套技术应用对策与建议文23气田采出程度高,地层压力低,挖潜难度大,气井维护困难;白庙凝析气井深,工艺复杂,措施效果有效期短,压裂液快速返排困难,储层易被污染。

针对整装气藏、凝析气藏的开发以及存在的技术难点,通过采气工艺技术攻关,在气藏储层改造技术、排液采气技术、凝析气藏治理技术及清防盐等方面形成了系列化、配套化的实用技术,并提出低渗透致密砂岩气藏开发配套技术对策如下:2.1　完善低渗致密气藏储层改造技术,改善产气剖面根据低渗致密气藏不同气井特征,对长井段应优选应用填砂分层、暂堵分层、投球分层、卡封分层等多种分层压裂方式,改善气井的产出剖面,提高压裂效果。

2.2　优化低压低产气藏气井排液采气工艺,实现气井稳定携液生产对文23气田结盐、积液、低压低产气井,建议进行小直径管排液采气先导试验,提高排液、洗盐效果;对白庙深层凝析气井,在 88.9m m油管内应用空心杆气举管柱,实现深井闭式气举;开展复杂特殊结构井气举先导试验,优化设计小直径气举阀管柱及工艺参数。

凝析气藏采气工程特点及技术凝析气藏开发的特点及技术摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。

基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。

关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。

世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。

根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为2.06×1012m3，可采储量为1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。

1凝析气藏的基本特征根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。

按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。

1.1 反常凝析现象凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。

凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。

特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。

1.2 埋藏深、温度高、压力高我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。

石油地质工程专家林涛佚名【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2010(031)003【总页数】1页(P335)【正文语种】中文林涛，男，汉，1959年11月生于四川遂宁，1983年毕业于西南石油学院石油地质专业，工学博士，教授级高工。

历任中原油田井下地质研究所所长兼书记，中原油田井下特种作业处总地质师、副经理，西北油田分公司工程技术研究院院长等职务，现任西北油田分公司副总工程师兼工程技术研究院院长。

林涛同志一直工作在科研、生产第一线，主要从事油气田开发研究及管理工作，在油田开发上具有丰富的实践经验和深厚的理论造诣。

经过多年的不懈努力，已经成为我国石油战线上一名知名的石油工程专家。

在以往工作期间主持国控项目3项，中石化科研项目9项，局级科研生产项目33项；获得省部级成果11项，国家新型实用专利3项；在SPE、《石油钻采工艺》、《油气井测试》等各类期刊上发表技术文章12篇。

在中原油田工作期间，主持的中石化科研项目《低孔低渗油气层复合压裂技术研究》，使桥口、白庙深层凝析气藏得到了有效开发，投入产出比达1∶3.5，由他主持完成的《压裂效果预测技术研究》科研项目，使压裂井有效率提高了40%，年减少无效压裂井20口，年减少无效压裂费用900万元。

2005年3月由于工作需要调到西北油田分公司工作，任工程技术研究院院长，使工程院的管理和研究水平有了明显提高，积极推进适合塔河油田的各项工艺技术并得到现场实验与落实。

5年来工程院承担国家、中石化、分公司科研项目46项，推广应用新技术、新产品56项；获国家新型实用专利7项，省部局级科研奖24项。

作为国内储集层改造方面的专家，主持中石化科研项目《碳酸盐岩油藏水力压裂机理研究与应用》；主持TK844井方案制定和设计优化，亲自组织指挥现场施工，5 800 m井深加陶粒57 m3一次成功，开创了塔河油田水力压裂的先河，其技术指标在当时深层裸眼碳酸盐岩水力压裂中处于国际领先水平，该项成果在国际石油论坛上宣讲；组织设计施工的第一口砂岩井S108水力压裂后日产油16 t，使这口沉睡多年的探井得以复活，新增探明石油地质储量1 381×104t；通过主持组织缝洞型碳酸盐岩酸压系列技术的攻关和应用，使酸压建产率由2004年的42%上升到2009年的72%，年增速6%，动用储量11 580×104t，累计增油855×104t，提高采收率1.7%，编写的《复杂碳酸盐岩油气藏高效酸化酸压技术研究与应用》论文获中国石油石化协会2009年度科技进步一等奖；通过钻井技术的系列攻关和引进涡轮、PDC+螺杆、水力脉冲接头等钻井新技术，形成了塔河油田深井钻井配套技术，使钻井周期不断缩短，质量不断提高，实现了亚洲第一深井塔深1井（完钻井深8 408 m）的成功钻探，并且中途测试一次成功；研发出侧流减载深抽泵和阶梯式深采抽油泵，泵挂深度达到4 716 m（TK839井），创有杆泵下深世界记录，解决了液面3 000 m以下深井连续生产的问题；通过稠油降粘技术攻关，形成了超稠油掺稀优化和化学降粘技术，解决了粘度100×104mPa·s以内的稠油化学降粘问题，确保了原油生产任务的完成。