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凝析气藏循环注气过程流体相态特征焦玉卫;谢伟;邸宝智;梁涛;刘立炜【摘要】Fluid composition, temperature, porous media, and non-equilibrium effect are the main factors affecting clew-point pressure. In process of gas injection development of gas condensate reservoir, the fluid composition in formation is of great difference in distribution due to sweep efficiency effect. Before cyclic gas injection or during depletion development, the fluid in formation appears gas phase behavior when the formation pressure is higher than the clew-point pressure, and such a fluid could be approximately regarded as a gas phase behav- ior. Under the cyclic gas injection, the change of the fluid composition in the formation is very complicated, and the fluid phase behavior will change with fluid composition, formation pressure and temperature. Based on the theory of equation of state, the typical fluid samples from a real gas condensate reservoir are selected in this paper, three changing trends of phase behavior in the process of cyclic dry-gas in- jection are presented, and the PVT test results from the real samples are compared. Finally, the distribution characteristics of dew-point pressure is given, integrated with studies of simulation and calculation for the gas condensate reservoir.%影响露点压力的主要因素是流体组成、温度、多孔介质、非平衡效应等，凝析气藏注气开发过程中受注气波及的影响，流体组成分布在地层中差别较大，是影响地层中露点压力分布的关键因素。
塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月断块油气田FAUIJT—BL0CKOIL&GASFIELD第16卷第3期文章编号:1005—8907(2009)03—068—02塔河凝析气井井筒积液判断标准刘志森(长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室,湖北荆州434023)摘要由于凝析气藏流体性质的特殊性,反凝析和气液分离常常造成井筒积液,严重影响气井产能.利用塔河凝析气井井筒积液前后的生产动态变化,求出了判断气井是否积液的临界动能因子,由此进一步计算出了各区块井的临界流量,并与李闽公式计算的结果和现场实际进行了对比,在此基础上结合实测流压梯度曲线,提出了塔河凝析气井井筒积液的判断标准.关键词动能因子:临界流量:井筒积液中图分类号:TE372文献标识码:A DiagnosingcriteriaofwellboreliquidloadingincondensategaswellofTaheOilfieldLiuZhisenfI(eyLaboratoryofOilandGasDrillingandProductionEngineeringofHubeiProvince,Y angtzeUniver sity,Jingzhou434023,China)Owingtothespecialfluidprope~y,theretrogradecondensationandgas-liquidseparationofcondensate gasreservoiroftencausethewellboreliquidloading,whichseriouslyaffectstheproductioncapacityofgaswel1.Thispaper worksoutthecritical kineticenergyfactortojudgetheliquidloadingofcondensategaswellbyusingtheproductionperforman cechangeincondensategaswellofTaheOilfield,findingoutthecriticalflowineachblockcomparedwiththeresultsofLiminfor mulacalculationandfieldmeasurement.Basedonthis,thediagnosingcriterionisproposedcombinedwiththeflowingpressuregra dientcurve.Keywords:kineticenergyfactor,criticalflow,wellboreliquidloading.气井在多相流动条件下生产时,存在一个最低携液流速(临界流速),从而可获得井内液体的最低携液产气量(临界流量),若实际产气量低于临界流量,则井筒内液体不能有效排出,造成液体在井底聚积,增大井底回压,降低气井产量.因此,判断井筒是否积液的关键就是临界流速或临界流量.目前常用的临界流量的计算方法主要有[.]:基于液滴模型的Turner公式,GUO公式,Nosseir公式,李闽公式;反映气水两相在油管内流动特征的动能因子等计算方法.李闽公式是对Turner模型_3的一种修正.文中利用实际生产动态数据结合动能因子判断井筒积液状态.并对比了用动能因子计算的临界流量与用李闽公式计算的临界流量.1生产动态资料利用生产动态资料.通过携液能力的变化来评价是否积液.如果产液量维持不变,说明液体基本被携带出来;如果产液量明显下降.说明携液能力下降,井筒出现积液.1.1动能因子动能因子反映气水两相在油管内的流动特征.根据GUOt等的研究结果.积液的主要控制因素是井底条件.因此,用油管鞋处的动能因子作为评价油井携液能力的依据.计算公式如下:F=v:9.3×10-7~,/遐(1)UVps式中:为气体在油管鞋处的流速,m?s～;P为气体折算到油管鞋处的密度,kg?m;Q为产气量,m?d一;y为气体相对密度;T为井下温度,K;p为油管鞋处的流动压力,MPa;D为油管直径,m;为气体在油管鞋处压力,温度条件下的压缩因子.当气井油管内径确定时,地层温度,地层压力在短期变化较小,产水气井自身携液能力主要与产气量和天然气相对密度有关,动能因子主要与产气量,天然气相对密度,流压等参数有关.通过井筒积液前后动能因子的变化可以确定气井携液的临界动能因子,利用I临界动能因子判断气井井筒的积液状态.计算临界流量.1.2生产动态分析中原油田赵先进等把F=8作为是否积液的判断收稿Et期:2008—05—07;改回日期:2009—03—05.作者简介:刘志森,男,1965年生,硕士,副教授,1986年毕业于西南石油学院开发系,现主要从事教学和科研工作.E—mail:****************.第l6卷第3期刘志森:塔河凝析气井井筒积液判断标准2009年5月标准,但该标准是否适用于塔河油田,还需利用实测的数据进行检验.因此,对塔河油田F8的井进行实际生产动态分析,再确定塔河油田的积液判断标准.F8的部分气井数据见表1.表1F一8的气井数据1.2.1DLK2井该井在2007年5月2日前产气量基本不变.产液量也基本不变(见图1),说明5月2日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=10.92,生产特征为不积液.血I{.cL日期图1DLK2井2007年生产曲线g邑螂{L1.2.2DLK5井该井在2007年5月1日前和5月8日后的产气量和产液量都较大,测试时间5月5日的产气量和产液量都较小,产液量随产气量变化明显,说明5月5日的产气量不能把液体全部携带出地面,计算得到7.66,生产特征为积液.1.2.3THN8H井该井在2007年5月10日前后的产气量和产液量变化不明显.说明5月10日的产气量是可以把液体携带出地面的,计算得到F=8.87,生产特征为不积液.通过对比分析3口井的动能因子和生产特征,可取F--8作为塔河凝析气藏井筒积液的判断标准.1.3临界流量根据式(1),可以推导出气井生产携液气量Q为Q,o=1.O75xlO6x器(2)将I临界动能因子F=8代人式(2),得到气井稳定生产临界流量Q为Qmin=8.6×(3)李闽计算临界流量的公式为,,0.25_6.25×104×务[J(4)式中:or为气水(凝析油)界面张力,N?in～;p.为液体密度,g?em;Pg为气体密度,g?cm;为油管截面积,m.分别利用式(3)和式(4)对大涝坝凝析气藏气井稳定生产临界流量进行了计算(见图2).用式(3)得到的临界流量比用李闽公式得到的大10%～20%,与现场用李闽公式计算的结果乘以1.1～1.2的修正系数来确定临界流量方法的结果基本一致.010********OU压力/MPa图2大涝坝气藏1临界流量对比临界流量是气井稳定生产所需要的最小携液气量.因此,可以利用式(3)所计算的I临界流量来判断气井的积液状态,当气井的产气量小于最小携液气量时, 气井处于积液状态.2流压梯度井筒积液后流动压力梯度会明显升高,因此可以通过实测的井筒流动压力梯度来判断是否积液,把流压梯度为0.45MPa?hm作为井筒是否积液的判断标准.如果流压梯度大于该值,则井筒积液.例如,YK13井2007年5月18日测得的井筒最大流压梯度为0.57 MPa?hm～,说明井筒积液.需要说明的是,由于流压梯度只测到油管人口,油管鞋下面还有几百米流体是在套管中流动,流速较低, 是最容易积液的地方.所以,油管中压力梯度小于0.45 MPa?hm～,也不表示井筒中不积液.(下转第92页)5432l一?cⅢ_【),删堰昧磐2009年5月断块油气田第16卷第3期成本定额根据该油藏经营管理单元实际生产经营情况.结合近3a的成本数据确定.税金及附加按现行经济政策和财务制度计提.原油增值税率为17%,城建税为7%,教育费附加为3%;原油资源税为24元?t～,天然气为9元?dam;特别收益金为1073元?t～.折现率按中国石油化工股份有限公司经济可采储量计算细则的规定,取12%.3.3储量价值计算及储量经营水平评价通过编制现金流量表,计算出各年现金流量,在储量经济寿命期内的各年现值之和即为储量的价值.经计算该单元2007年底剩余可采储量价值为5500万元,2008年底为6400万元.2008年与2007年相比,储量增值率为17%,按储量经营水平评价标准,该单元则属较高储量经营管理水平.4应用效果2008年油藏经营管理储量经营水平评价过程中,应用该方法对中原油田54个油(气)藏经营管理单元储量价值进行了评估,并通过储量保值增值率对各单元储量经营水平进行了评价.48个油藏经营管理单元整体价值2008年比2007年增值13.53亿元,增幅为8.8%,考核得分为100分,为较高管理水平.6个气藏经营管理单元整体价值2008年比2007年减值0.08亿元,减幅为2.6%,考核得分是97分,为较高管理水平.油气储量经营整体实现了保值增值.(上接第69页)3结论1)选择井筒积液判断模型和确定积液判断标准都必须与油气田实际生产动态资料相结合.2)通过气井携液能力的变化得到临界动能因子,并进一步求得携液临界流量,与现场生产实践对比,证明求得的携液临界流量是正确的.3)实际确定井筒积液状态时可结合动能因子,携液临界流量和流压梯度来进行判断.塔河凝析气藏的积液判断标准为:F≤8;Q≤Q;流压梯度/>0.45MPa?hm～5结束语通过研究国内外石油储量评估途径及方法.筛选出适合现行管理体制下的石油储量价值评估方法,形成了一套油藏经营管理储量经营水平评价技术.根据现行石油经济政策和财务制度.研制了评估模型.按照中原油田油藏经营管理单元的经营实际,在分析调研的基础上,确定合理的评价参数.对中原油田54个油(气)藏经营管理单元2007年和2008年的储量价值进行评估.对比分析了储量保值增值原因,为评价考核储量经营管理水平提供了量化的依据.有力支持了油藏经营管理水平评价工作的开展.参考文献杨景民,李波.我国油气储量资产化及市场战略研究[R].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组,1999.国家国有资产管理局资产评估中心.资产评估概论[M].2版■京: 经济科学出版社,1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化和勘探项目经济评价方法研究fR].北京:中国石油天然气集团公司软科学课题研究项目组.1995.张今弘,袁致中.石油天然气储量商品化[M].北京:石油工业出版社.1995.李志学.油气储量资产化管理[M].西安:西安地图出版社,2000.谈玉明.中原油田储量资产化研究报告[R].濮阳:中原油田勘探开发科学研究院.2000.贾承造.美国SEC油气储量评估方法[M].北京:石油工业出版社, 20o4.(编辑滕春呜)参考文献[1]靳冰冰,檀朝东,周建华.天然气井积液预测方法的比较分析[J]. 中国石油和化工,2008(22):55—58.[2]李闽,潭光天,郭平.气井携液新观点[J].石油勘探与开发,2001,28 (5):105—106.[3]TurnerRG,HubbardMG,DuklerAE.Analysisandprediction ofminimumflowrateforthecontinuousremovalofliquidsfromgaswells[J].JPr,1969,21(9):1475-1481.[4]GuoB,GhalamborA,XuC.Asystematicapproachtopredict liquidloadingingaswells[A].SPE94081,2005:17—19.[5]赵先进,姜青梅.用动能因子确定产水气井合理工作制度[J].断块油气田,1996,3(4):64—67.(编辑孙薇)…川。
《油层物理》名词及解释1、《《油层物理油层物理》》名词解释名词解释岩石物理性质岩石物理性质petrophysicalproperties指岩石的力学、热学、电学、声学、放射学等各种参数和物理量，在力学特性上包括渗流特性、机械特性〔硬度、弹性、压缩和拉伸性、可钻性、剪切性、塑性等〕。
流体物理性质流体物理性质fluidproperties油层流体是指油层中储集的油、气、水，它们的物理性质主要包括各种特性参数、相态特征、体积特征、流淌特征、互相之间的作用特征及驱替特征等。
水基泥浆取心水基泥浆取心water-basemudcoring水基泥浆钻井时所进行的取心作业。
油基泥浆取心油基泥浆取心oil-basemudcoring油基泥浆钻井时所进行的取心作业；它保证所取岩心不受2、外来水侵扰，通常在需要测取油层初始油〔水〕饱和度时选用。
岩心岩心core利用钻井取心工具获取的地下或地面岩层的岩石。
岩样岩样coresample从岩心上钻取的供分析化验、试验讨论用的小样〔一般长2.5cm～10.0cm、直径2.5cm～3.8cm〕。
井壁取心井壁取心sidewallcoring用井壁取心器从井壁获取地层岩石的取心方法。
岩心收获率岩心收获率corerecovery指取出岩心的长度与取心时钻井进尺之比，以百分数表示。
密闭取心密闭取心sealingcoredrilling 用密闭技术，使取出的岩心保持地层条件下流体饱和状态的取心方法。
保压取心保压取心pressurecoring用特别取心工艺和器具，使取出的岩心能保持地层压力的取心3、方法。
定向取心定向取心orientationalcoring能知道所取岩心在地层中所处方位的取心方法。
冷冻取心冷冻取心freezingcore 用冷冻来防止岩石中流体损失和胶结疏松砂岩岩心破裂的岩心爱护方法。
常规岩心分析常规岩心分析routinecoreanalysis常规岩心分析分为部分分析和全分析。
凝析气藏物化性质以凝析气藏(NGL)作为物质形态变化的重要目标，一直是石油天然气行业的重要研究课题。
NGL在石油天然气行业中具有重要的价值，从而引起了国内外学者长期致力于研究NGL性质及其生产过程方面的数量和质量改变的兴趣。
近年来，随着新兴市场的出现，石油天然气行业的竞争也在不断加剧，NGL的性能和应用性也受到了关注。
因此，有关NGL的性质和特性的研究具有重要的理论意义和应用价值，也为实际生产提供了重要的技术支持。
NGL是指正常气体，如氢、氦、氩、氧和氮等，在高温、高压环境下会因化学反应而发生变化，而凝析出有机分子，如异戊烷、正戊烷、丁烷、异丁烷、乙烯、苯、甲苯、乙炔和氯仿等。
NGL是由烃类和非烃类有机物组成的混合物，它们都具有一定的饱和度，可以在不同的温度下转化为液态或气态。
NGL的性质比较复杂，因此，常常依靠理论研究和实验研究的方法来解释它的性质。
从物理性质上来讲，NGL具有非常明显的温度特性，它和石油、液体天然气以及正常气体一样受温度影响，而温度升高时其物化性质也会发生相应的变化。
NGL的温度特性最明显的表现是它的沸点随温度的升高而增加，并构成一条曲线，这条曲线的斜率反映了NGL的密度。
此外，NGL的黏度也会随温度的变化而变化，即当温度升高时，NGL的黏度也会随之升高。
随着温度的变化，NGL的粘度可以表示为一个等比函数，即黏度增加的幅度与温度的幅度是相等的，并且在某一温度时粘度不会发生变化。
另外，NGL中也含有一些凝析添加剂，如烷烃、无定形芳烃等，这些添加剂有助于NGL的凝析反应，使其保持清洁性及松散状态，便于其在给定条件下物化。
此外，NGL在运输、储存和使用过程中，经常会受到高压、高温、湿度等外界环境因素的影响，这会使NGL的性质发生变化，影响其物化的过程。
此外，NGL的结晶特性也是NGL物化性质的重要组成部分。
通常情况下，NGL的结晶特性会随着给定的温度而发生变化，温度越低，NGL的结晶特性越明显。
不同凝析气井米无阻流量预测方法张安刚;范子菲;宋珩;吴学林【摘要】凝析气藏开发过程中,气井的绝对无阻流量会随着地层压力的降低而降低.当地层压力降至露点压力以下时,凝析气体的组成将会发生变化,不仅导致凝析气的黏度、密度和偏差系数发生变化,同时凝析油的析出也会降低储层的气相渗透率.考虑凝析气藏的相态变化对凝析气高压物性、气相相对渗透率的影响,以及不同气井间产气厚度、井点渗透率、泄气半径等参数的差异性,基于二项式气井产能方程的系数变化,建立了不同凝析气井在不同地层压力下的米无阻流量预测方法.应用实例表明,与不考虑相态变化影响的预测方法对比,该方法得到的米无阻流量更接近实际产能试井结果;而且考虑相态变化影响时得到的不同地层压力下的气井米无阻流量偏低.同时绘制出了不同渗透率条件下气井米无阻流量与地层压力的关系图版.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)035【总页数】4页(P202-205)【关键词】凝析气藏;地层压力;米无阻力量;高压物性;气相相对渗透率【作者】张安刚;范子菲;宋珩;吴学林【作者单位】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;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE329产能评价是气井工作制度制定、未来生产动态预测的重要依据。
目前关于不同地层压力下气井绝对无阻流量的确定，主要有两种方法：①重复产能试井法，缺点是开发及测试成本增加；②二项式产能方程预测法[1—3]，主要是通过考虑地层压力变化对气体黏度、偏差系数、相对密度等方面的影响，通过二项式产能方程的系数变化推导出不同地层压力下的气井无阻流量，但是该方法主要是针对同一口气井，未涉及不同气井间不同地层压力下的产能预测。
为此，基于气井二项式产能方程，考虑凝析气藏地层压力变化对凝析气高压物性、气相相对渗透率的影响，以及不同气井之间的产气厚度、井点渗透率、泄气半径、表皮因子的差异性，建立了不同凝析气井在不同地层压力下的米无阻流量预测方法。
天然气的分类依据不同的原则，有三种天然气的分类方式：1、按矿藏特点分类按矿藏特点的不同可将天然气分为气井气（gas well gas）、凝析井气（condensate gas）和油田气（oil field gas）。
前两者合称非伴生气（unassociated gas）后者也称为油田伴生气（associated gas）。
气井气：即纯气田天然气，气藏中的天然气以气相存在，通过气井开采出来，其中甲烷含量高。
凝析井气：即凝析气田天然气，气藏中以气体状态存在，是具有高含量可回收烃液的气田气，其凝析液主要为凝析油，其次可能还有部分被凝析的水，这类气田的井口流出物除含有甲烷、乙烷外，还含有一定量的丙烷、丁烷及C5+以上的烃类。
油田气：即油田伴生气，它是伴随原油共生，是在油藏中与原油呈相平衡接触的气体，包括游离气（气层气）和溶解在原油中的溶解气，从组成上亦认为属于湿气。
在油井开采情况中，借助气层气来保持井压，而溶解气则伴随原油采出。
油田气采出的特点是：组成和气油比（gas-oil ratio，GOR，一般为20～500m3气/t原油）因产层和开采条件不同而异，不能人为地控制，一般富含丁烷以上组分。
当油田气随原油一起被开采到地面后，由于油气分离条件（温度和压力）和分离方式（一级或二级）不同，以及受气液平衡规律的限制，气相中除含有甲烷、乙烷、丙烷、丁烷外，还含有戊烷、己烷，甚至C9、C10组分。
液相中除含有重烃外，仍含有一定量的丁烷、丙烷，甚至甲烷。
与此同时，为了降低原油的饱和蒸气压，防止原油在储运过程中的挥发耗损，油田上往往采用各种原油稳定工艺回收原油中C1～C5组分，回收回来的气体，称为原油稳定气，简称原稳气。
2、按天然气的烃类组成分类按天然气的烃类组成（即按天然气中液烃含量）的多少来分类，可分为干气、湿气或贫气、富气。
（1）C5界定法—干、湿气的划分。
根据天然气中C5以上的烃液含量的多少，用C5界定法划分为干气（dry gas）和湿气（wet gas）。
