凝析气井动态优化配产研究

凝析气井产能试井解释中的阻塞表皮系数校正法研究熊钰;孙安培;张雅玲;阳建平;肖缇【摘要】在循环注气凝析气井产能试井过程中,常会发生反凝析现象,导致凝析油在井底造成阻塞.在气井产能测试时,主要表现出常规二项式产能测试曲线为负斜率.为准确进行产能测试,将阻塞表皮系数理论与常规二项式产能方程理论相结合,获得了考虑阻塞效应前提下,相对准确的凝析气井产能试井方法.实测分析表明:该方法在产量校正基础上,可有效解决循环凝析气井产能试井曲线斜率为负的问题,并能正确获得气井产能.%Retrograde condensate phenomenon often occurs during deliverability tests in gas condensate wells with cyclic gas injection , causing blocking at bottom hole by condensate oil, which is reflected as negative slope on conventional binomial deliverability test curve. The theory of blocking skin factor was integrated with conventional binomial deliverability equation to obtain a more accurate method of gas condensate well deliverability test under the premise of considering blocking effect. Measurement analysis indicates that this method can effectively solve the problem of negative slope on deliverability test curve and accurately predict condensate gas well deliverability on the basis of production calibration.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2012(019)004【总页数】3页(P81-83)【关键词】凝析气;产量校正;产能试井;反凝析现象;阻塞表皮系数;凝析油阻塞【作者】熊钰;孙安培;张雅玲;阳建平;肖缇【作者单位】西南石油大学,四川成都610500;西南石油大学,四川成都610500;中油长庆油田分公司,陕西西安710021;中油塔里木油气田分公司,新疆库尔勒841000;西南石油大学,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE373;TE319反凝析现象是凝析气藏开发过程中常见的现象。

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。

气井的动态分析综述摘要：随着天然气的不断开采，地层压力的下降，使得开采难度愈来愈大。

因此，国内外的许多专家都在气井的生产方面做了大量的研究，并提出一系列计算产能的公式，其经过不断地改进，气井产能公式不断接近于油田生产实际。

从国内外专家学者研究气井产油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏的产能指数以及GOR和WOR等油气井生产数据综述了国内外气井产能公式的研究进展，并针对产能公式的不足之处指出了下步的研究方向。

关键词：天然气；气井；动态；生产；公式1.气井生产动态分析的基本内容1.1气井生产动态分析的简介气井生产动态主要是指油气从油藏流到井底的动态，油藏动态分析的主要任务就是较准确地油气从油藏流到井底的流量。

气井生产动态分析的主要任务是依据单井试井测试资料作出油气井产能曲线，然后确定出油气井产油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏的产能指数数据以及GOR和WOR等油气井生产数据；除了分析得到油气井的产能数据外，还必须分析研究油气井试采过程中油气产量和地层压力的递减情况以及含水上升情况，并以此为基础预测油气生产动态、研究确定相应的开发措施。

1.2注水状况分析分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施；分析分层配水的合理性，不断提高分层注水合格率；搞清见水层位、来水方向，分析注水见效情况，不断改善注水效果。

1.3油层压力状况分析分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响；分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高的水平上；搞清各类油层压力水平，减少层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。

1.4含水率变化分析分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提出控制含水上升的有效措施；分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。

分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水推进对含水上升的影响，提出解决办法。

边底水凝析气藏转建储气库运行规律及方案设计研究1. 方案目标边底水凝析气藏转建储气库的目标是将现有的边底水凝析气藏改造成储气库，实现气体的储存和供应。

具体目标包括： 1. 提高天然气的储存能力和供应稳定性； 2. 降低天然气储存和供应的成本； 3. 提高储气库的安全性和环境友好性； 4. 实现储气库的可持续发展。

2. 实施步骤2.1 资源评估和可行性研究首先需要对边底水凝析气藏进行资源评估和可行性研究，确定其作为储气库的适用性和潜力。

评估内容包括： 1. 气藏储气能力评估：通过地质勘探和数据分析，评估边底水凝析气藏的储气能力，包括可储存的天然气量、储气效率等指标； 2. 储气库可行性研究：考虑边底水凝析气藏的地质条件、水文地质特征、地质构造等因素，进行储气库可行性分析，评估其建设和运营的可行性。

2.2 设计方案制定根据资源评估和可行性研究结果，制定边底水凝析气藏转建储气库的设计方案。

设计方案应包括以下内容： 1. 储气库布局设计：确定储气库的位置、规模和布局，考虑地质条件、运输通道、供应网络等因素； 2. 储气库建设方案：制定储气库的建设方案，包括基础设施建设、安全设备配置、管道系统设计等； 3. 储气库运营方案：制定储气库的运营方案，包括储气和供气的周期、储气调度策略、供气能力等。

2.3 储气库建设和改造根据设计方案，进行储气库的建设和边底水凝析气藏的改造。

具体步骤包括： 1. 储气库基础设施建设：包括储气井的钻探和完井、储气库的地下设施建设、管道系统的铺设等； 2. 安全设备配置：根据设计方案，配置储气库所需的安全设备，包括监测系统、报警系统、防火系统等； 3. 边底水凝析气藏改造：对现有的边底水凝析气藏进行改造，使其符合储气库的要求。

2.4 运行规律制定制定储气库的运行规律，确保储气和供气的稳定性和高效性。

运行规律应包括以下内容： 1. 储气调度策略：根据天然气市场需求和供应能力，制定储气的调度策略，确保储气库的储气量和供气能力的平衡； 2. 储气和供气周期：确定储气和供气的周期，根据市场需求和天然气供应情况进行调整； 3. 运行管理机制：建立储气库的运行管理机制，包括储气库的日常运行管理、安全管理、环境保护等。