凝析气藏动态预测

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第四章气藏动态分析-1详解

CQUST 概述
气井动态分析是气藏动态分析基础，主要内容： 1.收集每一口井的全部地质和技术资料，编制气井井史并绘制采气曲线； 2.已经取得的地震、测井、岩心、试油及物性等资料是气藏动态分析的重要依据，这些资料需在气井上取得综合认识的基础上完成； 3.分析气井油、气、水产量与地层压力、生产压差之间的关系，找出它们之间的内在联系和规律，并推断气藏内部的变化； 4.通过气井生产动态状况和试井资料推断井周围储层地质情况，并综合静态资料分析整个气藏地质情况，判断气藏边界和驱动类型； 5.分析气井产能和生产情况，建立气井生产方程式，评价气井和气藏生产能力；
6.提供气藏动态分析工作所需的各项资料，包括地层压力、地层温度及流体性质变化等。
二、气藏驱动方式的类型
油、气藏的驱动方式反应了促使油、气由地层流向井底的主要地层能量形式。
CQUST 概述
地层能量主要有：
1）在重力场中液体的势能； 2）液体形变的势能； 3）地层岩石变形的势能； 4）自由气的势能； 5）溶解气的势能。 1.气压驱动特点：在气藏开发过程中，没有边、底水，或边、底水不运动，或水的运动速度大大跟不上气体运动速度，此时，驱气的主要动力是气体本身的压能，气藏的储气孔隙体积保持不变，地层压力系数P/Z与累积采气量Gp呈线性关系。图（6－7） 2.弹性水驱特点：由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响就大，气藏的储气孔隙体积要缩小，地层压力下降要比气驱缓慢。这种驱动方式称弹性水驱，供水区面积愈大，压力较高的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 3.刚性水驱特点：侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压力能保持在原始水平上，这种驱动方式称刚性水驱。
CQUST
采

凝析气藏开发技术现状及问题

凝析气藏开发技术发展现实状况及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发关键研究室）凝析气田在世界气田开发中占有特殊关键地位, 据不完全统计, 地质储量超出1万亿方巨型气田中凝析气田占68%, 储量超出1千亿方大型气田中则占56%, 世上富含凝析气田国家为前苏联、美国和加拿大, 她们有丰富开发凝析气田经验, 早在30年代, 美国已经开始回注干气保持压力开发凝析气田, 80年代又发展注N2技术, 前苏联关键采取衰竭式开发方法, 采取多种屏降注水方法开发凝析气顶油藏。

70年代已开始注气, 现在在北海地域, 也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田。

在中国这类气田已遍布, 在新疆各油区更展示了美好前景。

依据第二次油气资源评价结果, 中国气层气关键分布在陆上中、西部地域, 以及近海海域南海和东海, 资源总量为38×1012m3, 勘明储量2.06×1012m3, 可采储量1.3×1012m3, 其中凝析油地质储量11226.3×104t, 采收率按36%计算, 凝析油可采储量4082×104t, 而且关键分布在中国石油股份企业。

伴随勘探程度向深部发展, 越来越多凝析气田相继发觉, 研究和发展相关开发技术相关键实际意义和应用前景。

一、凝析气田开发方面已成熟技术和问题关键有:1、油气藏流体相态理论和试验评价技术（1）经过“七五”到“九五”研究, 已基础形成配样分析和模拟技术, 如凝析气藏取样配样及PVT分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准; 但对饱和凝析气藏取样仍不能很好地取得有代表性流体样品。

（2）近临界态流本相态研究已得到发展, 临界点测试已取得成功, 对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新认识; 在采取计算方法确定临界点上还有难度。

（3）高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中固相沉积得到研究, 并建立了对应测试方法和模拟评价技术; 但因为凝析油组份复杂性, 现在模拟理论模型只能达成拟合而估计可靠性差。

凝析气藏生产气油比混沌时间序列预测方法

收稿日期：０００ — ０２１— ５２
假设系统包含吸引－Ａ∈Ｆ。拓扑等价意义下ｉｆ在
通过相空间重构可以恢复吸引子Ａ的动力作用。对
时间序列｛）进行相空间重构后得到相空间表
达式为：
Ｘ＝（，，＋，，，，ｒ２ … 卜）ｐ１）（）２
・
１・９
焦玉卫，李保柱，李勇，张学磊，伟：析气藏生产气油比混沌时间序列预测方法谢凝
式中：一最小嵌入维数；一时间延迟；为原始轨ｍ迹一对一的映射。
间厂上的映射，不连续的时间点，对系统轨迹可以用
Ｄ维空间来描述，厂一厂：如＋Ｆ（ｊ１＝（）１
法，中较常用的为混沌理论『。据Ｔｋｎ定理，其３根１ａｅｓ
某一时间序列可以看作是动态系统在一维空间的映射。系统真实机理未知，可以通过相空间重该但
要¨ ｌ统的数值模拟方法综合考虑了储层地质、。传流体特征及各项开发动态，够较准确的模拟、能预测气油比的变化趋势，同时这项工作相对繁杂，工作量较大。因此，构建一个相对简单、并且有较高精度的预
测模型就非常必要。为此，文应用混沌时间序列本方法构建预测模型，对实际凝析气藏的生产气油比变化规律进行预测。
化都是由与之相互作用的其他分量所决定。长度为

【国家自然科学基金】_凝析气藏_基金支持热词逐年推荐_【万方软件创新助手】_20140729

科研热词凝析气藏物质平衡方程水侵量反凝析轮南低凸起水驱气态水吉拉克地区三叠系高温高压非平衡效应非平衡压降阳离子交换容量致密膨胀分散性能相态深层油气深层流体相态油气相态气润湿性残余油层技术对策异常高压定量颗粒荧光塔深1井塔中地区可动用性古油层泄漏古油层凝析气充注历史产液特征 zeta电位 pvtsim
推荐指数 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2011年序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52
推荐指数 7 3 3 3 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2014年序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
2014年科研热词量子化学气润湿性吸附势阱石油地质环境敏感区物质平衡方程烃类检测温米油田污染物分析水侵柯克亚凝析气藏构造演化异常高压废钻井液废物处理地震属性地质储量固体表面吸附反凝析卡拉塔尔组凝析气藏储层岩石从头计算法 ch4 推荐指数 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
53

裂缝型凝析气藏的动态储量和水侵量计算研究

底而被采出；气藏同时考虑基质和裂缝双重介 ⑤ 质．基质和裂缝中的束缚水饱和度、压缩系数不同。
１２方程的建立．
依据烃孔隙体积平衡原则，可建立物质平衡方
程［－］１ｌ：ｏ１Ｇｐｆ＋Ｇｍｌ＝ＧＰｔｐ（）１
由于裂缝系统压力的降低，缝中因流体膨胀、裂
裂缝压缩、藏外部水体水侵等因素的影响而导致气的凝析气产出量为
｛裂缝系统凝析气产量）｛：裂缝系统凝析气膨胀量（为）＋裂缝系统束缚水的膨胀和岩石压缩引起的含气记）｛
第２４卷第１期
２２牟２月０１
岩
性
油气
藏
Ｖｏ．４Ｎｏ１１２．Ｆｂ．０１ｅ２２
ＬＩＴＨ０Ｌ０ＧＩＣＲＥＳＥＲＶＯＩＲＳ
文章编号：６３８２（０２０一１７０１７ — ９６２１）１Ｏ１— ４
中图分类号：Ｅ７Ｔ３２文献标志码：Ａ
０引言
对于边、水活跃的气藏，侵动态研究是预底水测气藏开发动态和核算储量最为基础的工作。水侵量的计算方法有Ｓｈｈｕｓ态模型、ａｖｒｉｇｎｃｉｈｉ稳ｖｎｅｄｅＥｎ
隙介质的视地质储量法和视地层压力法计算气藏的储量．果均偏大。结而考虑双重孔隙介质的新方法能较准确地计算气藏的地质储量和水侵量。

边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型

２．ＣＮＰＣＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＲ＆ＤＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄ。Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２０６，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｄｕｅｔｏｔｈｅｌｉｏｎ—Ｄａｒｃｙｅｆｆｅｃｔｎｅａｒｔｈｅｗｅｌｌｂｏｒｅｉｎｈｉｇｈ—ｒａｔｅｗｅｌｌ，ｔｈｅｗａｔｅｒｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈｔｉｍｅｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｍｏｄｅｌｆｉ）ｒｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｂｙｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｒｅｔｒｏｇｒａｄｅｃｏｎｄｅｎｓａｔｉｏｎｕｓｕａｌｌｙｌｅａｄｓｔＯａｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｄｅｖｉａｔｉ０ｎ．Ｂａｓｅｄｏｎｇａｓ—ｗａｔｅｒｔｗｏ—ｐｈａｓｅｓｅｅｐａｇｅｆｌｏｗｔｈｅｏｒｙ，ｂｏｔｈｔｈｅｇａｓｎｏｎ—Ｄａｒｅｙａｎｄｒｅｔｒｏｇｒａｄｅｃｏｎｄｅｎｓａｔｉｏｎｅｆｆｅｃｔｓａｒｅｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｌｙｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄｔｏｅｓｔａｂｌｉｓｈａｎｅｗｍｏｄｅｌｔｏｐｒｅｄｉｃｔｔｈｅｗａｔｅｒｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈｔｉｍｅｏｆｈｉｇｈ—ｒａｔｅｗｅｌｌｉｎｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｉｔｈｅｄｇｅ—ａｑｕｉｆｅｒ．Ｒｅｓｅａｒｃｈｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｉｔｉｓｎｅｅｅｓｓａ１＇ｙｔｏｃｏｎｓｉｄｅｒｔｈｅｎｏｎ—Ｄａｒｅｙａｎｄ
ＡＮｅｗＭｏｄｅｌｔｏＰｒｅｄｉｃｔｔｈｅＷａｔｅｒＢｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈＴｉｍｅｏｆＨｉｇｈ—ＲａｔｅＷｅｌｌｉｎＣｏｎｄｅｎｓａｔｅＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒｗｉｔｈＥｄｇｅ—Ａｑｕｉｆｅｒ
ＭｉｎｇＲｕｉｑｉｎｇ．－。ＨｅＨｕｉｑｕｎ，ＨｕＱｉａｎｇｆａｔＣａｏＧｕａｎｇｑｉａｎｇ。ＰｕＸｉａｏｌｉ（１．ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３。Ｃｈｉｎａ；

油气井试井及产能测试(凝析气井试井分析与动态预测)

濮城油田.
2. 井别: 滚动开发井. 3. 投产时间:
？.
测试时间：2001.10.11-10.23 测试层位：S3下测试井段：3606.5-3612.6m 有效厚度: 6.1米
稳定产量：Qo=0.5 m3/d ; Qg=1*104m3/d;
稳定时间：tP=360 hrs
孔隙度：10.7%
测井解释渗透率： ? mD
r r
r rw
mt 2kh
(内边界条件) (封闭外边界) (定压外边界) (无穷大地层)
r
0
r re
(re , t ) i
lim (r , t ) i
r
(r,0) i
(初始条件)
k ro ( o Rs og ) Dh k
× Í × (t ¦ D ¹ ¦ D ' · D /C D )
10
1 C D e 2S =10 0.1
1
10 30
( a=250,¦ =2,M=2 ) Ò
0.01 0.1 1 10 100 t D /C D 1000 10000 100000
天然裂缝凝析气藏模型：
1 Df rD rD rD rD Df 2 S e Dm Df CD e 2 S t D C D
1. 压力降落试井分析
凝析气井的渗流微分方程：
P krg 1 kro rk ( o Rs og ) xi g yi ( o Rs og ) So xi g S g yi a S a xai r r o g t r
rDe 1
（连续性条件）（连续性条件）（内边界条件1）（内边界条件2）

巴喀下侏罗凝析气藏试采动态特征分析

２１００年
第２５期
ＳＩＮＥ＆ＴＣＮＬＧＹＩＦＲＣＥＣＥＨＯＯＯＭＡＴＯＮＩＮ
０科教前沿。
科技信息
巴喀下侏罗凝析气藏试采动态特征分析
梁芹（哈油田公司开发部新疆吐
【摘
哈密
８９０３０９）
要】吐哈探明发现的巴喀下侏罗气藏是近几年发现的最大整装气藏，气藏所处的北部山前带柯柯亚构造带是油田近年增储建产的重
点区带，气藏埋藏深、厚度大，析油含量高、露压差小，层为低渗近致密砂岩，井自然产能低，文通过对气藏的试采动态特征进行了分凝地储单本析评价．区块气藏的科学开发提供借鉴作用。该
一
１— ９５井生产八道湾的下气藏，２柯Ｏ井则是上下气藏同采。ｌ６Ｅ气井日产气２．方，累计产气０９２２９万．０３万方；１油４．吨，累计产油３产８４
１３１吨．６万５
【键词】析气藏；井产能；采特征；层改造关凝单试储
１气藏地质及开发概况
显，气藏整体投入开发时应考虑对单井进行分段酸压，获得较高在以
的日产气量。柯１１１— 、９５射孔后只出少量气，１１井酸化后９、９６１— 柯９１１地质简况：巴喀下侏罗凝析气藏位于台北凹陷北部山前带中段产气量由１４ｍ上升到１８５．８８．９ｘＩ４，井口油套压为２８．ａ．４５／ＭＰ，柯柯亚构造带，造整体为近东西向的长轴背斜，四条近东西走向构被实施压裂措施后，日产气量为１．ｘ０／，０３ｌ４ｄ日产油５２ｄ，口油套８ｍ３．８ｄ井的主断层和近南北走向的调节断层复杂化，藏自上而下发育西山窑压上升到１．６ａ气９８ＭＰ。柯１ — ／９６井实施压裂后日产气８ｌ４／，见表ｘＯｍａ（ｄ组、三工河组和八道湾组三套气层，中八道湾组为主力气层，其主要发１，）由上可知，酸化压裂是进行储层改造的必要手段完井后直接射孔育辨装河三角洲前缘的水下分流河道，Ｉ坝微相砂体，体厚度大，河Ｚｌ砂投产达不到工业生产要求，须经过酸化压裂改造，能达到工业产必才横向连续性好，布范围广。本区地层埋藏深度大，实作用强烈，分压储量。层物性差，下侏罗统砂岩孔隙度平均为５９渗透率平均为０１ｍＤ，．％，．９２２单井产能差异大。．般小于０２Ｄ，缝发育，分布不均匀，低渗致密储层。凝析油．ｏｒ裂但为采用一点法和米采气指数法对已投产井的无阻流量和米采气指含量２８３／属于高凝析油含量的凝析油气体系，藏中的边、７．ｍ，ｇ气底数进行计算，算结果是一点法计算巴喀下侏罗气藏压裂后的无阻流计水能量较弱。在地层条件下（力３．５ａ温度９．℃）压８７ＭＰ，４８地层流体的量为２１１￣０ｍ／间．均为７４１４／。采气指数为００２～．－２１３ｄ之平．０ｍ３米ｘｄ．１０偏差因子为１２。地层温度下的露点压力３．ＭＰ．与地层压力．４０８０ａ００４￣０ｍ３・ａｉ．均为００２ｘＯｍ／ＭＰ・ｆ从计算结果．２８１４／ＭＰ・平ｄｎ．１６ｌ４３ｄ・ａｎ．１３．５ａ相比，８７ＭＰ地露压差较小（０７ＭＰ）地层力系数为１１为正．５ａ。．３，可以看出．巴喀下侏罗气藏的无阻流量和米采气指数均较低．总体但常压力系统。地温梯度为２３￣／０ｍ，正常温度系统。．Ｃ１０为３上是上气藏好于下气藏．１好于柯２柯９块０块。且生产上气藏的柯１９１．开采简况：２０２自０８年６月２日柯１０９井投产以来，藏相继投气和１— ９６的无阻流量大于生产下气藏的柯１１和柯ｌ— ９９５井。（表２见）产了柯２、１１柯１— 柯１ — Ｏ柯９、９６、９５等５口井，藏开发采用上下两气表２巴喀下侏罗已投产井测试产能数据表套层系，其中柯１柯１— ９与９６井生产八道湾的上气藏，柯１１、９井柯

不同凝析气井米无阻流量预测方法

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。

凝析气藏数值

凝析气藏数值
模拟结果
气藏数值模拟是数值地质学中的一个重要分支，是一种模拟和预测气
藏的动态状况的有效手段，可以快速准确的预测分析表明气藏的油气开发
建议。

数值模拟的结果可以为气藏的开发提供可靠的数据支持，为油藏开
发提供有效的科学决策指导。

气藏数值模拟的结果可以用来评估油气藏的压力状态，进而决定油气
藏的开采技术。

模拟结果可以用来估算气藏的产能、调剖因子、积聚效应
等经济指标，便于科学的选择和优化油藏开采的技术方案。

此外，气藏数
值模拟可以有效地评估开发技术的复杂性，以便做出正确的开发决策。

在油气藏储量评价和资源开发规划过程中，气藏数值模拟可以快速准
确地预测油气藏地质参数，从而使储量评价和资源开发规划变得精确可靠。

气藏数值模拟也可以及时评估新技术对油藏开发影响，从而做出科学合理
的决策。

HCZ预测模型法在凝析气藏可采储量中的应用分析

HCZ预测模型法在凝析气藏可采储量中的应用分析王宏玉;黄炳光;刘振平;王怒涛【摘要】介绍了3种对凝析气藏具有较好适用性的预测模型及其求解模型常数的方法.初次将胡-陈-张(HCZ)模型应用到凝析气藏中,采用线性试差法分别对其天然气和凝析油的可采储量进行拟合取值,还对凝析气藏的累积产量进行了有效预测.并将胡-陈-张(HCZ)预测模型与哈伯特(Hubbert)模型和胡-陈(HC)模型进行了实例对比分析.结果表明:胡-陈-张预测模型与哈伯特模型更适用于凝析气藏,胡-陈预测模型不适用于凝析气藏的全程预测和可采储量的计算.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2014(033)009【总页数】5页(P34-37,50)【关键词】凝析气藏;可采储量;胡-陈-张模型;哈伯特模型;胡-陈模型【作者】王宏玉;黄炳光;刘振平;王怒涛【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE328当油气田投入开发之后，获取其生产数据资料，即可利用预测模型法，对油气田的产量和可采储量进行有效预测。

预测模型法通常广泛地应用于常规油气藏产量和可采储量的计算[1]。

常用预测模型有广义翁氏模型、胡-陈（HC）模型、胡-陈-张（HCZ）模型、哈伯特（Hubbert）模型、威布尔（Weibull）模型等。

虽然凝析气藏开采过程中，当地层压力低于露点压力后，会造成凝析油的析出，使得凝析气产量，尤其是凝析油产量的变化非常复杂。

但总的来说，凝析气藏的开发过程，符合预测模型的基础理论，其天然气和凝析油产量随时间的变化而变化，存在先成长、然后衰老和枯竭的过程。

因此近几年，预测模型法已经开始应用于凝析气藏中[2-4]。

凝析气藏反凝析伤害评价及解除方法案例

一、背景介绍凝析气藏是一种特殊的天然气储层类型，是指在一定的温度和压力条件下，天然气中的一部分水汽随着天然气分离出来，形成水相和气相共存的储层。

凝析气藏由于其特殊的地质构造和气体特性，开发过程中容易产生凝析现象。

二、凝析气藏反凝析伤害评价1. 形成原因由于凝析气藏中的天然气在采出过程中由于压力的减小和温度的降低，使得原来溶解在天然气中的液态成分开始逸出，逸出的液态成分在管道中会逐渐凝析形成水相。

2. 伤害评价凝析现象的发生会导致管道内液态水的积聚，增加了管道内的流体阻力，降低了输送效率，并且在特殊情况下会导致管道的堵塞，严重影响产气系统的正常运行。

凝析现象还会损坏管道和设备，增加了维护成本，降低了设备的使用寿命。

3. 解除方法a. 增加输送温度和压力，减少凝析发生的可能性；b. 通过化学方法改变液态成分的性质，减小凝析点，避免液态成分的凝析；c. 采用隔离和分离设备，及时将液态水与气态分离，避免凝析现象的产生。

三、凝析气藏反凝析伤害解除方法案例1. 某油田凝析气藏开发中出现了严重的凝析现象，导致气体输送量锐减，管道出现堵塞现象。

经过调查发现，主要是因为管道温度过低和气体压力不足导致了凝析现象的发生。

2. 针对该情况，油田采取了以下措施：a. 对管道进行加热处理，增加管道的温度，减少凝析现象的发生；b. 调整生产工艺，增加天然气的压力，防止凝析现象的发生；c. 对已经凝析的水相进行隔离和分离处理，恢复管道的正常运行。

3. 经过以上措施的实施，油田成功解除了凝析现象的伤害，恢复了正常的气体输送量，有效提高了气田的产能和效益。

四、结论凝析气藏反凝析伤害评价和解除方法是凝析气藏开发过程中十分重要的环节，对于避免或解除凝析现象的伤害，保障气田的正常运行和产量稳定具有重要意义。

在实际操作中，针对不同的情况，需要采取相应的措施，及时有效地解除凝析伤害，确保气田的稳定运行和高效开发。

五、凝析气藏反凝析伤害预防措施1. 持续监测和控制气体温度和压力，以确保在允许范围内；2. 定期对管道进行检修和保养，防止管道温度过低和气体压力不足；3. 建立完善的生产工艺管理制度，对凝析现象进行及时预警和处理；4. 采用先进的化学处理技术，调整液态成分的性质，提高凝析点，减小凝析现象的发生。

应用物质平衡和PVT数据预测凝析气藏动态的实例研究

摘要伊朗ＣＡＲＢＯＮＡＴＥ油田Ｓｒａａｖｋ
述方法是不合适的。为了使该方法也适用于Ｓｒａａｖｋ储层，技术人员使用了ＰＶＴ数据分析结果，主要是等容衰竭实
验（ＶＤ）的结果。这些实验数据通过ＷｉｐｏＣｎｒｐ
５８×１ｍ。天然气后达到露点。预测了累．０积产出１７× １ｍ。天然气后的目前储层压０
力为４．０１ＭＰａ通过ＬＦ与Ｇ。Ｇ的关系。Ｒ／
２储层描述
２１钻井．通过５号探井的钻探发现了油田的油气潜力，这口井在Ａｓｒ地层上部完井。第二口井为８号ｍａｉ井，钻入Ｓｒａａｖｋ储层，并在Ｓｒａａｖｋ地层完井。这
压缩因子即可。确定了露点时的气体压缩因
子为１２３３．４，在此基础上，计算了低于露
点压力时不同压力下的气液两相压缩因子。
累积产气量百分比（。Ｇ）Ｇ／。利用由体积计算得到的天然气原始地质储量（Ｉ）得到ＰｚＧＩＰ／与Ｇ的关系曲线；在此基础上，根据已知的累积产气量Ｇ确定地层压力。此外，储层流体的沉淀可以通。
口井１９９３年开始投产，平均产凝析油５９ｔｄ第０／。
曲线，确定了储层反凝析液的总沉淀量为

气藏动态分析

表3-1 气藏动态分析内容、目的和手段（续上表）
编号
分析项目
分析内容
分析目的
主要分析手段
1.工程测井 2.试井分析 3.井口带出物分析
7
钻井，完井与采气工艺措施效果分析
1.钻井井斜、井眼变化，井底污染状况 2.完井方式、射孔完善程度 3.产液、带液能力与管柱摩阻损失 4.井下油套管破裂、井壁垮塌与产层掩埋情况 5.修井、增压、气举、机抽、泡排、水力、喷射泵、气流喷射泵等工艺措施效果
整及挖潜方案。
一、气藏动态分析的主要内容
气藏动态分析技术是提供气藏开发全过程动态信息技术，目前国内外主要应用地震、地球物理测井、地球化学、气水动力学和气藏数值模拟等技术来分析气藏生产动态，并由点（气井）的监测、分析发展到整个气田乃至成组气田开发过程实施全面监测和分析。参照集团公司气藏动态分析工作规范（草稿），归纳于下表。
1.为修井作业提供依据 2.为增产、提高采收率，采取适当的工艺措施提供依据
二、气藏动态分析的主要技术
1、地震技术
1）三维地震该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩性变化、断层位置和裂缝带等。 2）垂直地震剖面该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压层，为平衡钻井提供依据。
3）利用非烃组分浓度分布规律监测气水界面
含气层中H2S浓度的分布可定量地确定气藏面
积上产能大小及分布范围。H2S浓度越高，单位地
层储气能力越低，反之，孔隙中烃含量越高。CO2
和H2S的浓度分布规律相同。含N2量最高的地区，
含H2S量最低。大部含气层系中H2S含量随深度增
加而增加，气液接触带附近H2S浓度急剧增加。

一种计算水驱凝析气藏动态储量的方法

［３王军，维成，广林．文明寨极复杂断块油３谷杨田开发地质的主要做法及效果［］Ｊ．国外油田
工程２０，１９：３４．０５２（）４～４
于在以下四种不同驱动力作用下所占有的体积量。第一种驱动力为气藏内天然气的膨胀。在ｔ时间内，地下天然气的累积膨胀体积为
维普资讯
２０年第５０７期
内蒙古石油化工
３７０
一
种计算水驱凝析气藏动态储量的方法
梁涛，郭肖
（南石油大学，川西四Ｉ成都６００）１５０
摘要：算动态储量是气藏生产管理工作的一项基本内容，计即时快速地计算出气藏的动态储量，有助于气藏开发规划和计算水侵量等工作。如何尽量准确地推测气藏动态储量，为重要问题。推导成从物质平衡方程着手，到最优化目标函数，得在确定初值的基础上利用最小二乘法计算，通过笔者自行编
（ｓａｃｎｔｔｔｆＰｅｒｌｕＥｘｌｒｔｎａｄＤｅｅｏｍｅｔ，ＺｏｇｕｎＯｉＦｅｄＢａｃｍｐｎ）ＲｅｅｒｈＩｓｉｕｅｏｔｏｅｍｐｏａｉｎｖｌｐｎｏｈｎｙａｌｉｌｒｎｈＣｏａｙＡｂｔａｔＩｒｖｏｓｐｐｒｍａｎｅｈｓｓｗａａｄｏｈｈｏｅｉｓａｏｔｔｅｎｔｒｌｅｌｅｔｄｅｓｒｃ：ｎｐｅｉｕａｅ，ｉｍｐａｉｓｌｉｎｔｅｔｅｒｔｃｂｕｈａｕａｃｉ，ｉｏｓｄｎ

近临界凝析气藏动态相态行为

２０１４年２月
大庆石油地质与开发
ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＯｉｌｉｅｆｌｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＤａｑｉｎｇ
Ｆｅｂ．，２０１４
第３３卷第１期
ｐｅｒｉｍｅｎｔｉｓｃｏｎｄｕｃｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅｈｅｌｐｏｆｌｉｖｅ — ｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇａｎｄｖｉｄｅｏ — ｒｅｃｏｒｄｉｎｇＤＢＲ— ＰＶＴａｐｐａｒａｔｕｓ，ｔｈｕｓｔｈｅｂａｓｉｃｄａｔａｆｏｒｔｈｅｓｔｕｄｉｅｓｏｆｔｈｅｐｈａｓｅｃｈａｒａｃｔｅｉｓｒｔｉｃｓｏｆｔｈｅｎｅａｒ－－ｃｉｔｒｉｃａｌｃｏｍｐｌｅｘｌｕｆｉｄｓａｎｄｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃｍｏｄｅｌｃａｎｂｅｐｒｏ－・ｖｉｄｅｄ．Ｚ— ｆａｃｔｏｓｒａｔｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｓａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅｓ，ｒｅｔｒｏｇｒａｄｅｃｏｎｄｅｎｓｅｄｌｉｑｕｉｄｙｉｅｌｄａｎｄｔｈｅｉｎｔｅｒｖａｌｏｆｔｈｅ
图变化。
关
键
词：近临界；凝析气藏；动态；相态行为；Ｐ — Ｔ相图；无汞ＰＶＴ仪；ＣＭＧ相态模拟

凝析气藏的开发机理ppt课件

凝析气藏的特性包括地层压力高、气藏压力系数低、气藏温度低、气油比高、采收率高等。
凝析气藏开发的重要性
凝析气藏是我国重要的天然气资源，其开发对于保障国家能源安全、促进经济发展和改善环境质量具有重要意义。
随着国内能源需求的不断增长，凝析气藏的开发对于优化能源结构、提高清洁能源比重、降低对传统化石能源的依赖具有重要作用。
凝析气藏的开发机理
• 引言 • 凝析气藏的形成与分布 • 凝析气藏的开发机理 • 开发策略与技术应用 • 实例分析 • 未来研究方向与展望
01
引言
凝析气藏的定义与特性
凝析气藏是一种特殊类型的天然气藏，主要特征是地层压力随着气藏的开采而逐渐降低，导致气藏中的天然气从液态逐渐析出，形成凝析油和干气。
要方向，包括提高天然气净化处理效率、降低温室气体排放等方面。
03
水平井和多分支井技术
水平井和多分支井技术是提高凝析气藏采收率的有效手段，研究水平井
和多分支井的设计与优化技术，提高开发效果。
对未来研究的建议和展望
加强基础理论研究
01
深入开展凝析气藏开发机理的基础理论研究，为实际开发提供
理论支撑。
加强技术创新研究
热力学特性
凝析气藏的热力学特性包括温度、压力、组分和相态等，这些特性对开发效果和采收率有重要影响。
渗流规律与动态分析
渗流规律
凝析气藏在开发过程中的渗流规律与常规气藏有所不同，需要考虑相变对渗流的影响，如气液两相的相对渗透率变化等。
动态分析
对凝析气藏进行动态分析是开发过程中的重要环节，包括产能分析、采收率评估和生产动态预测等，有助于优化开发方案和提高采收率。
02
凝析气藏的形成与分布
形成过程

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第二步使用拟函数调节全气藏模型来重现第一步的拟合测井数据。该模型也应该同时考虑毛管力、粘滞力以及重力之间的平衡作用对相渗曲线的影响，以确保模型可以精确模拟远离井筒区域的油气流动。同时，也应引入毛管力函数，该函数可以表征随着压力不断下降而使毛管力占主导作用时，由于重力分异作用而流到底部的凝析油反吸到高部的现象。
二、动态预测
凝析气藏中近井地带的流体流动非常复杂。此区域中微小的距离变化就会导致毛管力的值以及相渗规律的极大变化。而且，在该区域中会产生复杂的相态变化，如凝析和蒸发，这就需要在组分模拟器中采用适当调参的状态方程模型。
精确模拟由于凝析油饱和度上升而产生的井产能下降需要一个精确的全隐式或自隐式径向网格模型。为了捕捉近井带的微小产能和流态变化而考虑各具体因素的作用是非常耗时和耗资的。局部网格加密和自适应隐式算法可以在一定程度上减轻这种负担，但对整个气藏进行模拟仍旧花费很大。
据可单独用于预测流体特性或应用于组分模型中。
气藏井产能的预测对编制开发方案是至关重要的。高估井产能会完不成计划任务，而低估井产能会导致实际花费的增加。开发凝析气藏油三个重要的要求：①气藏的最初试井应给出精确的凝析气油比值；②充分认识生产井的气油比变化，以确保组分模型中早期历史拟合数据的精确性；③任何一个注气方案中的气藏长期动态及液体开采参数应该真实有效。
３６
国外油田工程
ＦｏｒｅｉｇｎＯｉｌｆｉｅｌｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ
Ｖ０１．１７Ｎｏ．１２
２００１．１２
毛管力处于平衡状态，此时忽略重力的影响。该区域内的相渗曲线与常规油气的相渗曲线类似，如图３中所示。
流体进一步向井筒流动，压力近一步下降，速度上升。此时流体处于图２中所示Ｄ和Ｅ区域。此时，粘滞力作用大于毛管力作用而占主导地位且Ⅳｃ值较高。当Ⅳｃ值大于ｌｘ１０。时，残余非湿相的饱和度逐渐下降，这是由于井筒周围的粘性剥离所致。这一现象使得残余凝析油饱和度下降，气相相对渗透率上升。该区域内的流体相对渗透率曲线有个逐渐变化的过程，如图３中的Ｄ区域图所示。Ⅳ，的上升和残余凝析油饱和度的下降最终值由孔隙结构所决定。这就是图２中的区域，该区域中流体的流动见图３中的Ｅ区域图。
Ｎ８：监堂
（３）
ｄ
地层中任意点处的速度、压力
决定前面所述作用力的大小。它们
的大小又决定残余饱和度、临界饱和度以及相渗曲线的形状。图２中
给出了压力及饱和度剖面。
在高Ⅳｃ及高Ⅳ８处的多相流
特征不同于低Ⅳｃ和低Ⅳ。处的。例
如，在高Ⅳ。时，凝析油以液滴形式聚集在颗粒下部，这限制了流体
的流动。相反，在高％时，重力
油水界面上的一层膜一样流经气
相。由于以此方式流动的凝析油所
Ｄ、Ｅ、
々
～、～
Ｃ
Ｂ
Ａ
一压力一一速度
与井筒的距离
受阻力较小，所以其流速较高。这种同样是高％值条件下的流动形
式就大大区别于上述高％值时的
流动。随着流体流近井筒，压力进一
步下降。界面张力进而毛管力的作
万方数据
图２凝析气藏地层中的流动区域
用逐渐增大而重力作用逐渐减小。在图２中所示的Ｃ区域内粘滞力与
万方数据
油都是浅色或无色的油罐油，其ＡＰＩ重度大于４５。ＡＰＩ，气油比为５０００—１０００００ｓｃｆ／ｓｔｂ（每标准地面桶的标准立方英尺）。
图１烃体系分类实验室研究是确定凝析气藏流体性质的基础，但在实验室内并不能得到油藏工程所需的所有参数。通常使用状态方程模型来预测这些参数值，首先调节状态方程的可调参数来拟合实验数据，然后进行参数预测。状态方程结合基本实验数
苏畅：凝析气藏动态预测
３５
Ｓ＝ｄ。Ｆ一（ｄ。。＋盯Ｆ）（１）
凝析气和凝析油的多相流特性
祷
喇
可以由岩石中流动流体的相对渗透
处
按
率来描述。
睾
扩
控制凝析气藏多孔介质中流体露
流动的作用力平衡会随着流体离井
Ｂ区相对渗透率
褂蝴斑靛罂扩震
凝析油饱和度
ｃ区ＳＨＸ，Ｉ渗透率凝析油饱和度
筒区域越来越近，压力越来越低而
如果压力刚刚低于露点压力，同时界面张力很低的区域内粘滞力的作用也同时影响油气流动，则流体处于高Ⅳｃ的状态下。每一相的流动都不会因为另一相的存在而有太大变化。例如，在一个凝析油饱和度很高的气藏区域，凝析气体可以自由流动。
如果在露点压力附近区域流体
露点压力
流速高，则凝析油象一个细丝或象
ｑ
▲
在实验室条件下，测量在不同作用力作用下的不同相渗曲线以获取代表不同地层区域的相渗曲线是非常重要的。实验室中的相分布应该与实际凝析气藏中的保持一致。尽管盐水一般都是作为不动的残余相存在，岩心中也应该存在饱和气、油、水三相，因为水的存在与否关系到不同的凝析油分布和凝析油气流动。凝析油是由多孔介质中的气体就地凝析出来而不是通过外界注入而形成。凝析作用使得凝析油以油膜的形式存在于多孔介质的水膜上。因此，整个相渗测量过程都是液体饱和度慢慢上升的过程。只有在测量表征气体驱替凝析油过程的相渗曲线时才是液体饱和度慢慢下降的过程。
在近井地带，单用毛管数来确定流体特性是不行的，因为此处的高流速可能会产生非达西流动。此
万方数据
处合理的相渗曲线也应该同时考虑惯性作用的影响。在该区域内，应该综合考虑那些增大井产能的因素（毛管力降低凝析油饱和度，凝析油的雾流和丝流，粘性剥离）和那些降低井产能的因素（惯性力，渗透率下降）。在高渗地层中，非达西影响较大而低渗地层中相渗影响较大。
显著变化。导致残余相捕集或阻止
１
Ｄ区相对渗透率
褥
褂
气流动的毛管力会被粘性压降或浮
熠
蛔
媳Hale Waihona Puke 髓力所克服。毛管数表示的是粘滞力
靛
靛
罂
靶
与毛管力的比值，是一个无因次量：、扩
瘿０
扩景
Ｍ：坐
（２）
一
仃
凝析油饱和度
Ｅ区相对渗透率凝析油饱和度
邦德数（ＮＢ）表示重力与毛管力的比值：
图３不同流动区域内的多相流动以用标准相渗曲线来表征流体流Ｂ区域中，用来描述该区域中流动
一种可行的方法就是首先采用精确单井状态方程径向模型来拟合测井结果。该模型应该综合考虑重力、粘滞力、毛管力以及非达西流对相渗的影响。若采用单一相渗曲线则会产生不真实的结果。例如，若忽略毛管数对相渗的影响则会高估凝析油对井产能的伤害，认为凝析油饱和度随着与井底距离的增大而单调下降。实际情况是，在毛管数作用下，凝析油饱和度先是单调上升到最大值然后单调下降。
三、总结
受惯性力、毛管力和重力影响的油气相渗是时间和空间的函数。另外，影响气藏中流体分布的毛管力也会随时间和空间的变化而变化。正确的预测气藏动态就需采用一个包含适当讽参的状态方程、综合反映各因素影响的相渗衄线和毛管压力函数的组分模拟器。要获得模拟器的有效输入相渗曲线就需要对实验实测相渗曲线过程进行仔细设计及控制。由于需要对生产井附近进行网格细化，整个气藏的动态预测会费时费钱。一个可行方法就是采用细化网格的单井数模来预测近井带动态，再用拟函数校正整体气藏模型来拟合单井模拟结果，最后用整体气藏模型来预测整体动态。
开发凝析气藏是否有利可图取决于产气量和产油量，前者是决定因素。凝析气藏的凝析含量、气藏
环境、技术和经济因素决定该气藏是以凝析油大量早期生产还是以凝析油仅为副产品的凝析气大量生产。在气田开发过程中需考虑两个重要的气藏工程问题：①压力低于露点压力后由于凝析油的析出而造成产能大幅下降的可能性；②开发晚期凝析油的反蒸发。这些问题的解答取决于流体的相态、地层的绝对渗透率和相对渗透率、气藏开发方式。
上述的Ｄ区域中，气油之间的界面张力很高从而抵抗了由粘滞压降差产生的对界面的破坏。在此区域中，气泡开始无规律的流动，有时被毛管力束缚在小孔喉中。这就是高Ⅳｆ时的又一种不同类型的流动，它的流动显著区别于上面讨论的近露点压力附近高％，高流速或者低流速时区域内的流体流动形态。
只是毛管数一个参数并不足以解释在高界面张力或低界面张力时所发生的凝析油气流动，必须引入其它参数来完善地表征相对渗透率。就目前而言，一种方法是综合利用流速、界面张力以及毛管数和邦德数来表征相渗。另一种方法是扩展毛管数的定义使它更能描述各个观察到的复杂现象。也就是用修正毛管数或者综合捕集系数（毛管数＋邦德数）来表征油气相对渗透率。
资料来源于加拿大《Ｊｃｗ》１９９９年８月（收稿日期２００１—１１—１３）
当压力低于露点压力时（图２中Ａ—Ｂ区域），流体进入两相区形成气液两相密度差和界面张力。在靠近露点压力的区域内，随着压力的下降密度差以高于界面张力增大的速度增大。其结果就是在不考虑粘滞力的情况下，重力作用大于界面张力作用而使流体产生重力分异。该力间平衡由邦德数来表示。
通常当＾０大于１×１０‘５时，凝析油气产生重力分离流动，在高渗且气体富化度高的凝析气藏中更是如此。该情况发生在图２所示的
特征的相渗曲线示于图３中。通常认为该类流动发生在压力刚刚低于露点压力时的远离井筒的低速区。
在这区域内的凝析油饱和度和相对渗透率值都很低。但是，由于重力分异作用使得凝析油向低端流动并影响两相的最终分布形式。理解和预测气藏动态需要综合考虑气藏中心部位的流动现象，此处毛管力和重力控制凝析油流动。
３４
国外油田工程
ＦｏｒｅｉｇｎＯｉｌｆｉｅｌｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ
Ｖ０１．１７Ｎｏ．１２
２００１．１２
凝析气藏动态预测
翻译：苏畅（西南石油学院）校对：姚．煦春（大庆油田设计院）