高含硫气藏

高含硫气藏定义开发问题试采、测试、试井受脱硫的限制井下取样困难地层水对气藏开采的影响污水回注难点开发技术对策•加强三维地震资料的精细处理解释、加强测井资料的精细解释。•改革测试方法，尽量减少测试时间。•选择有代表性的少数井测试。•尽可能开展试采及现场试验分布中国分布凝析气藏定义凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油，这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。特征1）埋藏深、高压、高温2）超临界态气态烃含量占优势3）凝析气井采出井流物组成分布特征甲烷（C1）含量约在75-90%左右；C2+含量在7-15%范围。若C2+10%，凝析气藏一般有油环；气体干燥系数（C1/C2+C3，均为摩尔或体积含量比），在10-20之间气体的湿度（C2+/C1，均为摩尔或体积含量比），在6-15之间；分离器气体的相对密度（相对于空气，空气密度=1），γg=0.6-0.7；油罐油（或称稳定凝析油）的相对密度（相对于水，水密度γo＝1），在0.7260-0.8120之间；地面凝析油的粘度μo3mPa·s；凝析油的凝固点一般11℃；凝析油的初馏点一般80℃，而且小于200℃的馏分含量45%；含蜡量一般1.0%；胶质沥青质含量一般8%；开发方式凝析气田的衰竭式开采、注水开采、循环注气开采、注氮气开采和利用水平井开发都已经在凝析气田的开发中大规模的应用，并取得了较好的经济效益。凝析气藏开采技术已趋于成熟，并在凝析气田开发过程中得到了成功的应用[1]。早在20世纪30年代，美国已经开始回注干气保持压力开发凝析气田80年代又发展注氮气技术。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。目前在北海地区，也有冲破“禁区”探索注水开发凝析气田的。例子页岩气�页岩气：产自极低渗透率、富有机质的页岩中的天然气�页岩气藏：以富有机质页岩为气源岩、储层以及盖层，不间断供气、持续聚集而形成的一种连续型天然气藏。�富含有机质的页岩，在一系列地质作用下，生成的大量烃类（石油、天然气等），部分被排出、运移到渗透性岩层（如砂岩、碳酸盐岩等）中，聚集形成了构造、岩性等油气藏，其余部分仍滞留在页岩中，富集形成页岩气藏。�页岩气藏就是大规模滞留在源岩系统中的天然气富集形成的气藏。�页岩气藏具有独特特征，是典型的非常规天然气藏。例子开发难处页岩气开发存在的问题当前我国页岩气资源的勘探开发尚处于初级阶段，面临着诸多经济上和技术上的困难与问题。这些难题主要体现在以下方面：（１）开发经验匮乏，需要技术积累：页岩气开发技术还不成熟，处于刚刚起步的阶段，加之我国的常规天然气开发正处在蓬勃发展时期，目前也无法动用大量人力物力去勘探开发页岩气资源。（２）页岩气资源的开采难度大：页岩气储集层是由岩化的黏土、有机物质和矿物质混合而成，尽管有机质能够产生丰富的页岩气，但这些纹理清楚的岩石间的空隙太小，渗透率低，气流阻力比常规天然气大，开采难度很大，所有的井都需要实施多级压裂改造。而且页岩气采收率比常规天然气低。常规天然气采收率在６０％以上，而页岩气仅为５％～６０％开发技术我国水平井钻井技术与欠平衡钻井技术已比较成熟，２００５年以来，西南油气田先后引入ＬＷＤ、旋转地质导向、ＦＥＭＷＤ等先进装备，２００７年应用欠平衡钻井技术完成广安００２２Ｈ１井钻井作业，水平井段超过２０００ｍ。在固井方面，泡沫水泥固井技术从２０世纪８０年代就已在我国部分油气田应用，目前在青海油田花土沟、吐哈油田巴喀、胜利油田草桥、鄂尔多斯气田、河南油田气井中均取得了较好的应用效果，技术已相对成熟。目前国内完井常采用工艺包括射孔完井，如ＴＣＰ射孔、水力喷射射孔，以及多功能组合管柱试油完井等，这些技术在国内各油气田均得到广泛应用。储层改造技术方面，水力压裂、酸化工艺广泛应用于油气井增产。其中连续油管水力喷射加砂压裂在大庆、长庆、四川、吐哈等油田成功应用，在此基础上发展的水平井分段水力喷射加砂压裂技术也较成熟。我国许多油气田已从国外进口了大型的压裂设备，如四川井下作业公司先后引进了ＦＣ２２２５１２Ｑ型压裂车、ＨＱ２０００型压裂车、ＦＢＲＣ１００ＡＲＣ混砂车、ＨＲ１０Ｍ连续油管作业等设备，可以完全满足水力压裂施工的需要。再次增产可采用重复压裂技术、人工举升技术。大庆油田成功应用了裂缝转向重复压裂技术，可以实现裂缝有效控制。气举排水在煤层气开发中已经被大量采用