第八章采气工程第二版廖锐全主编

第八章特殊气藏的开发与开采第一节凝析气藏的开发第二节含硫气藏的开发第三节煤层气开采技术第四节疏松砂岩气藏的开发第一节凝析气藏的开发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1×1012m3的巨型气田中，凝析气田占68％，在储量超过1000×108m3的大型气田中则占56％。早在20世纪30年代，美国已经开始采用间注干气保持压力的方法开发凝析气田，80年代又发展了注氮气技术。前苏联主要采用衰竭式开发方式，也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。本节主要介绍凝析气藏的特点和分类，凝析气藏的开发特点，凝析气藏开发过程中的反凝析污染及解除方法。第一节凝析气藏的开发一、凝析气藏的特点采出天然气和凝析油的气藏叫凝析气藏。凝析油是汽油及相对密度大于汽油但小于0.786的其它馏分的混合物。凝析气藏在原始状态下流体系统在储层中全部或绝大部分成气相存在（系统的临界温度低于储层温度）。1、凝析气藏的一般特点凝析气藏的特点是，在地层条件下，天然气和凝析油呈单一的气相状态，并符合反凝析规律。所以，凝析气藏既不同于油藏，也不同于气藏，可以将它们划为一种新的工业性油气储集类型。第一节凝析气藏的开发凝析气藏与油藏的差别在于地层中液体和气体的相平衡状态，凝析气藏的油气比比较高，而且还不断上升（在衰竭式开发过程中）。它与普通气藏的差别是，生产井的采出物中除了天然气还有液态凝析油。当凝析气藏中有油环时，含凝析气部分的地层压力就相当于初凝压力；在地层压力明显超过初凝压力的气藏，就没有油环。在凝析气藏的开发过程中，当地层压力降到初凝压力以下时，烃类体系就会发生相态变化，一部分凝析油（沸点最高的烃类组分）就会凝析出来转变成液态。凝析气藏中含高沸点烃类的多少用凝析油气比的大小来衡量。在其它条件相同的情况下，凝析油含量取决于气层压力及温度，因而也取决于气层的埋藏深度。第一节凝析气藏的开发气层埋藏愈深，气层的压力及温度愈高，那么在其它条件相同时，凝析油在气体中的含量也就愈高。气相中的凝析油含量也由凝析油的密度、馏分组成、族分组成以及某些物理性质（初沸点和终沸点等等）所决定。在其它条件相同时，环烷烃的含量愈高，地层中凝析油的含量就愈低，而且随着凝析油密度及其沸点的降低，地层中凝析油的含量就会增大。在较低的稳定温度下，凝析油含量相对较高。地层气中凝析油含量的临界值，即高于此值凝析油就不可能处于气相状态，它与凝析油气比的临界值相当。当油气比大于临界值时，油气体系就处于气相状态；小于临界值时为液相。天然气数量与凝析油数量的临界值主要取决于烃类的组成及气层的热动力条件，约在600—800m3/m3左右。第一节凝析气藏的开发2、凝析气藏的地质特点凝析气藏最重要的特点就是它位于埋藏最深的圈闭之中。油藏、油气藏和凝析气藏，无论是在横向上或在纵向上都按一定的规律分布。明确了这些规律性，将大大促进凝析气藏的有效勘探。凝析气藏有规律地分布于深部圈闭这一点，首先与一定的地层压力及温度有关，这是原油（凝析油）处于气相所必须的条件。但是，形成这些气藏的地质条件、烃类运移和聚集的特点也很重要。在世界各国的许多含油气区中，发现油气层的含气性在构造的区域性下倾方向上有规律地增加，使得油藏在下倾方向依次被油气藏及凝析气藏所代替。第一节凝析气藏的开发在区域性斜坡带上，位置最高的构造通常含原油。由此往下，是含有气顶的油藏。在这个相应的深度上，因而也即在相当高的地层压力下，气顶气中含有一定量的凝析油。最深的圈闭中，通常是凝析气藏。在油气藏的形成过程中，当在地层条件下油和气的比例适当时，就会形成这样的油气藏分布状况。但油气藏分布的上述规律性也会明显地被破坏，这主要是由于油气藏形成之后遭受地质变迁的结果。凝析气藏除油和气的相态特征外，还以地层水的特殊性为特征。区别凝析气藏水的固定标志是矿化度低，有硫酸盐，而且环烷酸含量高。凝析气藏地层水矿化度低，是由于气相烃类从高温高压区向外运移所引起的。在这些条件下，气相烃类中含有大量的水蒸汽，在沿地层倾方向做区域性的横向运移时，随着温度的降低，地层孔隙中的水蒸汽就发生长时间的连续的凝析作用，引起储集层的一定程度淡化。第一节凝析气藏的开发二、凝析气藏的判别方法及分类目前世界各国已发现的凝析气藏的埋藏深度一般都在1500—5000m的范围。在不同的埋藏深度其压力和温度也不相同。而压力和温度对烃类流体性质及其相态影响很大。例如在2500—5000m范围内多为凝析油饱和度不高的凝析气藏；而在1500—3000m的凝析气藏则凝析油饱和度较高，一般具有较大的油环。在勘探阶段对凝析气藏的正确判断是非常重要的。第一节凝析气藏的开发1、油气藏分类判别方法油气藏按流体性质可以分为：黑油油藏、挥发性油藏、凝析气藏、湿气气藏和干气气藏。凝析气藏与其它油气藏的区分有多种方法，表8-1列出了根据气油比大小进行区分的标准，表8-2给出的是前苏联特列平Γ·Φ对150多个油气藏的进行研究分析后提出的分类标准，表8-3列出的是根据地下流体相对密度和平均分子量进行划分的标准。第一节凝析气藏的开发油气藏类型气油比（m3/m3）黑油0—356.2挥发油356.2—534.4凝析气534.3—26715湿气26715—∝干气∝表8-1根据气油比对油气藏分类第一节凝析气藏的开发类型组分干气湿气反凝析气挥发油黑油C19.69.075.060.049.83C22.03.07.09.02.75C31.02.04.54.01.93C40.52.03.24.01.60C50.51.02.03.01.15C6/0.52.54.01.59C7+/1.56.017.042.15Mc7+/115125180225GOR高45001200350111γ/0.73890.75870.77960.8535表8-2各类油气藏流体组分第一节凝析气藏的开发烃聚集类型地下流体相对密度平均分子量干气气藏0.225—0.25020凝析气藏0.225—0.45020—40轻质油藏0.425—0.65035—80常规油藏0.625—0.90075—275重质油藏0.875225表8-3油气藏类型分类数据在实际应用中，最好是根据流体在储层中的组分、相态特性、试采特性等进行综合分析而后给出正确判断。第一节凝析气藏的开发2、凝析气藏分类1）按地质特点分类原则进行分类按储层类型分类：可以分为层状、块状和透镜体的凝析气藏。按圈闭特点分类：可分为构造型、地层型、岩性圈闭型和混合型。按气水关系和驱动条件分类：分为边水型、底水型、无边水或底水型。第一节凝析气藏的开发不带油环的凝析气藏；带油环的凝析气藏，但油环不具有工业价值；带油环的凝析气藏，油环具有工业价值；凝析气顶油藏。油藏的地下体积大于气顶的地下体积。2）按流体分布情况分类3）按凝析油含量分类由于各国的凝析气藏储量及开发情况，以及开采工艺技术水平不同，各国的分类标准也不尽相同。表8-4列出的是美国的分类标准。第一节凝析气藏的开发分类气油比特高含量高含量中等含量低含量凝析气油比(m3/t)22204440—222013300—4440143000—13300凝析气油比(g/m3)450225—45075—2257—75表8-4美国分类标准第一节凝析气藏的开发3、带油环的凝析气藏判断方法1）C5+含量法根据储层流体分析结果，用C5+含量作为标志，判断凝析气藏是否带有油环。即C5+含量大于1.75%，为带油环的凝析气藏；而C5+含量小于1.75%时，为不带油环的凝析气藏。2）C1/C5+比值法这个方法是用C1与C5+的摩尔含量比值来判断的。该比值小于52为带油环的凝析气藏，大于52则为不带油环的凝析气藏。第一节凝析气藏的开发3）根据储层流体组分的组合判断法该方法是用对凝析气藏及其带油环的大小进行判断。见表8-5所示。lllll＞450干气气藏80＜＜450不带油环的凝析气藏60＜＜80带小油环的凝析气藏15＜＜60带大油环的凝析气藏7＜＜15凝析油气藏2.5＜＜7轻质油藏≤1高粘度重质油藏lll表8-5根据储层流体组分的组合判断凝析气藏第一节凝析气藏的开发4）秩类法该法是选择储层流体组分中能反映目标按级分布的特征组分C1/C5+，（C2+C3+C4）/C5+，C2/C3，C5+，将每一个特征变化值域分成若干段，每一段用一个秩数表示，见表8-5所示。最后将每一个特征值所属的秩数相加，即可求得分类函数φ：nixiR1Rxi表示特征值的秩数；x表示选定的特征；i表示特征数目。根据对前苏联10个带油环和10个不带油环的凝析气藏的研究，分类函数φ≥11为带油环的凝析气藏，φ≤9则为不带油环的凝析气藏。用前苏联100个凝析气藏进行验算结果，表明其符合程度为91%。第一节凝析气藏的开发秩数特征值域特征543210C1/C5+0—2525—5050—7575—100100—125125(C2+C3+C4)/C5+0—22—44—66—88—1010C2/C31—22—33—44—55—66C5+0.3—1.31.3—2.32.3—3.33.3—4.34.3—5.35.3表8-6各类秩数的特征值变化范围第一节凝析气藏的开发5）摩尔油气比与采出的摩尔数之和的判断法该法是根据前苏联75个凝析气藏的摩尔油气比nr与采出组分摩尔数之和∑ni建立如下的关系式：54.415.1035.1iirnnn5/Cgrnnn5Csgginnnn04.24/ggVn（8-2）（8-3）（8-4）（8-5）第一节凝析气藏的开发04.24/sgsgVncccCMVn/5（8-6）（8-7）式中Vg——采出的气体体积,m3；ng——采出气体的摩尔数,mol；nc5+——采出的稳定凝析油的摩尔数,mol；Vc——采出的稳定凝析油量,cm3；ρc——凝析油的密度,g/cm3；Mc——凝析油的分子量；ng.s——由采出的饱和凝析油中分离出的气体的摩尔数,molVg.s——由采出的饱和凝析油中分离出的气体体积,m3。第一节凝析气藏的开发根据上述相关关系判断油气藏类型如表8-7。凝析气藏类型∑ni（mol）nr凝析油含量（cm3/m3）凝析气藏4212040饱和凝析气藏42—4540—320带油环的凝析气藏45—55350—800凝析气顶油藏55800表8-7不同油气藏类型值域范围第一节凝析气藏的开发三、凝析气藏开发当气藏或凝析气藏包括多套含气层时，必须考虑开发层系问题。也就是说，是用一套井网开发多套层系，还是用不同井网分层系进行开采。主要应考虑以下因素：①气藏和凝析气藏的流体性质是否相同；②各含气层的原始气——油界面或气——水界面及其压力系统是否一致；③各含气层的储层性质及产能情况，以及各层的储量分布特点等；④包括所有含气层在内的含气井段大小，及其对后期改造的影响。1、开发层系第一节凝析气藏的开发如果上述各项因素都允许采用一套井网进行开发时，将是最经济的办法。但如果根据各项因素评价之后，不能用一套井网时，那么必须论证采用两套甚至是多套井网的理由和依据，并且应进行技术经济评价慎重选择。2.井网及井网密度影响井网和井网密度的因素有：技术经济指标；气水动力学因素；地质特点，如储层性质的均匀程度、含气构造形态、以及储层埋藏深度等；特别当凝析油含量高、储集层厚度大、倾角也大时，则凝析油含量可能呈梯度分布的特点。在这种情况下，布井系统与常规气田类似。第一节凝析气藏的开发3.凝析气藏开采方式1）开采方式的选择凝析气藏的开采方式有衰竭式开采和注气或注水保持压力开采方式，选择的主要依据有以下几点：①凝析油的地质储量：凝析油的地质储量大于N×104t，即可选择注气开采方式。一般凝析油的注气采收率最低为60%，地质储量为N×104t时，注气采出0.6×N×104t。凝析油的采出量折合为人民币，与注气地面工程总投资相平衡时，即为注气的界限储量N。这个界限N在国外一般为30×104t。第一节凝析气藏的开发②凝析油含量：凝析油含