凝析气藏开采理论与技术

第四章凝析气藏开采理论与技术第一节流体相态特征及油气藏分类凝析气藏：是在一定地质条件（储层、烃类组成、温度、压力等）下形成的气态矿藏。凝析气组成中含有标况下为液态的C5以上烃类，在等温降压过程中存在反凝析现象。是复杂类型特殊气藏。凝析气中凝析油含量一般在30~1000g/cm3之间。C1~C4在标准条件下为气态，是天然气主要成分。C5~C16在标准条件下为液态，是油和凝析油主要成分。C17以上在标准条件下为膏状或固态，其中石蜡油大致为C18~C24，石蜡大致为C25~C35，其余为固态残留物胶质、沥青等成分。与黑油相比，凝析油具有以下特点：（1）C5~C16组分占绝大多数（2）沸点小于200℃的汽油馏分（C6~C12）含量高（3）多数凝析油中沥青质、硫和蜡含量低（4）组成中包括烷烃、环烷烃和芳香烃，通常以烷烃为主（5）密度一般在0.66~0.84g/cm3之间干气与湿气：烃气（烃类气体）主要为C1~C4的烷烃，即甲烷到丁烷。其中CH4为甲烷，C2+为重烃气（2个碳数及以上的烃气）。CH4≥95%、C2+5%的烃气，称干气，又叫贫气。CH4≥95%、C2+5%的烃气，称湿气，又叫富气。一、P-T相图典型P-T相图从低温到高温，由不同温度下的泡点组成的连线称为泡点线，对应的压力称为泡点压力。典型P-T相图由不同温度下的露点连成的线称为露点线，对应的压力称为露点压力。典型P-T相图由泡点线和露点线一起构成了P-T相图中的相包络线，在包络线上的点统称饱和点。典型P-T相图泡点线和露点线的连接点称为临界点，用C表示，该点的压力、温度称为临界压力(Pc)和临界温度(Tc)。典型P-T相图相包络线上最高的饱和压力点称为最大饱和压力(用pmax表示)。如果pmax位于临界点的左方，称为最大脱气(泡点)压力；如果pmax位于临界点的右方，称为最大凝析(露点)压力。典型P-T相图相包络线上的最高温度点称为最大饱和温度，用Tmax表示，在绝大多数情况下，Tmax点处于露点线上，又称最大凝析温度。典型P-T相图当凝析气藏储层压力等温降至露点以下时，随压力继续下降，凝析液反而不断增多，该现象称为反凝析现象。典型P-T相图达到一个最大点时，反凝析现象终止，这一压力称为最大反凝析压力。从Tc到Tmax之间每一温度下都有一个最大反凝析压力点，这些点的连接曲线与露点线形成的封闭区域，称作反凝析区。典型P-T相图二、油气藏的分类（a）干气藏（b）湿气藏（c）凝析气藏（d）近临界态凝析气藏（e）挥发性油藏（f）黑油油藏（a）干气藏（b）湿气藏（c）凝析气藏（d）近临界态凝析气藏（e）挥发性油藏（f）黑油油藏不同类型油气藏在相图上位置示意图油藏气藏干气湿气常规凝析气近临界态油气挥发油常规油重油反凝析区pmaxTmaxCTp三、凝析气藏的分类（1）纯凝析气藏（2）凝析气-油藏指凝析气顶与油环共存的凝析气藏。凝析气-油藏按油气分布结构分为5种类型。油气和油水界面有4条内外边界线存在纯油区油气界面油水界面油水内边界线处于油气外边界线以内不存在纯油区底油衬托含气区有1条油气边界线和2条油水边界线存在纯油区底油衬托含气区有1条油气边界线和2条油水边界线油水内边界线处于油气边界线以内不存在纯油区气顶底水块状凝析气-油藏油气和油水边界线各只有1条气油水第二节凝析气藏的开发方式凝析气藏开发方式:衰竭式开发保持压力开发一、衰竭式开发方式降压开采优点：简单、低耗，对开发工程设计及储层条件要求低，容易实施。缺点：凝析油采出程度低。适用条件：（1）原始地层压力大大高于凝析气藏初始露点压力，可以充分利用天然能量，采用先衰竭开采一段时间，直到地层中压力接近露点压力。（2）气藏面积小、储量小、开采规模有限，保持压力开采无经济效益。（3）凝析油含量低。（4）地质条件差。（5）边水比较活跃。（6）对一些具有特高压力的凝析气藏，当前注气工艺尚不能满足特高压注气要求而又急需开发的，只能采用衰竭式方法开发，待气藏压力降到一定水平才有可能保持压力开采。二、保持压力开发方式1、适应条件（1）储层较均质，较大范围内连通性好，有较大的油气储量。（2）市场对天然气需求有限，或天然气价格低。（3）循环注气能够大幅度提高凝析油采收率。（4）系统评价有效益。2、优缺点优点：提高凝析油采收率。一方面注气弥补采气造成的地下体积亏空，保持了地层压力，使地层中烃类系统几乎始终保持在单相气态下渗流，采气井能在较长的时间内以较高的油气产量稳定生产；另一方面，由于注入剂驱替作用，使更多的高含凝析油的凝析气得以采出。缺点：①需要补充大量的投资，购置高压压缩机；②需要增加注气井；③在凝析气藏循环注气阶段，所采出天然气要回注地下，无法销售，影响凝析气藏整体开发的销售收入；④有的凝析气田自产气量少，不能满足回注气量，需要从附近气田购买天然气，增加开发成本。3、注气时机开始实施注气保持压力的时间，称为注气时机。♦早期保持压力开采♦中晚期保持压力开采（1）早期保持压力开采⊕地层压力与露点压力接近⊕凝析油含量高⊕储层连通性及物性（早期保持压力开采）牙哈2～3凝析气藏凝析油、天然气日产量（2）中晚期保持压力开采a.原始地层压力大大高于露点压力，早期采用衰竭式方法更经济实用。当地层压力降到接近露点压力时，再采用注气保持压力开采方法。b.早期无法实施保持压力开采的，则经过一段时间衰竭式开采后，地层压力明显降低（甚至接近最大反凝析压力），地层烃类系统经历了明显反凝析过程，但地层中气相凝析油含量仍然比较高，此时采用晚期注气保持压力的开采方法也可以大幅度地提高凝析油采收率。4、保持压力水平完全保持地层压力气体回注率接近1部分保持地层压力气体回注率小于15、注入剂（1）干气a.注入干气作为驱替剂将地层中的湿气驱向采气井的井底。b.干气与地层中已经析出的凝析油接触，将其中的中间烃组分蒸发到气相中而采出，减少了残留在地层中的反凝析油饱和度。（2）氮气或氮气与天然气混合物a.注入干气作为驱替剂将地层中的湿气驱向采气井的井底。b.干气与地层中已经析出的凝析油接触，将其中的中间烃组分蒸发到气相中而采出，减少了残留在地层中的反凝析油饱和度。c.将导致气藏露点压力升高，需要重新考虑压力保持水平。（3）水有许多优越性，但很少实施，即使实施，也是有针对性地为了提高带油环凝析气藏的油环部分的水驱效果。第三节凝析气-油藏的开发程序凝析气-油藏：是指凝析气和原油共存于同一水动力系统中。带油环（或带底油）凝析气藏：在储层中凝析气占有体积大于原油占有体积。凝析气顶油藏：在储层中原油占有体积大于凝析气占有体积。一、选择凝析气-油藏开发程序和开发方式应考虑的因素（1）油环和凝析气顶的大小，包括面积、厚度以及原油、凝析油、天然气储量等。（2）地质构造形态和油、气分布状况及特点。（3）油、气组成与相态特征。（4）市场对天然气、凝析油和原油的需求。（5）技术装备水平及国家现行的技术经济政策等。二、凝析气—油藏开发程序◇只开采凝析气顶不开采油环◇先开采凝析气顶后开采油环◇先采油环后采凝析气顶◇同时开采油环和凝析气顶㈠只开采凝析气顶不开采油环◆油环比较窄，在油环中钻井把握性低、原油采收率低，经济效益差等因素。◆含油区暂时未被发现，而且国民经济和市场对天然气迫切需要。1、原因2、衰竭式开发方式问题：（1）油区原油侵入气区，使油气过渡带变宽。（2）凝析气区进行高速开发时，导致油区压力逐渐下降，造成油区非生产性衰竭和原油脱气，油相渗透率降低，粘度增加，渗流能力大大减弱，后期针对油环的调整开发难度加大。3、保持压力开发方式含油区暂时未被发现或油环很小，不足以经济开发。气顶凝析油含量高，市场对天然气的需求有限或由于地面工程建设投资和工作量大，难于短期内完成，为了使凝析气藏尽快投入有效开发，收回前期投资，采用循环注气方式只开采凝析气顶不开采油环的开发程序。㈡先开采凝析气顶后开采油环先采气后采油（或先采气后油气同采），往往是先发现气，后发现油，或者是国民经济急需要用气，油环原油的储量比较大。1、衰竭式开发方式☆在活跃水驱条件下先开采气顶后开采油环☆在定容条件下先开采气顶后开采油环2、保持压力开发方式1、衰竭式开发方式★气顶气★气顶气+边底水㈢先开采油环后开采凝析气顶2、保持压力开发方式◇边缘或底部注水◇顶部注气和底部注水相结合◇屏障注水与边缘注水、面积注水相结合屏障注水：在油气界面附近部署一定数量注水井，一方面在油环开发过程中水对原油起驱替作用，维持油藏压力，同时，对气顶凝析气起到屏障封堵的作用，尽可能阻止气顶气向油环气窜，保护气顶。㈣同时开采油环和凝析气顶1、衰竭式开发方式◇较大规模凝析气—油藏的衰竭式开发◇薄层凝析气—油藏的开发原油和凝析气从油气界面处产出2、保持压力开发方式♦顶部注干气♦顶部注氮气第四节凝析气藏储量计算凝析气藏与干气藏的主要区别是储层凝析气中含有标准条件下为液态的C5以上组分(统称C5+)，还比较富含乙烷、丙烷和丁烷成分。凝析气藏计算储量分为干气储量和凝析油储量。一、容积法将储层凝析气计算到标准条件下总气态体积储量(G)、干气体积储量(Gg)和凝析油地质储量(Gc)。1、总气态原始地质储量hcigiVGBG—储层凝析气总气态（干气、凝析油和凝析水折算气）地质储量，标况体积，108m3Vhci—凝析气藏原始含气有效孔隙体积，108m3Bgi—原始储层凝析气地层体积系数，即储层气体积与地面标准条件下气体积之比，m3/m3hcigi11VmnkkkkGGBhcigV0.01AhSk—储量计算单元的编号A—含气面积，106m2H—有效厚度，mSg—含气饱和度—有效孔隙度Swi—束缚水饱和度Soi—残余油饱和度Sg—含气饱和度gwioi1.0SSS对凝析气藏和湿气藏：isgiMCGiis=1ZpTBRpT对干气藏：isgiis=ZpTBpT式中：ps—标准压力，ps=0.101325MPa；Ts—标准温度，Ts=273.15K；pi—原始气藏(或分区)平均压力，MPa；T—气藏(或分区)平均温度，K；Zi—pi、T条件下凝析气偏差系数，无量纲；RMCGi—原始凝析气的摩尔凝析液气比，mol/mol。CCSSCSMCGiVCGiVGCigCSC==24055nRTRRRnMpM0.008314413RC1~C4和非烃气的摩尔分数(ng)为气态nC为C5+(即液态烃)的摩尔分数之和求RMCGi值的RVCGi、ρCs和MC参数的确定：C=1=1mmjjjjjMZMZCSCSj=1=1mmjjjjjjZMZM式中：Zj—C5以上各组分的摩尔分数Mj—C5以上各组分的（考虑蒸汽水时则包含水组分）的相对分子质量ρCSj—C5以上j组分（考虑蒸汽水时则包含水组分）的标准条件下密度，g/cm3CSCCVCGigSgCSV=V24055MnRn式中：RVCGi—原始凝析气的体积凝析液气比，m3/m3VgS、VCS—分别为原始凝析气中标准条件下干气体积和凝析液体积（考虑蒸汽水时则包含水组分），m3ρC—凝析油密度，g/cm3MC—凝析油相对分子质量2、干气原始地质储量干气原始地质储量：gg=GGnGg—干气原始地质储量(体积)，108m3G—凝析气原始总地质储量(体积)，108m3凝析油原始地质储量(质量)：CgVCGiCS10GGR3、凝析油原始地质储量考虑蒸汽水时，则凝析气藏的凝析油原始地质储量(质量)：6CgVCGiCS1010GGRWGC—凝析油原始地质储量，104tW—凝析气中蒸汽水含量，kg/103m3ρC—凝析油密度，g/cm3二、物质平衡法（1）无边(底)水(油)或边(底)水不活跃的封闭性凝析气藏的弹性驱模式，通常称为压降法（2）边(底)水较活跃且有凝析气藏边外能量补给的模式1、封闭弹性驱凝析气藏-压降法物质平衡方程式：gpMCGpihci2ihcgMCGi1V1V1GRppZZGRCpCpgpMCGpgpMCGpCCgMCGigMCGi=G