CN107620587A - 凝析气藏雾状反凝析的控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及凝析气藏反凝析控制技术领域，是一种凝析气藏雾状反凝析的控制方法，按照下述方法进行控制：控制采气速度，井距，生产压差。本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，针对不同的凝析气藏条件，控制气藏反凝析油始终处于雾状，随时形成随时采出，从而达到减少反凝析的目的，能够达到更好的反凝析效果，不仅采收率高，采收率大于67.8%，而且使用本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法开采时的投资较小，为凝析气藏衰竭开发方式下的反凝析控制技术提供了新途径。

Description

凝析气藏雾状反凝析的控制方法

技术领域

本发明涉及凝析气藏反凝析控制技术领域，是一种凝析气藏雾状反凝析的控制方法。

背景技术

凝析气藏的原始地层压力一般高于露点压力，初始条件下，天然气和凝析油呈单一的气相相态，衰竭开采过程中,当地层压力低于露点压力时，就会发生反凝析现象，凝析油会从气相中析出，形成气、液两相，并有一部分残留在储层中，造成凝析油的损失

当井底流动压力高于露点压力时，整个地层均处于单相气流状态；当井底流压低于露点压力而地层压力仍高于露点压力时，地层将出现3 个不同的流动区域（附图1）：III区，地层压力高于露点压力，为纯气区；II区，即可动气不可动油区，地层压力低于露点压力，凝析油析出并开始向储层底部聚集形成无法流动的反凝析油；Ⅰ区，即可动气可动油区，此时凝析出的油滴继续增多，在储层底部形成油堆，在气的作用下，顶部部分油参与流动，形成了上部气流动，中部油流动的两相流模式，直至达到反凝析液量最大值。在区靠近井筒区域，由于速度剥离效应，在高速流作用下，部分凝析油被带出。

反凝析油析出后占据多孔介质孔隙表面和充填微小孔隙，使气体流动的有效孔隙空间减少,增加气液渗流阻力,降低了孔隙通道的渗透性,使凝析气井产能下降；随着地压力降低反凝析油大面积析出后，天然气无法将凝析油带出，则凝析油滞留在储层中无法采出，凝析油采收率大大降低。

现有反凝析控制技术主要是采用注气保压开采和发生反凝析后再进行解除反凝析两种方式。（1）注气保压开采是通过循环注气保持地层压力在露点压力之上，以防止反凝析发生。塔里木牙哈凝析气田采用循环注气开发近六年，年产凝析油达到60万吨/年以上，自然递减小于2％，凝析油的采出程度比采用衰竭式开发提高35％以上，实现了凝析气田高效开发。注气保压开发方式虽然能够控制反凝析发生，但是投资巨大，因为注气开发需要建设相应的注气配套设施，特别对压缩机压力要求高，需要投入的费用高，投资资金一般较衰竭式开发增加2亿至3亿，我国有许多凝析气藏凝析油含量中偏低，处于保持压力开发的经济极限边缘；（2）对于衰竭式开发的凝析气藏，现有技术都是进行发生反凝析后再通过工艺措施解除反凝析。目前主要有注干气（C1为主）单井吞吐、CO₂处理凝析气井近井地带等方式，处理近井地带反凝析污染。塔里木柯克亚凝析气田已现场试验注干气（C1为主）单井吞吐，中原油气分公司现场试验甲醇前置段塞+干气处理凝析气井近井地带，均取得了一定效果。但近井地带进行反凝析解除，只能解决局部反凝析污染，而不能解决全部的反凝析污染，对凝析油的采出带来不利的影响，使凝析油采收率大大降低。

衰竭开发方式下不采取工艺措施的反凝析控制技术未见报道。

发明内容

本发明提供了一种凝析气藏雾状反凝析的控制方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有反凝析控制技术存在投资较大和凝析油采收率不高的问题。

本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种凝析气藏雾状反凝析的控制方法，按照下述方法进行控制：采气速度为3%至8%，井距为400m至1400m，生产压差为0.5MPa至2.2MPa。

下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：

上述当气藏为高孔高渗储层凝析气藏时，直井的井距为900m至1250m，水平井的井距为1300m至1400m。

上述当高孔高渗储层凝析气藏的凝析油含量在250克/立方米以上、储层厚度小于50m、气藏规模小于50亿立方米、原始地层压力小于50MPa时，直井和水平井的井距为900m至1000m；当高孔高渗储层凝析气藏的凝析油含量小于250克/立方米、储层厚度在50m以上、气藏规模在50亿立方米以上、原始地层压力在50MPa以上时，直井的井距为1400m。

上述高孔高渗条件下，生产压差比中孔中渗条件下的压差小0.8MPa至1.2MPa。

上述当气藏为低孔低渗储层凝析气藏时，直井的井距为400m至600m，水平井的井距为700m至800m。

上述当低孔低渗储层凝析气藏的凝析油含量在100克/立方米以上、储层厚度小于30m、原始地层压力小于50MPa时，直井井距为400m至500m；当低孔低渗储层凝析气藏的凝析油含量小于100克/立方米、储层厚度在30m以上、气藏规模在20亿立方米、原始地层压力在50MPa以上时，直井井距为510m至600m。

上述低孔低渗条件下，生产压差比中孔中渗条件下的压差大0.8MPa至1.2MPa。

上述当气藏为高孔高渗储层凝析气藏时，气藏边部的井距为900m至1000m；当气藏为低孔低渗储层凝析气藏时，气藏边部的井距为800m至890m。

上述当边部井靠近边水，储层有效厚度小于50m时，其生产压差比远离边水的边部井的生产压差小0.5MPa至0.8MPa；当高部井的储层有效厚度小于50m时，其生产压差比边部井的生产压差大0.5MPa至0.8MPa。

上述水平井的生产压差为1.0MPa至1.2MPa；直井生产井的生产压差为1.8MPa至2.2MPa。

本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，针对不同的凝析气藏条件，控制气藏反凝析油始终处于雾状（分散状），随时形成随时采出，从而达到减少反凝析的目的，能够达到更好的反凝析效果，不仅采收率高，采收率大于67.8%，而且使用本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法开采时的投资较小，为凝析气藏衰竭开发方式下的反凝析控制技术提供了新途径。

附图说明

附图1为常规凝析气藏的模型图。

附图2为凝析气藏未采用本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法的单井剖面模式图。

附图3至附图5为凝析气藏采用本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法后的反凝析状态控制单井剖面模式图。

附图中的编码分别为：1为Ⅰ区，2为Ⅱ区，3为Ⅲ区，4为Pd（雾点压力），5为Pr（地层压力），6为压降漏斗曲线，7为Ⅰ速度剥离效应区，8为Ⅱ可动气可动油区，9为Ⅲ可动气不可动油区，10为Ⅳ雾状流区，11为Ⅴ纯气区，12为图2中的压降漏斗曲线，13为发生雾状反凝析的压力（P_雾），14为发生雾状反凝析的临界压力1（P_雾1），15为发生雾状反凝析的临界压力2（P_雾2）。

图1至图5中，灰色区域为气体，灰色区域中的黑色部分和黑色圆均为凝析油。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。

下面结合实施例对本发明作进一步描述：

实施例1：该凝析气藏雾状反凝析的控制方法，按照下述方法进行控制：采气速度为3%至8%，井距为400m至1400m，生产压差为0.5MPa至2.2MPa。

通过采气速度、井距和生产压差的控制，能够控制气藏反凝析油始终处于雾状（分散状），随时形成随时采出，从而达到雾状反凝析，雾状反凝析油流动产出，减少反凝析。

由于本发明方法不是注气保压开发方式，也就不需要建设相应的注气配套设施，从而不需要相应的投资资金，因此，本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法的投资较小。

该凝析气藏雾状反凝析的控制方法的控制参数有三个，一是高速合理的采气速度（3%至8%，采气速度=油气采气量/油气储量*100%）是雾状反凝析油能及时采出的必要条件，利用地层高速流体和近井速度剥离作用带出地层内的反凝析油；二是合理的井距（井网井距）减小井间反凝析堆积，控制井间不流动区（或弹性膨胀区）范围，使凝析油能够被天然气带出，实现均衡反凝析；三是差异化压降（生产压差）保证非均质储集体内都为雾状反凝析状态。

本实施例所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法的雾状反凝析控制的机理：通过采气速度、井距和生产压差的控制，在地层压力低于露点压力时，凝析油滴析出，呈分散状（雾状）均匀分布在气态中，无连续油相存在，流动特征为气相，但此时不再完全混相抽提于天然气中。

分散状凝析油滴随高速流动的气体以雾状流形式随时形成随时产出，一段时间后，油滴全部被带出，地层中存留的天然气又恢复到单一气相，由于首先析出的重烃已经采出，滞留地层中的天然气重烃组分会逐步减少，凝析油含量有所降低，凝析气露点压力和临界压力下降。

实施本实施例所述的控制方法时，实际气藏开发是一个高速连续压降过程，在地层压力连续下降的情况下，反凝析油滴还来不及形成连续相，即在雾状流状态下边形成边随高速气流采出，即使开发到地层压力远低于露点压力情况下，反凝析油仍然呈分散雾状存在。

通过本实施例所述的控制方法，使凝析气藏的反凝析油由图2所述的聚集状态逐渐演变，直至转变成图5中的雾状。转变过程为：由图2中的状态转变成图3所示的状态，再由图3所示的状态转变成图4的状态，最后由图4的状态转变成图5中的雾状，在此转变过程中，Ⅰ速度剥离效应区7堆积的反凝析油被高速气流带起形成大油滴，大油滴继续在高速气流等作用下变成小油滴，直至整个油气形成雾状均匀分布在气态中，即图5所示状态。

根据实际情况，凝析气藏的反凝析油也可能由图2所述的聚集状态直接演变成图5中的雾状反凝析油。

实施例2：该凝析气藏雾状反凝析的控制方法，按照下述方法进行控制：采气速度为3%或8%，井距为400m或1400m，生产压差为0.5MPa或2.2MPa。

实施例3：作为上述实施例的优化，当气藏为高孔高渗储层凝析气藏时，直井的井距为900m至1250m，水平井的井距为1300m至1400m。

针对高孔高渗储层凝析气藏，直井井距和水平井井距的设置，使各井的控制范围交叉重叠，能够实现高孔高渗储层凝析气藏雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例4：作为上述实施例3的优化，当高孔高渗储层凝析气藏的凝析油含量在250克/立方米以上、储层厚度小于50m、气藏规模小于50亿立方米、原始地层压力小于50MPa时，直井和水平井的井距为900m至1000m；当高孔高渗储层凝析气藏的凝析油含量小于250克/立方米、储层厚度在50m以上、气藏规模在50亿立方米以上、原始地层压力在50MPa以上时，直井的井距为1400m。

针对不同气藏条件，设置了不同的井距，这样能够实现该条件下的气藏能够雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例5：作为上述实施例3至实施例4的优化，高孔高渗条件下，孔喉大结构好，生产压差比中孔中渗条件下的压差小0.8MPa至1.2MPa。

针对高孔高渗条件，生产压差的设置，能够在该高孔高渗条件下实现雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例6：作为上述实施例1至实施例2的优化，与实施例3至实施例5不同之处在于，当气藏为低孔低渗储层凝析气藏时，直井的井距为400m至600m，水平井的井距为700m至800m。

针对本实施例所述的气藏条件，直井和水平井井距的设置，能够在该高孔高渗条件下实现雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例7：作为上述实施例6的优化，当低孔低渗储层凝析气藏的凝析油含量在100克/立方米以上、储层厚度小于30m、原始地层压力小于50MPa时，直井井距为400m至500m；当低孔低渗储层凝析气藏的凝析油含量小于100克/立方米、储层厚度在30m以上、气藏规模在20亿立方米、原始地层压力在50MPa以上时，直井井距为510m至600m。

针对本实施例所述的气藏条件，直井井距的设置，能够在该高孔高渗条件下实现雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例8：作为上述实施例6至实施例7的优化，低孔低渗条件下，生产压差比中孔中渗条件下的生产压差大0.8MPa至1.2MPa。

针对本实施例所述的气藏条件，生产压差的设置，能够在该气藏条件下实现雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例9：作为上述实施例的优化，当气藏为高孔高渗储层凝析气藏时，气藏边部的井距为900m至1000m；当气藏为低孔低渗储层凝析气藏时，气藏边部的井距为800m至890m。

针对本实施例所述的气藏条件，井距的设置，能够在该气藏条件下实现雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例10：作为上述实施例的优化，当边部井靠近边水，储层有效厚度小于50m时，其生产压差比远离边水的边部井的生产压差小0.5MPa至0.8MPa；当高部井的储层有效厚度小于50m时，其生产压差比边部井的生产压差大0.5MPa至0.8MPa。

针对本实施例所述的气藏条件，生产压差的设置，能够在该气藏条件下实现雾状反凝析，减少反凝析的发生。

实施例11：作为上述实施例的优化，水平井的生产压差为1.0MPa至1.2MPa；直井生产井的生产压差为1.8MPa至2.2MPa。

针对本实施例所述的气藏条件，生产压差的设置，能够在该气藏条件下实现雾状反凝析，减少反凝析的发生。

将本发明上述实施所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法应用于雅克拉气田，其采气速度为5%至7%，根据雅克拉构造为东西向长轴背斜构造的特点，采用不规则布井方式，在构造长轴方向不规则线性井网，在高点上面积布井，水平井水平段沿长轴方向，井距为1200m至1400m，生产压差为1.5MPa至2.2MPa。

雅克拉气田应用本发明上述实施所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法后，凝析油采出程度高达67.8%，达到衰竭式高速高效开发的高峰。而采用现有反凝析控制方法（注气保压开采和发生反凝析后再进行解除反凝析方式）时，采用循环注气开发的牙哈、大张坨等区块的采收率（采收率是最终的采出程度）为60%，采用衰竭+注气开发的俄罗斯哈西鲁迈尔凝析气田的采收率为63.2%，并且采用衰竭式开发的凝析气藏采收率一般在20%至40%，高的可达50%左右。雅克拉下气层凝析油采用本发明方法后，采出程度达到67.8%，与国内外衰竭式开发的凝析气藏相比，采出程度较高，即采收率较高，开发效果较好。

并且采用上述实施所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法的投资资金小于注气保压开采的投资资金。

综上所述，采用本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，针对不同的凝析气藏条件，控制气藏反凝析油始终处于雾状（分散状），随时形成随时采出，从而达到减少反凝析的目的，能够达到更好的反凝析效果，不仅采收率高，采收率大于67.8%，而且使用本发明所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法开采时的投资较小，为凝析气藏衰竭开发方式下的反凝析控制技术提供了新途径。

以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

Claims (10)

1.一种凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于按照下述方法进行控制：采气速度为3%至8%，井距为400m至1400m，生产压差为0.5MPa至2.2MPa。

2.根据权利要求1所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于当气藏为高孔高渗储层凝析气藏时，直井的井距为900m至1250m，水平井的井距为1300m至1400m。

3.根据权利要求2所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于当高孔高渗储层凝析气藏的凝析油含量在250克/立方米以上、储层厚度小于50m、气藏规模小于50亿立方米、原始地层压力小于50MPa时，直井和水平井的井距为900m至1000m；当高孔高渗储层凝析气藏的凝析油含量小于250克/立方米、储层厚度在50m以上、气藏规模在50亿立方米以上、原始地层压力在50MPa以上时，直井的井距为1400m。

4.根据权利要求2或3所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于高孔高渗条件下，生产压差比中孔中渗条件下的压差小0.8MPa至1.2MPa。

5.根据权利要求1所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于当气藏为低孔低渗储层凝析气藏时，直井的井距为400m至600m，水平井的井距为700m至800m。

6.根据权利要求5所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于当低孔低渗储层凝析气藏的凝析油含量在100克/立方米以上、储层厚度小于30m、原始地层压力小于50MPa时，直井井距为400m至500m；当低孔低渗储层凝析气藏的凝析油含量小于100克/立方米、储层厚度在30m以上、气藏规模在20亿立方米、原始地层压力在50MPa以上时，直井井距为510m至600m。

7.根据权利要求5或6所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于低孔低渗条件下，生产压差比中孔中渗条件下的压差大0.8MPa至1.2MPa。

8.根据权利要求1或2或3或4或5或6或7所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于当气藏为高孔高渗储层凝析气藏时，气藏边部的井距为900m至1000m；当气藏为低孔低渗储层凝析气藏时，气藏边部的井距为800m至890m。

9.根据权利要求1或2或3或4或5或6或7或8所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于当边部井靠近边水，储层有效厚度小于50m时，其生产压差比远离边水的边部井的生产压差小0.5MPa至0.8MPa；当高部井的储层有效厚度小于50m时，其生产压差比边部井的生产压差大0.5MPa至0.8MPa。

10.根据权利要求1或2或3或4或5或6或7或8或9所述的凝析气藏雾状反凝析的控制方法，其特征在于水平井的生产压差为1.0MPa至1.2MPa；直井生产井的生产压差为1.8MPa至2.2MPa。