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凝析+低渗+高含硫.ppt

凝析+低渗+高含硫

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2011-08-11 0人阅读 举报 0 0 0 暂无简介

简介:本文档为《凝析+低渗+高含硫ppt》,可适用于高等教育领域

特殊气藏开发特殊气藏开发凝析气藏开发(含油环凝析气)低渗气藏开发高含HS气藏开发水驱气藏开发异常高压气藏开发煤层气开发水合物气藏开发CO气藏开发●凝析气藏:指地下聚集的烃类在储集层温度和压力下重质组分汽油馏分至煤油馏分及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态分散在天然气中。●基本特点:在地层条件下天然气和凝析油呈单一的气相相态并在一定的压力范围内符合反凝析规律。凝析气藏开发●开发的特殊性、开发过程中油气体系会发生反凝析现象油气体系的相态和组成随时随地都会发生变化。、当地层压力降到初始凝析压力以下某个压力区间内会有一部分凝析油在储层中析出并滞留在储层岩石孔隙表面而造成损失。凝析气藏的地质和开发的主要特征凝析气藏的地质和开发的主要特征一、凝析气藏的地质特点、具有异常高压、高温压力常高于Mpa温度高于℃多数压力Mpa温度℃、具有足够数量的气态烃流体组分中以上是甲、乙、丙烷、具有一定数量的液态烃液体成分是凝析物的主要成分。凝析物主要有三种来源。)地层深处生油层中有机质的深成作用)生物降解作用)高温高压下油环或底油中的轻质组分向气中运移。、具有一定的甲烷同系物、具有相当可观的内部水压驱动能量●内部水驱:储集层外围、产层之间的非储集层以及裂缝性气藏或凝析气藏中的基质岩块在生产过程中由于压力下降产生压缩作用挤出其中的残余水(束缚水)这些残余水进入储集空间并占据以前为烃类所占据的孔隙使气藏的压力保持在一定的水平。二、凝析气藏的分布特点、在寒武系到更新统的各类地层中均有分布。、主要分布在较晚形成的地台型盆地内。且在地台内的盆地分布在~米的深度在地台边缘增至~米、在老地台内的盆地凝析油分布较少但在盆地边缘或边缘的礁块区内凝析油分布较多。其分布深度不等。、在活动盆地中分布在~米之间。、形成凝析气田的最有利地区是台地和山前坳陷接触带。、较晚地台内凝析气密度可达~g/cm。沸点范围~℃凝析油的烃组分以环烷烃为主环烷烃含量可达~%氩含量也很高可达~%。凝析气中重的甲烷同系物随深度增加最高达~%。、老地台盆地凝析油密度低、沸点低凝析气的烃组分中甲烷为主含量达%。、中生代强烈下降区凝析油富含环烷烃凝析气中甲烷同系物含量在浅层达~%深层重烃更少不超过%。三、凝析气藏的开发方式●衰竭式(消耗式)开发和保持压力开发两种方式。●具体应用时应依据凝析气田的地质条件、气田类型、凝析油含量、经济指标和地面整体规划等进行选取。、衰竭式开发)适用的条件●原始地层压力高。产层压力远高于初凝压力。●气藏面积小。有些凝析气田虽然面积很大但被断层分割为互不连通的小断块即便凝析油含量高也可采用消耗方式。●原始气油比高即凝析油含量低。●地质条件差。如气层的渗透率低吸收指数低严重不均质裂缝发育不均以及断层分割等。●天然能量充足。边底水侵入可使地层压力下降的速度减慢可保证达到较高的凝析油采收率。)特点●凝析油损失大可达。通常Smax<SOC。●相对于保持压力开发基建投资少开发费用较低能很快收回成本●对储层认识程度要求不高。储层连续性和均质程度不太重要●与循环注气相比很容易满足国民经济对天然气的需求可提前销售气体受益较早。、保持压力开发●保持压力开发是提高凝析油采收率的主要方法尤其是凝析油含量较高的凝析气田。●保持地层压力的有效性和合理性取决于气中的凝析油含量、气和凝析油的总储量、埋藏深度、钻井和设备、凝析油加工和其他因素等。)适用条件●油气储量大凝析油含量高。凝析油含量为cmm天然气日采出量在万m以上凝析油含量超过cmm气体储量超过亿m地层深度在m左右的凝析气藏保持压力的下限是凝析油含量在~mgl较深的地层要求含量更高。●地层压力。超高压凝析气田储层处于一种“撑帐”状态应当保持压力开发。●地质特征。储层均质性好含气面积大且未被断层切割。)保持压力的方式●早期保持压力。地层压力接近露点压力。●后期保持压力。先进行降压开采待地层压力降到露点压力附近时再保持压力。●全面保持压力。在达到经济极限之前将整个气藏的压力保持在高于露点压力的水平。●部分保持压力。即采出量大于注入量使压力下降速度减缓减少凝析油的损失。)注入介质的选择①干气●机理:注入的干气与地下湿气混合后增加地层中气体干度降低露点压力和凝析油含量使地层中反凝析现象减弱甚至消失。●特点:干气对提高凝析油采收率的效果比任何其他非烃气体好。部分保持地层压力减少反凝析损失减缓反凝析速度。同时注入气可将凝析气驱动到生产井还能抽提蒸发已凝析的凝析油。方法简单投资少。倘若干气单层突破不会降低产出气的热值和销售价格。随天然气气源的日趋短缺价格上涨注干气变得不经济。②N或N与天然气的混合物●机理:可以使烃类液体蒸发同天然气形成混相驱并能使气藏以较高的速度生产。●存在的问题及解决措施问题:注纯N会导致露点压力升高引起地层中液体析出。措施:可通过首先注入一个N加天然气的缓冲段塞带再注纯N来消除注纯N的不利影响。●特点:氮气广泛存在于空气中资源丰富价廉且不受地理环境的限制。注N和脱N设备价格昂贵工艺复杂。对凝析液的抽提蒸发能力较干气差。N过早突破会降低产出气的热值影响产出气的质量。在注N的成本中约有一半用于电能消耗。③空气●两种类型的氧化反应:燃烧和低温氧化。●燃烧:碳氢化合物在氧参与下完成燃烧产生CO、CO和HO。最低有效燃烧温度接近℃比气层温度高得多。●低温氧化:部分氧化反应给烃链补充氧。反应产物是羧酸类、醛类、酮类、醇类和氢过氧化物。氧消耗是在℃以上的温度下通常高于气层温度。●特点:注空气的效果与注N的效果很近。注空气的费用比注干气大但注空气有利于将更多的干气资源用作化学工业的燃料和原料。空气突进到生产井之后严重地腐蚀套管和油管。④CO●机理:CO与天然气形成混相可提高驱替效率。可以有效地使重馏分蒸发提高重馏分的驱替效率。●CO已用于油田提高原油采收率苏联有用于凝析气田的实例。⑤水●优点:一次完成凝析气藏的开发不必作为纯气藏进行第二阶段开发。气藏一投产就能销售天然气。注入成本低。流度比合适驱替效率高。保持压力而不改变气体的组成和露点压力。●缺陷:泥质夹层和泥质胶结物可能发生膨胀。当岩石与水和机械杂质相互作用时可能堵塞近井地带和地层造成注水压力的急剧上升。随注入水的推进注入水会圈闭岩石孔隙中的大量气体(主要是干气)造成残余气饱和度较高。水驱后的剩余气在随后的降压过程中不会立即流动要达到一定的临界流动饱和度才行如果在降压过程中出现了水的突破那么流体的举升将是一个严重的问题。四、油环凝析气藏开发方式●开发特点:无论从含油带采油还是从含气带采气常是不均匀的气从凝析气带窜入含油带油从含油带窜入凝析气带从生产井采出的是油气混合物。●主要任务:是不让油侵入凝析气带和减少凝析油的损失。●带油环凝析气藏开发方式的选择通常要考虑的因素:、油环和含凝析气部分的大小、地层的构造特点、市场对天然气、凝析油和原油的需要、技术装备水平和国家现行技术经济政策等。●带油环凝析气藏的开发方式、只采气不采油、先采气后采油(或先采气后同时采气采油)、先采油后采气、同时采油采气。在每一种方式中又可分为衰竭开采和保持压力开采两种情况。天然气的采收率差别不大原油和凝析油损失的差别较大。、只采气不采油)特点()出于经济考虑原油全部损失。()有可能获得较高的近期经济效益。)实例()北海的弗里格斯油气田()中国渤海锦州凝析气田、先采气后采油)原因:先发现气后发现油或国民经济急需用气。)实例:()前苏联的卡拉达克油气田()美国的西门特油气田)后果:会引起原油储量的重新分配。估计在采出天然气储量的左右时原油将损失于水侵区和含气带实质上相当于只采气不采油。)原油储量的重新分布()活跃水驱当地层压力下降时边水开始侵入油藏油水和油气界面开始移动原油储量分布在以下三个地区即水淹区含油带(水未波及的地区)和气顶区。在油水界面到达原始气顶边界时原始含油带消失全部原油储量分布在水淹区和气顶中。()影响原油储量重新分布的因素①含气带体积与含油带体积比②地层压力③地层渗透率④产量()定容条件(水驱不活跃)主要的天然能量是原油中的溶解气和气藏中的游离气。在采气不采油时整个油气藏的地层压力不断下降含油带中的平均压力基本上等于含气带中的压力。随着天然气的开采溶解气从原油中分离出来含油饱和度不断下降。随着原油体积的膨胀原油侵入含气带。虽然侵入气顶的油量不多但是由于地层压力下降显著油井开采条件严重变坏。、先采油后采气)适用条件:原油储量比较大含油体积大于含气体积。)开发的原则:()就开发次序而言含油带的开发应优于含气带的开发()在开发含油带时应保证以水驱油而不是以气驱油()在采油的同时应采取强化采气的措施。)衰竭式和保持压力两种方式()衰竭式●适用条件原油储量大气区孔隙体积大大超过油区孔隙体积凝析油含量少储量也不大●无活跃边、底水驱油动力:气体的膨胀能量特点:①会形成气区到油区的一定压力差湿气进入含油区后凝析油析出使得原油粘度降低有利于提高原油采收率。②由于凝析气区压力下降地层中会出现反凝析现象。反凝析损失的大小取决于油区和气区的孔隙体积之比、地层中的凝析油含量。●具有活跃地层水驱油动力:边外地区的弹性能量和气顶的压缩气影响弹性水压驱动作用的因素:①气顶和含油带的体积比②地层压力③边外地区的地层性质●提高地层水驱油作用的方法调节含气区的采气量使采油量和采气量保持一定的比例从而使油气界面不移动原油基本上借助水驱采出。()保持压力●适用条件:原油储量比较大凝析油含量较高最重要的是要尽可能保持油气界面稳定既避免油侵入含气区又避免气侵入含油区或者将油驱替到低渗透区同时尽量减少凝析油的损失。●采用的方式①边缘或底部注水②顶部注气和底部注水相结合实例:加拿大来达克乌得DA③边外注水和隔障注水相结合实例:前苏联的日尔诺夫巴赫梅奇也夫油气田④面积注水、同时采油采气)特点()把油气藏看作是同时开采气以及凝析油和原油的层系采油和采气保持一定的比例保持油气界面不动()为了提高烃类的最终采收率可采用注气保持压力的方法开发油环()可在一口井轮换采油采气或同时采油采气射孔时同时射开含气段的下部和含油段的上部射孔时应考虑到采油和采气量的最合理比例()生产井产液收集系统应考虑气、凝析油和原油合采。)优点()充分利用地层能量采出原油储量保持原油生产长期自喷()能获得最大单井累积原油产量()在按比例采油采气的情况下可保持油气界面不动减少原油损失()不用专门打采油井可减少投资。)衰竭式和保持压力两种方式()衰竭式应注意控制开采速度保持压力梯度由含气部分向含油部分这样可以提高油的采收率同时析出的凝析油可降低油的粘度减少凝析油的损失。实例:前苏联里海南部港湾的巴哈尔凝析气油田()保持压力●沿油气界面注水将含油部分和含气部分分割开分别同时采油采气。●顶部注气实例:美国黑湖带油环凝析气田低渗透气藏开发低渗透气藏开发低渗透气藏的分类低渗透气藏的储量计算低渗透气藏的开发生产特征低渗透气藏开发机理研究低渗透气藏增产措施经验教训低渗透气藏的分类低渗透气藏的分类SY气藏分类中的分类当然还有可能带裂缝的灰岩或砂岩储层等情况低渗透气藏的分类低渗透气藏的分类大多数气藏的资源分布低渗透气藏的储量计算低渗透气藏的储量计算当产量和压力资料可用时应用物质平衡法来计算气体的储量将优于容积法然而有缺点不能用于下列井:无产量资料的新井时关井后压力恢复缓慢的低渗透气藏在这样的条件下常用容积法:低渗透气藏的储量计算低渗透气藏的储量计算如果用总孔隙度取代有效孔隙度储量高含水饱和度的低估能高出泄油面积估测错误可以导致总储量计算可能超过低渗透气藏的储量计算低渗透气藏的储量计算应用短期的压力恢复试井估算致密气藏储量方法:类似于等时试井但此是针对储量进行的如一个区块已开年每年关一次关井时间可以很短如天这时压力仍在恢复把关井一天时间的PZ值对应当时的累计采出量Gp值画在图上得到个点连成直线得到不稳定的等时PZ值。从这条线外推到GP=时显然不能和初期PiZi线相重合。通过PiZi点画一条平行于PZ的直线外推PZ=点的G则可得原始地质储量G。低渗透气藏的开发生产特征低渗透气藏的开发生产特征致密气藏(长庆、大牛地mD)低产是最主要的特征主要体现在:初期日产几百方或无产能进行压裂后的产能有的也只有几千方按经验无阻流量或配产不能稳产产量早期递减很快后期慢但产量低低渗透气藏开发机理研究低渗透气藏开发机理研究()低渗气藏吸附(LincolnCountyWestVirginia)井生产物质平衡曲线影响储量苏联我们PZ累计产气低渗透气藏开发机理研究低渗透气藏开发机理研究()低渗气藏的非达西渗流grapⅠⅡⅢⅠ─低速非线性达西流  Ⅱ─线性达西流 Ⅲ─高速非线性流滑脱及启动压力应力敏感实验曲线应力敏感实验曲线应力敏感典型曲线应力敏感典型曲线有束缚水及应力下的启动压力梯度测试考虑启动压力的典型压力恢复曲线岩心气流速度与气相渗透率关系图岩心气流速度与含水饱和度关系图低渗透气藏开发机理研究低渗透气藏开发机理研究()经济极限产能由于低渗透的产能低单井应具有经济极限产能在一定的技术条件和产能下才能达到应有的经济效益因此研究经济极限产能是很有意义的()合理生产压差的研究压差越大产量可能越大但K下降越大如果未找到合理的生产压差则可能造成地层中很多气被圈闭而使产能降得更低低渗透气藏开发机理研究低渗透气藏开发机理研究()低渗透气藏的污染评价A、地层水的污染B、凝析油污染C、钻井完井液的污染D、污染评价及解释低渗透气藏开发机理研究低渗透气藏开发机理研究压力下降储层气中不会产生凝析水气中水含量压力低渗透气藏增产措施低渗透气藏增产措施钻加密井酸化压裂()大型水力压裂()泡沫压裂()限流量压裂()醇处理用水平井开发裂缝性低渗砂岩气藏低渗透气藏增产措施低渗透气藏增产措施钻加密井可增加产量增加储量酸化压裂()大型水力压裂:压裂液要求:A、足够的粘度支撑剂的输送B、压裂液具有较高的效率C、低的管子摩阻压力D、与地层配伍E、施工后迅速排液。()泡沫压裂:全美泡沫压裂次年注N设备工作压力达MPa施工压力达MPa优点是损失少、支撑剂输送能力强、泡沫含水低、配伍性好、不伤害地层、利于反排。平均增产倍适用低渗、水敏性产层。低渗透气藏增产措施低渗透气藏增产措施()限流量压裂实质上是分隔的多层压裂增产倍是酸化的倍()醇处理机理:一方面是界面张力低与滤液混合后可降低液相的界面张力从而减少毛管阻力有利于反排二是醇与滤液混合后可有较低的共沸点反排时易于成为气态物排出此外醇还有使膨胀粘土收缩的作用从而使地层K得以恢复经验教训经验教训经验:地质研究是基础储量计算需不断完善对开发经济界限要进行分析气田布井逐渐加密空气钻井是很好的钻井方式不断改进完井工艺提高气井产能成功的生产测井和增产措施是开发成功的保证经验教训经验教训教训:早期钻探成果直接影响气田开发在产能建设时应缩短建设周期对开发经济界限要进行研究完井技术是优化气田开发的关键高含硫气田的开发高含硫气田的开发高含硫气田的分布影响元素硫沉积的因素高含硫气田开发中应当研究和考虑的问题高含硫气田开发技术的关键参考:钱治家郭平译《酸气开发设计指南》石油工业出版社高含硫气田的分布高含硫气田的分布年代发现赵兰庄油气藏气层天然气中含HS达含量属世界第位。四川发现了一些高含硫气田:如卧龙河气田()中坝气田()威远气田()目前作为西气东输的四川川东北飞仙关气田也是高含HS的气田含量达影响开发的三个主要问题:剧毒、腐蚀、元素硫沉积影响元素硫沉积的因素影响元素硫沉积的因素元素硫存在于火山某些煤石油和天然气中。同时元素硫也可以以纯化学晶体出现于石膏和石灰的沉积层内。在这些来源中最丰富的来源是含硫天然气中的硫化氢。元素硫的产出方式:地层中元素硫主要靠三种方式被携带出地面:一是与硫化氢生成多硫化氢二是元素硫溶于高分子烷烃三是当地层温度高于元素硫熔点时以微滴状被高速气流携出地面影响元素硫沉积的因素影响元素硫沉积的因素温度压力影响:在同样的HS的含量下压力和温度的升高溶解度也随之增加影响元素硫沉积的因素影响元素硫沉积的因素HS含量:越多发生元素硫沉积的可能性就越大在含硫天然气中硫的溶解度随HS的浓度的增加而增加影响元素硫沉积的因素影响元素硫沉积的因素其它因素:元素硫的沉积还受到井底生产压差的影响。井底压差越大元素硫就越易在井底周围的地层中沉积。另外若气体流速越大越易携带出元素硫元素硫就越不易发生沉积(但是一对矛盾)。高含硫气田开发中的问题高含硫气田开发中的问题随着开采过程中温度和压力的降低地层、井筒和地面集输设备中硫的析出沉积会对开发造成严重的影响甚至造成停产使采收率大大降低固体水合物的生成是富HS天然气开发常常遇到的难题防腐是气田开发中的又一重大难题:包括井筒和地面集输管线的防腐问题(这里不作为我们的研究考虑的内容)高含硫气田开发中一般应研究的问题高含硫气田开发中一般应研究的问题富含HS气田天然气的取样技术富含HS天然气气液固(气水元素硫)的相平衡元素硫在富含HS天然气中的溶解度富含HS天然气水合物生成条件的实验测定及抑制剂配方与加入量计算富含HS天然气藏元素硫沉积对地层的伤害及采收率影响硫沉积对产能及井筒流动的影响研究)防腐技术高含硫气藏的防腐技术国内已开展了试验尚未达到工业应用。需要完善发展防电化学腐蚀技术:HS、CO和地层水中高浓度的氯离子等综合因素所导致的电化学失重腐蚀还没有得到有效控制。腐蚀监测技术:由于硫化氢的强腐蚀和剧毒性质要求更严格的监测技术以便有效监测腐蚀状况和防腐措施效果避免腐蚀泄漏确保安全生产。高含硫气田开发技术的关键)硫相态研究及硫沉积防治技术储层温度压力变化使处于硫饱和状态的储层流体发生一系列的相态变化出现硫的沉积。硫以固态形式沉积在井筒和地下导致井的产能降低影响开发效果。措施:确定合理生产压差和产量控制近井地带及井筒的井温避免或减小硫沉积。研制并注入添加剂解除硫积污染。硫沉积导致井的产量快速下降图单井产量在天内就从×md降到×md压力恢复表明表皮系数从生产前的负值上升到。Canada的Waterton气田开发过程中HS含量变化开发过程中HS含量变化经验统计HS组成变化增大但不会超过

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