CN102953717A - 废弃凝析气藏注水开发方法 - Google Patents

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CN102953717A CN2011102493688A CN201110249368A CN102953717A CN 102953717 A CN102953717 A CN 102953717A CN 2011102493688 A CN2011102493688 A CN 2011102493688A CN 201110249368 A CN201110249368 A CN 201110249368A CN 102953717 A CN102953717 A CN 102953717A
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安振月
刘丽萍
李国江
郭平
姚瑞香
韩世庆
褚淑敏
张绍岭
车正家
董治
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Abstract

本发明公开了一种废弃凝析气藏注水开发方法，该方法先进行流体PVT全分析，在此基础上完成长岩心驱替实验分析，其中长岩心驱替实验主要包括下述步骤：现场选取岩心样本；测试岩心的基本物性参数；将样本岩心拼成长岩心进行驱替实验，先进行自然能量衰竭实验，再注水驱替，根据实验得出不同条件下水驱凝析油和凝析气采收率，比较那种注水方式更适合现场提高凝析气藏采收率需求；最后室内实验结果编制凝析气藏注水开发方案。本发明方法可以解决目前凝析油气藏以衰竭式方法开采，能量下降快，凝析油损失于地下，采出程度较低的难题。采用该方法优选合理的水驱速度及水驱方式，对废弃凝析气藏实施注水开发，有效提高了凝析油气藏的采收率。

Description

废弃凝析气藏注水开发方法
技术领域
本发明涉及一种凝析气藏开发方法，特别涉及一种废弃凝析气藏注水开发提高采收率的方法。
背景技术
凝析气田已在我国气田中占有相当重要的位置，其开发也已受到石油工业界愈来愈大的关注。然而，凝析气田是一类极为特殊而复杂的气田。它一方面由于能同时采出天然气和凝析油而具有较高的经济价值；另一方面，在开发过程中，由于凝析气的逆行凝析，随地层压力降到低于露点后，气相中重烃会发生相间传质、相态变化，凝析出凝析油并大量凝聚在从气井到储层远处的地层多孔介质中，形成井周和储层内部的压降漏斗、渗透率漏斗、饱和度漏斗以及不易流动的圈闭凝析油，从而影响凝析气藏的开发效果。因此为了防止储层中反凝析现象的发生，通常采用保持凝析气藏地层压力高于露点压力的开采方式。
在凝析气藏的开发实践中，传统的保持压力开发凝析气藏的方式是回注干气，保持压力开发。但随着天然气气源的日趋短缺，天然气价格上涨，循环注干气变得不经济。此外，还可以注氮气或氮气与天然气混合物。避免了循环注气方式需要长期封存天然气的缺点。注氮气可使烃类液体蒸发，可同天然气形成混相驱，并能使天然气和凝析油同时开采和销售。但注氮气将导致露点压力上升，使地层反凝析现象加重。
早在60年代，就已提出凝析气藏注水。但由于气田开发采收率高，定容封闭气藏采收率比水驱气藏采收率高很多，水驱后水封气剩余饱和度高，气藏、气井以至于搞采气的人都“怕水”，所以干气气藏、凝析气藏至今还没有注水的，只有利用天然水驱能量开发凝析气藏的。然而注水具有其特有优越性，已逐渐引起石油工业界的重视。
我国已有很多油环凝析气藏或凝析气顶油藏。俄罗斯对这套油气田开发的传统做法是“屏障注水”，采取的方式有：一排或多排“屏障注水”，沿油气界面注水，形成“水墙”，拉成水线，这样就可同时开发含气区和含油区；气顶底水油藏则多进行面积注水，含油区切割成若干小块进行开发；还有在油气界面注聚合物溶液或高稠原油的“屏障注水”。这些试验的结论是：对大面积气顶覆盖的油藏，各类注水方式都有效，均有前景。
国内传统的凝析气藏开发理论认为：水对凝析气藏的威胁很大，特别是气层单层较薄、构造平缓、物性较好、边底水活跃的气藏，边水一旦突破前缘，便直接淹向气井，导致气藏过早停喷停产，增加了气藏的废弃压力，损失了气藏资源。此外，水进入凝析气藏容易形成贾敏效应导致水锁，使剩余凝析油气无法采出。
发明内容
本发明的目的是：提供一种注水开采方法，提高废弃的凝析油气藏储量动用程度，较大提高凝析油气藏采收率。本发明方法可以解决目前凝析油气藏以衰竭式方法开采，能量下降快，凝析油损失于地下，采出程度较低的难题。
本发明采用的技术方案是：废弃凝析气藏注水开发方法，先进行凝析气藏流体PVT全分析，在此基础上完成长岩心驱替实验分析，所述流体PVT全分析包括下述步骤：
第一步，对所选凝析气藏内优选井的目的层位进行现场流体取样，获得优选井目的层位的原始流体样品；
第二步，对样品进行油气组成色谱分析及井流物组成计算，得到地层条件下流体不同组分的含量；
第三步，在模拟地层条件下，测试样品得到地层流体地面闪蒸分离气油比、闪蒸凝析油油密度、闪蒸气和油的组成，同时测得凝析油含量；
第四步，测取样品凝析油气体系在模拟地层条件下体积膨胀能力即弹性膨胀能量和露点压力，从而获得凝析油气体系PV关系和露点压力等流体相态特征参数；
第五步，开展定容衰竭式实验测试，模拟凝析气藏衰竭式开发过程中的生产动态，预测凝析气藏衰竭开发过程中地层反凝析油饱和度变化，采出井流物组成变化以及井流物和凝析油采出程度的变化等动态参数；
其特征在于长岩心驱替实验包括下述步骤：
第一步，现场录取所选凝析气藏目的层的岩心样本，需要选择无破损且较长的岩心；
第二步，将上一步录取的岩心，经打磨、清洗、烘干后，对岩心的基本物性参数进行了测试，取得平均渗透率、平均孔隙度，总孔隙体积等参数；
第三步，将样本岩心按一定的排列方式拼成长岩心。每块岩心之间用滤纸连接，岩心的排列顺序按照调和平均方式排列，由下列公式调和平均法算出值，然后将
Figure BDA0000086446390000032
值与所有岩心的渗透率作比较，取渗透率与
Figure BDA0000086446390000033
最接近的那块岩心放在出口站第一位；然后依次类推得出岩心排列顺序，拼好长岩心待用；
L K ‾ = L 1 K 1 + L 2 K 2 + Λ + L i K i + Λ + L n K n = Σ i = 1 n L i K i
公式中：L——岩心的总长度，cm；
Figure BDA0000086446390000035
——岩心的调和平均渗透率，μm2；
Li——第i块岩心的长度，cm；
Ki——第i块岩心的渗透率，μm2。
第四步，在露点压力条件下，用流体PVT全分析中所得气和油样品配制凝析气；根据优选井原始水样品分析数据配制地层水和注入水；
第五步，在室内，模拟实验区块地层温度、压力，恢复原始地层状态，对组合的长岩心进行抽空，并注入配置好的地层水饱和岩心，在实验温度和压力条件下稳定一段时间，使岩心得到充分饱和后，记下饱和量；然后用凝析气驱替岩心中的水，直到不出水为止，稳定一夜，继续驱替，直到不出水，记录驱出水量，计算束缚水饱和度和含气饱和度；
第六步，进行长岩心驱替实验：
a.先对长岩心进行自然能量衰竭实验，能量自然衰竭到试验区块废弃压力8Mpa后，再注水驱替，水驱注入速度0.125ml/min；
b.先对长岩心进行自然能量衰竭实验，能量自然衰竭到试验区块废弃压力8Mpa后，关闭出口，注水将压力恢复到20Mpa，再打开出口，继续注水驱替，水驱注入速度0.125ml/min；
c.先对长岩心进行自然能量衰竭实验，能量自然衰竭到目前废弃压力8Mpa后，再注水驱替，注入速度0.06ml/min；
通过以上两组实验得出不同条件下水驱凝析油和凝析气采收率，比较那种注水方式更适合现场提高凝析气藏采收率需求；
第七步，根据室内实验结果编制凝析气藏注水开发方案；
本发明的有益效果是：采用上述技术方法，优选适合凝析油气藏注水的开发方案，有效的提高了凝析油气藏的采收率。
附图说明
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步详细说明：
其中，
图1是本发明实施例的PV关系曲线图；
图2是本发明实施例的定容衰竭过程中反凝析液量变化曲线图；
图3是本发明实施例的定容衰竭过程中采出井流物组成变化图；
图4是本发明实施例的定容衰竭过程中气油比、凝析油密度的变化图；
图5是本发明实施例的定容衰竭过程中天然气和凝析油累积采收率图；
图6是BQ凝析气藏衰竭-1气油比变化图；
图7是BQ凝析气藏衰竭-1天然气和凝析油采收率变化图；
图8是BQ凝析气藏衰竭到8MPa后直接注水(0.125ml/min)实验压差和气油比变化图；
图9是BQ凝析气藏衰竭到8MPa后直接注水(0.125ml/min)天然气和凝析油采收率以及含水率的变化图；
图10是BQ凝析气藏衰竭-2气油比变化图；
图11是BQ凝析气藏衰竭-2天然气和凝析油采收率变化图；
图12是BQ凝析气藏衰竭复压后注水(0.125ml/min)实验压差和气油比变化图；
图13是BQ凝析气藏衰竭复压后注水(0.125ml/min)天然气和凝析油采收率以及含水率的变化图；
图14是BQ凝析气藏衰竭-3气油比变化图；
图15是BQ凝析气藏衰竭-3天然气和凝析油采收率变化图；
图16是BQ凝析气藏衰竭后直接注水(0.06ml/min)实验压差和气油比变化图；
图17是BQ凝析气藏衰竭后直接注水(0.06ml/min)天然气和凝析油采收率以及含水率的变化图；
具体实施方式
本发明就BQ油气田BZB2油组开发进行推广应用，具体实施过程如下：
一、先进行流体PVT全分析研究：
第一步，现场取样。于2001年11月30日取得BQ中区B2油组凝析气藏BX807井B2油组地面分离器油样3钢瓶各800-1000ml，分离器气样3钢瓶各20L，取样井段2710.4-2767.8m。同时取得2塑料桶B864井B2油组油样，井段2649.4-2739.4m。
第二步，进行色谱分析及井流物组成分析
通过油气组成色谱分析及井流物组成计算，得到BX807井流体组成中C1含量为70.01％，中间烃(C2-C6)含量为23.05％，C7+含量为5.73％。地层流体组成见表1。
第三步，在模拟BZB2油组凝析气藏地层温度105℃，地层压力30.34MPa条件下，测试得到地层流体地面闪蒸分离气油比为1590sm3/m3，闪蒸凝析油密度0.8086g/ml，闪蒸气和油的组成见表2。同时测得凝析油含量为500g/m3。第四步，在模拟BZB2油组凝析气藏地层温度105℃，地层压力30.34MPa条件下，BX807井流体的露点压力为29.2Mpa。由PV关系测试结果及相对体积曲线得到露点压力处无明显拐点，如表3和图1所示，与直接观测得到基本一致的露点压力。
第五步，开展定容衰竭实验测试。定容衰竭过程中，反凝析液量与衰竭压力的关系如表5和图2所示。
可见，定容衰竭过程中，反凝析液量随衰竭压力的降低起初有一个快速上升的趋势，随后上升速度有所减缓，当衰竭压力降到约17Mpa左右时，反凝析液量达到最大约24％左右，随后随衰竭压力的降低反凝析液量开始呈逐渐减小的趋势。
定容衰竭过程中，随衰竭压力的变化，采出井流物组成的变化如表6和图3所示。
定容衰竭过程中，随衰竭压力的降低气油比、凝析油密度、天然气和凝析油累积采收率的变化如表7和图4、5所示。
可见，定容衰竭过程中每一级衰竭压力下地面凝析油的密度变化并不大，都在0.72g/cm3左右。气油比随衰竭压力的降低则持续上升，由25.20Mpa下的1904sm3/m3增大到4.48Mpa下的17879sm3/m3。在废弃压力8Mpa下，天然气的采收率为70.96％，凝析油的采收率20.37％。
二、再完成长岩心驱替实验工作：
第一步，现场录取凝析气藏岩心样本。本次实验岩心为BQ油气田BZ断块B2油组B864井区16块天然岩心。
第二步，将样品岩心打磨、清洗、烘干后对样品岩心的基本物性参数进行了测试，测试结果见表8。
样品岩心的平均渗透率为232.5×10-3μm2，平均孔隙度为22.37％，样品岩心总孔隙体积为100.56cm3，总长度为93.33cm。
第三步，将16块样品岩心排列拼成长岩心。其排列顺序按下列调和平均方式排列。
L K ‾ = L 1 K 1 + L 2 K 2 + Λ + L i K i + Λ + L n K n = Σ i = 1 n L i K i
公式中：L——岩心的总长度，cm；
——岩心的调和平均渗透率，μm2；
Li——第i块岩心的长度，cm；
Ki——第i块岩心的渗透率，μm2。
利用上方法计算，岩心从出口端到入口端的排列顺序如表9所示。按表中的样品岩心顺序将各岩心装入长岩心夹持器中待用。
第四步，在实验区块的露点压力下配取样品，驱替凝析气取自地面分离器气样和油样按标准SY/T5542-92按露点29.20MPa进行配样所得。驱替凝析气的组分和组成见表10。为了避免水敏效应，地层水和注入水为根据地层B848井水层原始水样分析数据，在室内自行配制的，其总矿化度为8800mg/L，水型为NaHCO3型，其水分析结果见表11。
第五步，实验温度均为地层温度105℃，试验前先按样品岩心排列顺序装好长岩心，对组合岩心***抽空，随后注地层水饱和长岩心，饱和时间长短视饱和体积和孔隙体积的差值确定，在实验温度和压力条件下稳定一段时间，使长岩心得到充分饱和后，记下饱和量；用凝析气驱替长岩心中的水，直到不出水为止，稳定一夜，继续驱替，直到不出水，记录驱出水量，计算束缚水饱和度和含气饱和度，完成原始状态恢复过程。
第六步，进行长岩心驱替实验：
a、是当压力衰竭到废弃压力8Mpa下直接注水驱替，注入速度0.125ml/min
从原始地层压力30.34MPa衰竭到废弃压力8Mpa过程中，气油比持续增大，从1718.28m3/m3增大到6178.07m3/m3，天然气累积采收率为75.15％，凝析油累积采收率为38.06％。在废弃压力8Mpa下以0.125ml/min的注入速度注水，当注水0.179HPCV时开始产出天然气和凝析油，当注水超过0.714HPCV时，已无天然气和凝析油产出，过后继续注水直到注水1.429HPCV时停止注水，注水增加天然气采收率为10.11％，增加凝析油采收率3.39％。驱替综合数据见表12，采出井流物组成见表13。驱替实验采收率、气油比、含水率见图6-9。
b、是当压力衰竭到8MPa，关闭出口，注水恢复到20Mpa，再打开出口，注水驱替，注入速度0.125ml/min
从原始地层压力30.34MPa衰竭到废弃压力8Mpa过程中，气油比持续增大，从1720.83m3/m3增大到11199.97m3/m3，天然气累积采收率为75.18％，凝析油累积采收率为38.75％。将实验装置出口关闭，注水将压力恢复到20Mpa，压力稳定后，再打开出口，以0.125ml/min的注入进行注水驱替，当注水0.121HPCV时开始产出天然气和凝析油，当注水超过0.282HPCV时，已无天然气和凝析油产出，从而停止注水，注水增加天然气采收率为5.39％，增加凝析油采收率0.68％。驱替综合数据见表14，采出井流物组成见表15。驱替实验采收率、气油比见图10-13。
c、是当压力衰竭到废弃压力8Mpa下直接注水驱替，注入速度0.06ml/min
从原始地层压力30.34MPa衰竭到废弃压力8Mpa过程中，气油比持续增大，从1747.24m3/m3增大到11736.64m3/m3，天然气累积采收率为75.03％，凝析油累积采收率为38.18％。在废弃压力8Mpa下以0.06ml/min的注入速度进行注水，当注水0.2HPCV时开始产出天然气和凝析油，当注水超过0.3HPCV时，已无天然气和凝析油产出，从而停止注水，注水增加天然气采收率为7.42％，增加凝析油采收率1.54％。驱替综合数据见表16，采出井流物组成见表17。驱替实验采收率、气油比、含水率见图14-17。
通过室内实验研究表明，在衰竭后的废弃压力8Mpa下直接注水驱替对提高天然气和凝析油采收率的效果好于将衰竭后的压力恢复到20Mpa再注水驱替的效果。直接注水驱替可提高天然气的采收率7.42-10.11％，增加凝析油的采收率1.54-3.39％，而复压后注水驱替提高天然气采收率5.39％，提高凝析油采收率0.68％。
同时在衰竭后的废弃压力8Mpa下直接注水驱替中，注水速度不同，对提高天然气和凝析油采收率的效果也不同，注入速度为0.125ml/min的效果好于注入速度为0.06ml/min。注水速度为0.125ml/min时，可提高天然气的采收率10.11％，提高凝析油采收率3.39％，注水速度为0.06ml/min时，可提高天然气的采收率7.42％，提高凝析油采收率1.54％。
第七步，在室内研究结果表明废弃凝析油气藏注水可有效提高采收率，为此BQ油气田编制了气藏注水开发方案。进行了现场实践。
凝析油气藏在水驱实验研究的基础上，2001年对BZB2、BBB828B四上油组注水开发后，分别见到了一定的效果。
试验1：在BZB2带油环凝析气藏进行，该凝析气藏共钻井29口，其中气井17口，气藏井距1000m，油环部位井距500m左右。从73年底试采并全面投入开发，到1994年底已累计采出原油40.32×104t，采出程度12.84％，采出溶解气7.28×108m3，采出程度77.39％，采出凝析油60.38×104t，采出程度31.91％，采出凝析气24.95×108m3，采出程度为47.93％。由于衰竭式开采，地层压力从原始的30.40MPa降至平均压力12.79MPa。其中北高点东部7.55MPa，南高点14MPa，气藏基本停产，仅个别井间开生产，产量很低。
根据油田现场开发经验和室内实验成果，采取低部位注水高部位采油气，参考水驱实验确定了连续性注水开发方式以及合理配注量。在气***部水域对B848和B896注水，日注水200m3，两口井日注400m3，在气藏东部水域对B802井注水，日注500m3。注水水质采用从油井中分离出来的污水，水型NaHCO3，氯根1551mg/L，总矿化度6818mg/L，注入水源于气藏，回注气藏，对气藏不够成敏感性伤害。截止到2003年4月，3口井累计注水108×104m3，气藏压力得到一定恢复。
北高点东部间开井恢复生产：注水前，一些间开井因能量枯竭停产，注水后能量有所恢复，这些间开井压力回升，并能自喷生产，例如，B829-9井距离注水井B802井2.4km，注水前静压7.55MPa，注水后，在2000年11月静压恢复到8.29MPa，2001年3月间开后连续生产，日产油0.1t，日产气10217m3，4月10日由6mm油嘴换9mm油嘴放喷，日产油增至4.02t，日产气达到56821m3，油压由0.6MPa增至4.0MPa。之后，B829-8，B808-2等井相继生产，生产情况见下表18。
在北高点对BX807井补开注水对应层后，8mm油嘴，日产油4.6t，日产气57956m3，含水10.6％，测得地层压力为19.25MPa较废弃压力14MPa提高了5.25MPa。该井截至2003年4月累计增油1434t，累计增气736×104m3。
在南高点先后实施3口井(B856-1、B864、BZ17)，不同程度见到效果。B856-1井原为深层停注井，本次注灰上返补开B2对应层后，下泵抽喷，7mm油嘴，日产油10.89t，日产气51199m3，含水11.7％。对B864实施作业开采对应层，6mm油嘴，初期日产油3.5t，日产气24146m3，测得地层压力26.95MPa。截至2003年4月，南高点累计增油2496t，增气1863×104m3。
三个井组观察，地层压力都不同程度地得到了恢复，增产油4980t，增产天然气3948×104m3。
试验2：BBB828断块B四上油组为带油环的凝析气藏，含气面积1.2km2，在B四上5小层顶界构造上，断块呈单斜特征，顶部埋深3220m，储层物性属中孔中渗，主力储层的孔隙度在20.4％，渗透率在114×10-3μm2，流体性质较好，油环原油相对密度为0.8262，粘度3.45，凝析油相对密度为0.7594，粘度0.93，天然气相对密度0.6464，甲烷含量87.8％。有油气井8口，采用衰竭式方式开采。累计采油8.9088×104t，气1.91×108m3，油的采出程度10.66％，气的采出程度46.8％，地层压力由原始的38.04MPa下降为16.28MPa。开采证实，后续投产的井都有压降，表明储层连续性较好，属同一压力***，注水前均已停产。
2001年1月19日转注B852-2井，日注220m3，总体上吸水层之间存在非均质性。注水3个月后，2001年4月相距450m的对应井B852-1井静压由16.28MPa回升到20.05MPa，开井能自喷生产，日产油2.54t，日产气32854m3，通过注水补充能量，使B852-1井恢复了生产。
B828-9井2002年8月17日作业回采该气藏，5mm油嘴，日产油4.87t，日产气1.914×104m3，静压25.81MPa，地层压力在注水后得到了提高，该井至今仍自喷生产，而且产量较为稳定。截止2003年4月，该凝析气藏累计注水19.0568×104m3，累计采油1658t，累计采气1052×104m3。
现场两个试验均表明，通过注水后，气藏压力得到部分恢复，停产的部分油气井能够恢复生产，两项试验已回注污水127.06×104m3，累计产油6628t，已累计采气5020×104m3，取得了显著的经济效益和社会效益。
表1地层流体组成分布表
  组分   摩尔组成
  CO2   0.80
  N2   0.41
  C1   70.01
  C2   9.44
  C3   5.73
  iC4   1.26
  nC4   1.73
  iC5   0.99
  nC5   1.21
  C6   2.69
  C7   1.69
  C8   1.12
  C9   0.85
  C10   0.49
  C11+   1.58
表2闪蒸气和闪蒸油组成分布表
  组分   闪蒸气(mol％)   闪蒸油(mol％)
  CO2   0.89   0.00
  N2   0.46   0.00
  C1   77.45   1.54
  C2   10.20   2.47
  C3   6.18   1.61
  iC4   1.21   1.69
  nC4   1.65   2.48
  iC5   0.59   4.70
  nC5   0.55   7.27
  C6   0.82   19.87
  C7   0.00   17.24
  C8   0.00   11.44
  C9   0.00   8.68
  C10   0.00   4.95
  C11+   0.00   16.06
表3PV关系测试数据
  压力(MPa)   相对体积   偏差系数
  30.34   0.9754   0.924
  29.20   1.0000   0.912
  25.00   1.0986
  20.00   1.3174
  15.00   1.7534
  10.00   2.7163
  8.00   3.4804
表4闪蒸气和闪蒸油组成分布表
  组分   闪蒸气(mol％)   闪蒸油(mol％)
  CO2   0.89   0.00
  N2   0.46   0.00
  C1   77.45   1.54
  C2   10.20   2.47
  C3   6.18   1.61
  iC4   1.21   1.69
  nC4   1.65   2.48
  iC5   0.59   4.70
  nC5   0.55   7.27
  C6   0.82   19.87
  C7   0.00   17.24
  C8   0.00   11.44
  C9   0.00   8.68
  C10   0.00   4.95
  C11+   0.00   16.06
表5定容衰竭过程中反凝析液量
  压力(Mpa)   反凝析液量(占孔隙体积百分数)
  29.20   0
  25.52   15.41
  21.38   22.83
  17.24   24.12
  13.10   23.11
  8.00   19.69
  4.48   16.71
表6定容衰竭过程中采出井流物组成
 压力(Mpa)   29.2   25.52   21.38   17.24   13.10   8.00   4.48
  CO2   0.80   0.81   0.84   0.85   0.87   0.88   0.89
  N2   0.41   0.45   0.44   0.45   0.46   0.63   0.42
  C1   70.02   72.21   75.10   77.06   78.31   78.30   75.75
  C2   9.44   9.27   9.13   9.21   9.39   9.71   10.40
  C3   5.73   5.43   5.28   5.18   5.22   5.49   6.31
  IC4   1.26   1.20   1.10   1.01   0.97   0.99   1.25
  NC4   1.73   1.61   1.48   1.37   1.32   1.35   1.70
  IC5   0.99   0.87   0.75   0.66   0.59   0.54   0.66
  NC5   1.21   1.09   0.86   0.67   0.54   0.50   0.64
  C6   2.69   2.48   2.11   1.77   1.39   1.03   1.43
  C7   1.69   1.52   1.06   0.70   0.42   0.25   0.22
  C8   1.12   0.98   0.69   0.43   0.26   0.17   0.14
  C9   0.85   0.72   0.41   0.28   0.13   0.08   0.09
  C10   0.49   0.38   0.23   0.13   0.06   0.03   0.04
  C11+   1.57   0.98   0.52   0.23   0.07   0.05   0.06
表7定容衰竭过程中气油比、凝析油密度、天然气和凝析油采收率
Figure BDA0000086446390000131
表8B864井区长岩心驱替实验岩心基本物性参数测试表
  岩心编号   长度(cm)   孔隙度(％)   孔隙体积(cm3)   渗透率(md)
  5   6.32   22.48   6.7727   229.1
  6   6.12   22.57   6.6725   242.4
  7   6.10   22.53   6.6925   206.7
  8   6.24   22.54   6.8483   232.9
  9   5.32   21.76   5.5930   145.7
  10   6.04   22.17   6.4685   209.9
  13   6.11   21.45   6.3305   186.9
  14   6.23   21.45   6.4537   159.9
  18   5.42   20.52   5.3721   248.6
  19   4.69   22.52   5.0202   411.5
  20   5.19   22.67   5.5930   410.3
  23   5.04   24.84   5.9992   237.7
  27   6.02   22.38   6.5081   227.3
  28   5.98   22.68   6.5528   263.1
  30   7.01   22.53   7.6305   271.4
  31   5.50   22.80   6.0572   265.3
表9B864井区长岩心驱替实验岩心排序结果表
  编号   岩心长度(cm)   孔隙度(％)   孔隙体积(ml)   渗透率(mD)
  5   6.32   22.48   6.7727   229.1
  27   6.02   22.38   6.5081   227.3
  8   6.24   22.54   6.8483   232.9
  6   6.12   22.57   6.6725   242.4
  23   5.04   24.84   5.9992   237.7
  10   6.04   22.17   6.4685   209.9
  18   5.42   20.52   5.3721   248.6
  7   6.10   22.53   6.6925   206.7
  28   5.98   22.68   6.5528   263.1
  13   6.11   21.45   6.3305   186.9
  31   5.50   22.80   6.0572   265.3
  30   7.01   22.53   7.6305   271.4
  14   6.23   21.45   6.4537   159.9
  9   5.32   21.76   5.5930   145.7
  20   5.19   22.67   5.5930   410.3
  19   4.69   22.52   5.0202   411.5
表10地层流体组成分布表
  组分   摩尔组成
  CO2   0.80
  N2   0.41
  C1   70.01
  C2   9.44
  C3   5.73
  iC4   1.26
  nC4   1.73
  iC5   0.99
  nC5   1.21
  C6   2.69
  C7+   5.73
表11长岩心驱替实验地层水和注入水水质分析数据表
Figure BDA0000086446390000151
表13BQ凝析气藏衰竭后直接注水(0.125ml/min)实验采出井流物组成
Figure BDA0000086446390000152
表12BQ凝析气藏衰竭后直接注水(0.125ml/min)实验数据
Figure BDA0000086446390000153
Figure BDA0000086446390000161
表14BQ凝析气藏衰竭复压后注水(0.125ml/min)实验数据
Figure BDA0000086446390000162
表15BQ凝析气藏衰竭复压后注水(0.125ml/min)实验采出井流物组成
Figure BDA0000086446390000163
Figure BDA0000086446390000171
表16BQ凝析气藏衰竭后直接注水(0.06ml/min)实验数据
Figure BDA0000086446390000172
表17BQ凝析气藏衰竭后直接注水(0.06/min)实验采出井流物组成
Figure BDA0000086446390000173
Figure BDA0000086446390000181
表18油井见效增产表
Figure BDA0000086446390000182

Claims (1)

1.废弃凝析气藏注水开发方法，先进行凝析气藏流体PVT全分析，在此基础上完成长岩心驱替实验分析，所述流体PVT全分析包括下述步骤：
第一步，对所选凝析气藏内优选井的目的层位进行现场流体取样，获得优选井目的层位的原始流体样品；
第二步，对样品进行油气组成色谱分析及井流物组成计算，得到地层条件下流体不同组分的含量；
第三步，在模拟地层条件下，测试样品得到地层流体地面闪蒸分离气油比，闪蒸凝析油油密度，闪蒸气和油的组成，同时测得凝析油含量；
第四步，测取样品凝析油气体系在模拟地层条件下体积膨胀能力即弹性膨胀能量和露点压力，从而获得凝析油气体系PV关系和露点压力等流体相态特征参数；
第五步，开展定容衰竭式实验测试，模拟凝析气藏衰竭式开发过程中的生产动态，预测凝析气藏衰竭开发过程中地层反凝析油饱和度变化，采出井流物组成变化以及井流物和凝析油采出程度的变化等动态参数；
其特征在于长岩心驱替实验包括下述步骤：
第一步，现场录取所选凝析气藏目的层的岩心样本，需要选择无破损且较长的岩心；
第二步，将上一步录取的岩心，经打磨、清洗、烘干后，对岩心的基本物性参数进行了测试7，取得平均渗透率、平均孔隙度，总孔隙体积等参数；
第三步，将样本岩心按一定的排列方式拼成长岩心。每块岩心之间用滤纸连接，岩心的排列顺序按照调和平均方式排列，由下列公式调和平均法算出值，然后将
Figure FDA0000086446380000012
值与所有岩心的渗透率作比较，取渗透率与
Figure FDA0000086446380000013
最接近的那块岩心放在出口站第一位；然后依次类推得出岩心排列顺序，拼好长岩心待用；
L K ‾ = L 1 K 1 + L 2 K 2 + Λ + L i K i + Λ + L n K n = Σ i = 1 n L i K i
公式中：L——岩心的总长度，cm；
Figure FDA0000086446380000015
——岩心的调和平均渗透率，μm2；
Li——第i块岩心的长度，cm；
Ki——第i块岩心的渗透率，μm2。
第四步，在露点压力条件下，用流体PVT全分析中所得气和油样品配制凝析气；根据优选井原始水样品分析数据配制地层水和注入水；
第五步，在室内，模拟实验区块地层温度、压力，恢复原始地层状态，对组合的长岩心进行抽空，并注入配置好的地层水饱和岩心，在实验温度和压力条件下稳定一段时间，使岩心得到充分饱和后，记下饱和量；然后用凝析气驱替岩心中的水，直到不出水为止，稳定一夜，继续驱替，直到不出水，记录驱出水量，计算束缚水饱和度和含气饱和度；
第六步，进行长岩心驱替实验：
a.先对长岩心进行自然能量衰竭实验，能量自然衰竭到试验区块废弃压力8Mpa后，再注水驱替，水驱注入速度0.125ml/min；
b.先对长岩心进行自然能量衰竭实验，能量自然衰竭到试验区块废弃压力8Mpa后，关闭出口，注水将压力恢复到20Mpa，再打开出口，继续注水驱替，水驱注入速度0.125ml/min；
c.先对长岩心进行自然能量衰竭实验，能量自然衰竭到目前废弃压力8Mpa后，再注水驱替，注入速度0.06ml/min；
通过以上两组实验得出不同条件下水驱凝析油和凝析气采收率，比较那种注水方式更适合现场提高凝析气藏采收率需求；
第七步，根据室内实验结果编制凝析气藏注水开发方案。
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