第八章特殊氣藏的開發(fā)與開采第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)

凝析氣田在世界氣田開發(fā)中占有特殊重要的地位，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，地質(zhì)儲量超過1×1012m3的巨型氣田中，凝析氣田占68％，在儲量超過1000×108m3的大型氣田中則占56％。早在20世紀(jì)30年代，美國已經(jīng)開始采用間注干氣保持壓力的方法開發(fā)凝析氣田，80年代又發(fā)展了注氮?dú)饧夹g(shù)。前蘇聯(lián)主要采用衰竭式開發(fā)方式，也采用各種屏障注水方式開發(fā)凝析氣頂油藏。目前在北海地區(qū)，也有沖破“禁區(qū)”探索注水開發(fā)凝析氣田的。本節(jié)主要介紹凝析氣藏的特點(diǎn)和分類，凝析氣藏的開發(fā)特點(diǎn)，凝析氣藏開發(fā)過程中的反凝析污染及解除方法。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)

一、凝析氣藏的特點(diǎn)采出天然氣和凝析油的氣藏叫凝析氣藏。凝析油是汽油及相對密度大于汽油但小于0.786的其它餾分的混合物。凝析氣藏在原始狀態(tài)下流體系統(tǒng)在儲層中全部或絕大部分成氣相存在（系統(tǒng)的臨界溫度低于儲層溫度）。1、凝析氣藏的一般特點(diǎn)凝析氣藏的特點(diǎn)是，在地層條件下，天然氣和凝析油呈單一的氣相狀態(tài)，并符合反凝析規(guī)律。所以，凝析氣藏既不同于油藏，也不同于氣藏，可以將它們劃為一種新的工業(yè)性油氣儲集類型。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)

凝析氣藏與油藏的差別在于地層中液體和氣體的相平衡狀態(tài)，凝析氣藏的油氣比比較高，而且還不斷上升（在衰竭式開發(fā)過程中）。它與普通氣藏的差別是，生產(chǎn)井的采出物中除了天然氣還有液態(tài)凝析油。當(dāng)凝析氣藏中有油環(huán)時(shí)，含凝析氣部分的地層壓力就相當(dāng)于初凝壓力；在地層壓力明顯超過初凝壓力的氣藏，就沒有油環(huán)。在凝析氣藏的開發(fā)過程中，當(dāng)?shù)貙訅毫档匠跄龎毫σ韵聲r(shí)，烴類體系就會發(fā)生相態(tài)變化，一部分凝析油（沸點(diǎn)最高的烴類組分）就會凝析出來轉(zhuǎn)變成液態(tài)。凝析氣藏中含高沸點(diǎn)烴類的多少用凝析油氣比的大小來衡量。在其它條件相同的情況下，凝析油含量取決于氣層壓力及溫度，因而也取決于氣層的埋藏深度。

第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)氣層埋藏愈深，氣層的壓力及溫度愈高，那么在其它條件相同時(shí)，凝析油在氣體中的含量也就愈高。氣相中的凝析油含量也由凝析油的密度、餾分組成、族分組成以及某些物理性質(zhì)（初沸點(diǎn)和終沸點(diǎn)等等）所決定。在其它條件相同時(shí)，環(huán)烷烴的含量愈高，地層中凝析油的含量就愈低，而且隨著凝析油密度及其沸點(diǎn)的降低，地層中凝析油的含量就會增大。在較低的穩(wěn)定溫度下，凝析油含量相對較高。地層氣中凝析油含量的臨界值，即高于此值凝析油就不可能處于氣相狀態(tài)，它與凝析油氣比的臨界值相當(dāng)。當(dāng)油氣比大于臨界值時(shí)，油氣體系就處于氣相狀態(tài)；小于臨界值時(shí)為液相。天然氣數(shù)量與凝析油數(shù)量的臨界值主要取決于烴類的組成及氣層的熱動力條件，約在600—800m3/m3左右。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)2、凝析氣藏的地質(zhì)特點(diǎn)

凝析氣藏最重要的特點(diǎn)就是它位于埋藏最深的圈閉之中。油藏、油氣藏和凝析氣藏，無論是在橫向上或在縱向上都按一定的規(guī)律分布。明確了這些規(guī)律性，將大大促進(jìn)凝析氣藏的有效勘探。凝析氣藏有規(guī)律地分布于深部圈閉這一點(diǎn)，首先與一定的地層壓力及溫度有關(guān)，這是原油（凝析油）處于氣相所必須的條件。但是，形成這些氣藏的地質(zhì)條件、烴類運(yùn)移和聚集的特點(diǎn)也很重要。在世界各國的許多含油氣區(qū)中，發(fā)現(xiàn)油氣層的含氣性在構(gòu)造的區(qū)域性下傾方向上有規(guī)律地增加，使得油藏在下傾方向依次被油氣藏及凝析氣藏所代替。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)在區(qū)域性斜坡帶上，位置最高的構(gòu)造通常含原油。由此往下，是含有氣頂?shù)挠筒?。在這個(gè)相應(yīng)的深度上，因而也即在相當(dāng)高的地層壓力下，氣頂氣中含有一定量的凝析油。最深的圈閉中，通常是凝析氣藏。在油氣藏的形成過程中，當(dāng)在地層條件下油和氣的比例適當(dāng)時(shí)，就會形成這樣的油氣藏分布狀況。但油氣藏分布的上述規(guī)律性也會明顯地被破壞，這主要是由于油氣藏形成之后遭受地質(zhì)變遷的結(jié)果。凝析氣藏除油和氣的相態(tài)特征外，還以地層水的特殊性為特征。區(qū)別凝析氣藏水的固定標(biāo)志是礦化度低，有硫酸鹽，而且環(huán)烷酸含量高。凝析氣藏地層水礦化度低，是由于氣相烴類從高溫高壓區(qū)向外運(yùn)移所引起的。在這些條件下，氣相烴類中含有大量的水蒸汽，在沿地層傾方向做區(qū)域性的橫向運(yùn)移時(shí)，隨著溫度的降低，地層孔隙中的水蒸汽就發(fā)生長時(shí)間的連續(xù)的凝析作用，引起儲集層的一定程度淡化。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)二、凝析氣藏的判別方法及分類

目前世界各國已發(fā)現(xiàn)的凝析氣藏的埋藏深度一般都在1500—5000m的范圍。在不同的埋藏深度其壓力和溫度也不相同。而壓力和溫度對烴類流體性質(zhì)及其相態(tài)影響很大。例如在2500—5000m范圍內(nèi)多為凝析油飽和度不高的凝析氣藏；而在1500—3000m的凝析氣藏則凝析油飽和度較高，一般具有較大的油環(huán)。在勘探階段對凝析氣藏的正確判斷是非常重要的。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)1、油氣藏分類判別方法油氣藏按流體性質(zhì)可以分為：黑油油藏、揮發(fā)性油藏、凝析氣藏、濕氣氣藏和干氣氣藏。凝析氣藏與其它油氣藏的區(qū)分有多種方法，表8-1列出了根據(jù)氣油比大小進(jìn)行區(qū)分的標(biāo)準(zhǔn)，表8-2給出的是前蘇聯(lián)特列平?！う祵?50多個(gè)油氣藏的進(jìn)行研究分析后提出的分類標(biāo)準(zhǔn)，表8-3列出的是根據(jù)地下流體相對密度和平均分子量進(jìn)行劃分的標(biāo)準(zhǔn)。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)油氣藏類型氣油比（m3/m3）黑油0—356.2揮發(fā)油356.2—534.4凝析氣534.3—26715濕氣26715—∝干氣∝表8-1根據(jù)氣油比對油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)類型組分干氣濕氣反凝析氣揮發(fā)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各類油氣藏流體組分第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)烴聚集類型地下流體相對密度平均分子量干氣氣藏0.225—0.250<20凝析氣藏0.225—0.45020—40輕質(zhì)油藏0.425—0.65035—80常規(guī)油藏0.625—0.90075—275重質(zhì)油藏>0.875>225表8-3油氣藏類型分類數(shù)據(jù)在實(shí)際應(yīng)用中，最好是根據(jù)流體在儲層中的組分、相態(tài)特性、試采特性等進(jìn)行綜合分析而后給出正確判斷。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)2、凝析氣藏分類1）按地質(zhì)特點(diǎn)分類原則進(jìn)行分類按儲層類型分類：可以分為層狀、塊狀和透鏡體的凝析氣藏。按圈閉特點(diǎn)分類：可分為構(gòu)造型、地層型、巖性圈閉型和混合型。按氣水關(guān)系和驅(qū)動條件分類：分為邊水型、底水型、無邊水或底水型。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)不帶油環(huán)的凝析氣藏；帶油環(huán)的凝析氣藏，但油環(huán)不具有工業(yè)價(jià)值；帶油環(huán)的凝析氣藏，油環(huán)具有工業(yè)價(jià)值；凝析氣頂油藏。油藏的地下體積大于氣頂?shù)牡叵麦w積。2）按流體分布情況分類3）按凝析油含量分類由于各國的凝析氣藏儲量及開發(fā)情況，以及開采工藝技術(shù)水平不同，各國的分類標(biāo)準(zhǔn)也不盡相同。表8-4列出的是美國的分類標(biāo)準(zhǔn)。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)分類氣油比特高含量高含量中等含量低含量凝析氣油比(m3/t)<22204440—222013300—4440143000—13300凝析氣油比(g/m3)>450225—45075—2257—75表8-4美國分類標(biāo)準(zhǔn)第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)3、帶油環(huán)的凝析氣藏判斷方法1）C5+含量法根據(jù)儲層流體分析結(jié)果，用C5+含量作為標(biāo)志，判斷凝析氣藏是否帶有油環(huán)。即C5+含量大于1.75%，為帶油環(huán)的凝析氣藏；而C5+含量小于1.75%時(shí)，為不帶油環(huán)的凝析氣藏。2）C1/C5+比值法這個(gè)方法是用C1與C5+的摩爾含量比值來判斷的。該比值小于52為帶油環(huán)的凝析氣藏，大于52則為不帶油環(huán)的凝析氣藏。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)3）根據(jù)儲層流體組分的組合判斷法該方法是用對凝析氣藏及其帶油環(huán)的大小進(jìn)行判斷。見表8-5所示。＞450干氣氣藏80＜

＜450不帶油環(huán)的凝析氣藏60＜

＜

80帶小油環(huán)的凝析氣藏15＜

＜

60帶大油環(huán)的凝析氣藏7＜

＜

15凝析油氣藏2.5＜＜

7輕質(zhì)油藏≤1高粘度重質(zhì)油藏表8-5根據(jù)儲層流體組分的組合判斷凝析氣藏第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)4）秩類法該法是選擇儲層流體組分中能反映目標(biāo)按級分布的特征組分C1/C5+，（C2+C3+C4）/C5+，C2/C3，C5+，將每一個(gè)特征變化值域分成若干段，每一段用一個(gè)秩數(shù)表示，見表8-5所示。最后將每一個(gè)特征值所屬的秩數(shù)相加，即可求得分類函數(shù)φ：

Rxi表示特征值的秩數(shù)；x表示選定的特征；i表示特征數(shù)目。根據(jù)對前蘇聯(lián)10個(gè)帶油環(huán)和10個(gè)不帶油環(huán)的凝析氣藏的研究，分類函數(shù)φ≥11為帶油環(huán)的凝析氣藏，φ≤9則為不帶油環(huán)的凝析氣藏。用前蘇聯(lián)100個(gè)凝析氣藏進(jìn)行驗(yàn)算結(jié)果，表明其符合程度為91%。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)秩數(shù)特征值域特征543210C1/C5+0—2525—5050—7575—100100—125>125(C2+C3+C4)/C5+0—22—44—66—88—10>10C2/C31—22—33—44—55—6>6C5+0.3—1.31.3—2.32.3—3.33.3—4.34.3—5.3>5.3表8-6各類秩數(shù)的特征值變化范圍第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)5）摩爾油氣比與采出的摩爾數(shù)之和的判斷法該法是根據(jù)前蘇聯(lián)75個(gè)凝析氣藏的摩爾油氣比nr與采出組分摩爾數(shù)之和∑ni建立如下的關(guān)系式：（8-2）（8-3）（8-4）（8-5）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)（8-6）（8-7）式中Vg——采出的氣體體積,m3；

ng——采出氣體的摩爾數(shù),mol；

nc5+——采出的穩(wěn)定凝析油的摩爾數(shù),mol；

Vc——采出的穩(wěn)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——由采出的飽和凝析油中分離出的氣體的摩爾數(shù),molVg.s——由采出的飽和凝析油中分離出的氣體體積,m3。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)根據(jù)上述相關(guān)關(guān)系判斷油氣藏類型如表8-7。凝析氣藏類型∑ni（mol）nr凝析油含量（cm3/m3）凝析氣藏42120<40飽和凝析氣藏42—4540—320帶油環(huán)的凝析氣藏45—55350—800凝析氣頂油藏>55>800表8-7不同油氣藏類型值域范圍第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)三、凝析氣藏開發(fā)當(dāng)氣藏或凝析氣藏包括多套含氣層時(shí)，必須考慮開發(fā)層系問題。也就是說，是用一套井網(wǎng)開發(fā)多套層系，還是用不同井網(wǎng)分層系進(jìn)行開采。主要應(yīng)考慮以下因素：①氣藏和凝析氣藏的流體性質(zhì)是否相同；②各含氣層的原始?xì)狻徒缑婊驓狻缑婕捌鋲毫ο到y(tǒng)是否一致；③各含氣層的儲層性質(zhì)及產(chǎn)能情況，以及各層的儲量分布特點(diǎn)等；④包括所有含氣層在內(nèi)的含氣井段大小，及其對后期改造的影響。1、開發(fā)層系第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)

如果上述各項(xiàng)因素都允許采用一套井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)時(shí)，將是最經(jīng)濟(jì)的辦法。但如果根據(jù)各項(xiàng)因素評價(jià)之后，不能用一套井網(wǎng)時(shí)，那么必須論證采用兩套甚至是多套井網(wǎng)的理由和依據(jù)，并且應(yīng)進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)慎重選擇。2.井網(wǎng)及井網(wǎng)密度影響井網(wǎng)和井網(wǎng)密度的因素有：技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)；氣水動力學(xué)因素；地質(zhì)特點(diǎn)，如儲層性質(zhì)的均勻程度、含氣構(gòu)造形態(tài)、以及儲層埋藏深度等；特別當(dāng)凝析油含量高、儲集層厚度大、傾角也大時(shí)，則凝析油含量可能呈梯度分布的特點(diǎn)。在這種情況下，布井系統(tǒng)與常規(guī)氣田類似。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)3.凝析氣藏開采方式1）開采方式的選擇凝析氣藏的開采方式有衰竭式開采和注氣或注水保持壓力開采方式，選擇的主要依據(jù)有以下幾點(diǎn)：①凝析油的地質(zhì)儲量：凝析油的地質(zhì)儲量大于N×104t，即可選擇注氣開采方式。一般凝析油的注氣采收率最低為60%，地質(zhì)儲量為N×104t時(shí)，注氣采出0.6×N×104t。凝析油的采出量折合為人民幣，與注氣地面工程總投資相平衡時(shí)，即為注氣的界限儲量N。這個(gè)界限N在國外一般為30×104t。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)②凝析油含量：凝析油含量大于200—250g/cm3即可采用注氣開采方式。實(shí)際上，由于各國的工業(yè)發(fā)展?fàn)顩r，采氣和注氣的工藝水平以及對凝析油的需求現(xiàn)狀等的不同，因而各國的標(biāo)準(zhǔn)也不完全一樣。有的國家凝析油含量150g/cm3也進(jìn)行注氣開發(fā)。所以上述數(shù)據(jù)應(yīng)根據(jù)情況進(jìn)行全面的論證后才能確定。③儲層條件：儲層均質(zhì)的、厚度變化不大有利于注氣。如果有裂縫發(fā)育或者裂縫不均勻分布時(shí)，對注氣是不利的。簡單的背斜形態(tài)，斷層少的情況下，對注氣是有利的。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)④凝析氣藏帶有開采價(jià)值的油環(huán)時(shí)：此時(shí)，最好采用注氣或注水保持壓力開采方式。先開采油環(huán)，后采凝析氣頂。開發(fā)過程中，控制氣——水界面是個(gè)關(guān)鍵問題。但做到嚴(yán)格控制是很困難的。對帶有油環(huán)的凝析氣藏進(jìn)行衰竭式開采，或者是氣頂或油環(huán)同時(shí)衰竭式開采是最下下策。一般情況下，是不允許同時(shí)采用衰竭式開采的。因?yàn)椴捎眠@種開采方式不僅降低了油環(huán)油的最終采收率，而且也降低了凝析油的采收率。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)2）注氣壓力的估算注氣壓力的估算是評價(jià)注氣方案的重要指標(biāo)。一般在進(jìn)行開發(fā)設(shè)計(jì)時(shí)，使注氣井的注入壓力最低，也就是說選擇最大的井口允許壓力進(jìn)行注氣。這樣即可取井底壓力等于儲氣層的破裂壓力，亦即等于儲層巖石的最小主應(yīng)力。最大井口注氣壓力即可由下式得出：（8-8）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)式中：Pw——最大井口注氣壓力

σmin——儲層巖石的最小主應(yīng)力

Mg——天然氣分子量

L——?dú)饩?/p>

——?dú)怏w平均壓縮系數(shù)

R——?dú)怏w常數(shù)

——?dú)饩骄鶞囟鹊谝还?jié)凝析氣藏的開發(fā)3）注入流體的選擇對注入流體的選擇是一項(xiàng)非常重要的課題。目前國外采用的有干氣、CO2、N2和煙道氣等。如果天然氣資源豐富，除供給用戶需求外，還可以供注入氣之用，那么注入天然氣是最好的注氣方法。但由于天然氣工業(yè)的發(fā)展，一般除供氣外，很少能夠滿足注氣的需要。這樣，只好采用其它流體作為注氣的氣源。目前在國外多采用注氮的方法。用空氣作原料，進(jìn)行空冷制氮。其缺點(diǎn)是需要大功率的電器設(shè)備，且耗電量很大。此外，還需要有脫氮裝置，因而地面建設(shè)費(fèi)用較大。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)四、凝析氣井的產(chǎn)能對于凝析氣井的產(chǎn)能，目前仍沿用單相氣井的產(chǎn)能分析方法或在此基礎(chǔ)上發(fā)展的經(jīng)驗(yàn)近似修正分析方法。采用這種近似，當(dāng)?shù)貙又心鲆毫枯^少時(shí)是可行的。但對于凝析油含量較高的凝析氣藏，隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，地層壓力和井底流壓將逐漸下降，當(dāng)井底流壓和近井地帶地層壓力降低到露點(diǎn)壓力以下時(shí)，隨著凝析油氣體系向井區(qū)流動，會在近井地帶地層中產(chǎn)生反凝析相態(tài)變化而形成凝析液飽和度分布。此時(shí)隨著生產(chǎn)時(shí)間的推移，一方面近井地帶地層低于露點(diǎn)壓力的壓降區(qū)不斷向地層遠(yuǎn)處擴(kuò)展，使地層中兩相區(qū)范圍越來越大；第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)另一方面，高于露點(diǎn)壓力的供氣區(qū)的單相凝析氣在向井流動過程中，流經(jīng)近井帶時(shí)會不斷發(fā)生反凝析，而使近井帶凝析液飽和度逐漸增加，當(dāng)這一過程導(dǎo)致凝析液在井底附近地層中處于流動狀態(tài)，而影響氣井產(chǎn)能時(shí)，前面的近似方法就不適用，因?yàn)樗雎粤说貙又辛黧w相態(tài)變化和凝析液流動的特征對氣井產(chǎn)能的影響。此時(shí)，凝析氣井的產(chǎn)能分析應(yīng)結(jié)合單相氣井產(chǎn)能分析方法，考慮相態(tài)變化因素。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)1．單相氣井產(chǎn)能分析1）產(chǎn)量的折算凝析氣井在測試時(shí)地面計(jì)量測得的是氣井日產(chǎn)量、日產(chǎn)凝析油量、凝析油與干氣地面相對密度等資料，而凝析油和干氣在地下以氣態(tài)單相流動，因此在測試解釋時(shí)，必須將地面凝析油和干氣兩相流體折算成視日產(chǎn)量Qgt，具體計(jì)算如下：（8-9）（8-10）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)2）凝析氣井參數(shù)計(jì)算由一般氣井的產(chǎn)能方程可知，凝析氣井二項(xiàng)式方程系數(shù)A、B是μ、Z、β、k的函數(shù)，而μ、Z、β、k又是氣藏壓力的函數(shù)，顯然可通過地層壓力計(jì)算μ、Z、β、k等參數(shù)。3）二項(xiàng)式方程對于均質(zhì)地層的氣井，當(dāng)井儲效應(yīng)消失，流動達(dá)到無限作用徑向流階段時(shí)，根據(jù)滲流力學(xué)中氣體滲流理論，得到最基本的二項(xiàng)式方程：（8-11）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)對于凝析氣井來說，在應(yīng)用該方程時(shí)，需將氣井中采出的凝析油量折算成天然氣量，二項(xiàng)式方程可表示為：（8-12）當(dāng)氣井流動達(dá)到擬穩(wěn)態(tài)時(shí)，產(chǎn)能方程系數(shù)A將為一恒定值，即：（8-13）則對應(yīng)的擬穩(wěn)定產(chǎn)能方程為：（8-14）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)4）無因次IPR方程對于凝析氣井?dāng)M穩(wěn)定產(chǎn)能方程，當(dāng)Pwf=0.101MPa時(shí)，且取，簡化整理得：（8-15）式中：

若令：第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)式中：PD—無因次壓力；

QD—無因次產(chǎn)量。則通用的無因次IPR方程為：或（8-16）（8-17）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)

式中α參數(shù)控制著無因次IPR曲線的分布形態(tài)，α參數(shù)的范圍為0到1之間，它的大小取決于地層壓力和紊流的影響程度。當(dāng)α=0時(shí)，為完全的紊流控制；當(dāng)α=1時(shí)，為完全的層流控制。統(tǒng)計(jì)我國16個(gè)氣田的16口井的系統(tǒng)試井所取得的數(shù)據(jù)，平均α值為0.2541，陳元千教授取α=0.25，得到由單點(diǎn)測試法預(yù)測氣井絕對無阻流量的關(guān)系式：（8-18）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)2．相態(tài)產(chǎn)能方程1）滲流模型的建立在凝析氣井生產(chǎn)過程中，隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，井底壓力在不斷下降，當(dāng)井底壓力和近井地帶壓力小于露點(diǎn)壓力時(shí)，井筒附近將有凝析液析出，地層中流體將發(fā)生相態(tài)變化，即氣、液組成在不斷變化。由于地層中氣的流量較小，粘度較低，滲流速度比較大，氣在地層中的流動會呈現(xiàn)出非達(dá)西流動，而地層中油的流量較小，粘度較大，滲流速度較小，油在地層中的流動通常屬于達(dá)西流動。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)

因此，在凝析氣藏穩(wěn)態(tài)理論基礎(chǔ)上，假設(shè)地層中氣為非達(dá)西流動，油為達(dá)西流動，考慮地層中流體發(fā)生相態(tài)變化，產(chǎn)生凝析氣、液兩相流，據(jù)此可推導(dǎo)產(chǎn)能方程：對油相

對氣相

（8-19）（8-20）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)

P——壓力，pa；

——分別為油、氣的粘度，pa.s；

K——?dú)鈱拥慕^對滲透率，m2；

——分別為油相和氣相的相對滲透率；

r——離井中心的距離，m；

h——?dú)鈱拥暮穸?，m。βg

-——為慣性阻力系數(shù)由上兩式可得凝析氣、液兩相滲流產(chǎn)能方程為：

（8-21）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)2）產(chǎn)能方程的求解Aφ、Bφ層流和紊流系數(shù)的求法可參照二項(xiàng)式中A、B的求法。用最小二乘法確定Aφ、Bφ如下：（8-22）（8-23）第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)當(dāng)Pwf=0.101MPa時(shí)，可得到絕對無阻流量：（8-24）五、凝析氣井的反凝析污染1、反凝析污染現(xiàn)象圖8-1近井地帶凝析油析出及壓力剖面示意圖反凝析污染主要表現(xiàn)為凝析油在地層中滯留，引起地層氣相相對滲透率大幅度降低。將氣液相滲方程（8-19）和（8-20）結(jié)合氣液相平衡計(jì)算，可以得出氣井從供給邊界到井底的壓力、氣液相、相滲等分布，據(jù)此可以分析氣井的反凝析污染。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)以丘東凝析氣田丘東7井為例。該井生產(chǎn)井3063.0-3198.0m,地層壓力25.21MPa，地層溫度88.3℃，井底流壓為21.1MPa時(shí)，產(chǎn)氣量118000m3/d，產(chǎn)油14.85m3/d，生產(chǎn)氣油比7946.13m3/m3。用建立的方程，在井底流壓Pwf=5MPa時(shí)，分析該井的動態(tài)。圖8-2、圖8-3和圖8-4分別是該井近井地帶壓力、汽化率、氣相相對滲透率沿徑向分布曲線。圖8-1

近井地帶凝析油析出及壓力剖面示意圖第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)圖8-2丘東7井進(jìn)井地帶壓力分布曲線圖第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)圖8-3丘東7井流出汽化率徑向的分布第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)圖8-4丘東7井相對滲透率沿徑向的分布第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)2、解除反凝析污染的方法反凝析污染主要表現(xiàn)為凝析油在地層中滯留,引起地層氣相相對滲透率大幅度降低。因此，解除近井帶反凝析污染的關(guān)鍵技術(shù)是使凝析油由液相變成氣相,從地層流向井筒,達(dá)到既解除凝析油污染,又提高凝析油采收率的目的。目前在國內(nèi)外解除反凝析堵塞的方法上，主要包括水力壓裂穿透“油環(huán)”、循環(huán)注氣保持壓力、井下電纜加熱、在近井地帶注入烴類或非烴類溶劑(二氧化碳、氮?dú)?、煙道氣、甲?移走凝析液和化學(xué)反應(yīng)加熱等。第一節(jié)凝析氣藏的開發(fā)1）壓裂穿透“油環(huán)”：研究結(jié)果表明，反凝析污染井近井地帶的壓力降主要發(fā)生在離井軸徑向4m左右的范圍內(nèi)。因此，可以考慮采用小型壓裂技術(shù)，在近井地帶造逢，達(dá)到增產(chǎn)的目的。2）注氣提高凝析氣井的產(chǎn)能：給地層中注入干氣(或稱高甲烷含量氣體)，遇到凝析油之后，凝析油蒸發(fā)并與干氣形成的新的平衡相，降低地層中凝析油飽和度，從而使氣相相對滲透率得以恢復(fù)和提高。3)所謂電磁感應(yīng)加熱技術(shù)就是將井下感應(yīng)加熱裝置下至油層段，通電后感應(yīng)電磁波使儲層套管發(fā)熱，使近井地層和井筒內(nèi)流體溫度升高。使得地層流體溫度、壓力、飽和度、粘度等都將發(fā)生變化，改善凝析氣井熱動力學(xué)條件、減輕或解除凝析氣井井底堵塞狀況和降低廢棄壓力，達(dá)到改善開發(fā)效果和提高油氣采收率的目的。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)

根據(jù)天然氣組分中含硫化氫量的大小，可將氣藏劃分為：無硫氣藏（H2S含量<0.0014%）、低硫氣藏（H2S含量介0.0014%~0.3%）、含硫氣藏（H2S含量介于0.3%~1.0%）、中含硫氣藏（H2S含量介于1.0%~5.0%）和高含硫氣藏（H2S含量介于>5.0%）。一、含硫氣藏的主要特點(diǎn)1．高含硫氣藏一般產(chǎn)于海相含鹽度高的沉積環(huán)境中，常與碳酸鹽巖及伴生的硫酸鹽沉積有關(guān)。氣藏中的硫化氫成因，主要來自硫酸鹽有機(jī)與無機(jī)還原作用。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)2．儲層類型主要為石炭型巖儲層和白云巖型儲層。石炭型巖儲層以灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r為主體，儲集空間以裂隙為主、基質(zhì)孔隙為輔；白云巖型儲層以白云巖、灰質(zhì)白云巖為主體，儲集空間主要是孔隙型（溶孔、溶洞）和孔隙一裂縫型。3．氣藏埋深大，地層溫度高。如川東北部宣漢、開縣地區(qū)的下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組氣藏埋深3000~4500m，地層溫度在100℃以上。4．儲層物性條件較差。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)二、含硫天然氣的危害性含硫天然氣是生產(chǎn)硫磺的重要原料之一。而硫磺是硫磺工業(yè)、造紙工業(yè)、合成纖維工業(yè)、橡膠工業(yè)、醫(yī)藥工業(yè)和軍火工業(yè)的重要化工原料和戰(zhàn)略物資。因此，含硫天然氣的開采和硫磺回收，對國家經(jīng)濟(jì)建設(shè)十分重要，必須積極對待。但含硫氣藏中，天然氣中含有單質(zhì)硫以及H2S、多硫化氫H2Sx+1等硫化物等，這些硫化物對人畜以及生產(chǎn)開發(fā)、運(yùn)輸、儲存等都帶來了極大的麻煩。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)三、硫化氫腐蝕和元素硫的沉積機(jī)理1．硫化氫的腐蝕機(jī)理硫化氫對鋼材有強(qiáng)烈的腐蝕作用，包括硫化氫應(yīng)力破裂、疲勞腐蝕、斑點(diǎn)銹蝕及腐蝕物與硫磺沉淀物的阻塞等，特別是對于高強(qiáng)度的鋼材（屈服強(qiáng)度大于686NPa），硫化物應(yīng)力破裂和內(nèi)部氫脆更易發(fā)生。硫化氫對金屬是一種強(qiáng)烈的腐蝕劑，特別是天然氣中同時(shí)含有水汽、CO2和O2時(shí)，腐蝕更加嚴(yán)重。硫化氫可以引起多種類型的腐蝕。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)1）電化學(xué)失重腐蝕在油田的酸性溶液中，常見的硫化氫的水溶液是弱酸，對鋼鐵的電化學(xué)腐蝕過程是：在陽極Fe→Fe2++2e（氧化反應(yīng)）在陰極H2S→2H++S2-2H++2e→H2↑（還原反應(yīng)）所以H2S+2e→H2↑+S2-電池反應(yīng)為Fe+H2S→H2↑+FeS硫化氫與氧氣發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成元素硫與水，反應(yīng)如下：

2H2S+O2=2H2O+2S↓第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)2）氫脆和硫化物應(yīng)力腐蝕破裂（1）氫脆是硫化氫腐蝕破壞鋼鐵的特有現(xiàn)象。所謂氫脆，即由于氫離子深入到金屬內(nèi)部，致使金屬發(fā)生形變或破裂的過程。這是由于在硫化氫的作用下阻止氫化合生成H2，使得氫元素游離，進(jìn)入金屬內(nèi)部，從而影響金屬的晶格間距離，導(dǎo)致金屬開裂。（2）硫化物應(yīng)力腐蝕破裂（SSCC），是鋼材在外加拉力、殘余張力、熱處理或冷加工和焊接殘余應(yīng)力的作用下，在發(fā)生氫脆的地方發(fā)生破裂，是氫脆與應(yīng)力同時(shí)發(fā)生作用的結(jié)果。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)2．元素硫的沉積機(jī)理1）元素硫的運(yùn)載和沉積機(jī)理國外研究認(rèn)為，地層中的元素硫靠三種運(yùn)載方式而帶出：一是與硫化氫結(jié)合生成多硫化氫；二是溶于高分子烷烴；三是在高速氣流中元素硫以微滴狀（地層溫度高于元素硫臨界溫度時(shí)）隨氣流攜帶出地層。反之，若地層條件（如溫度、壓力和氣流速度等）朝著不利于攜帶元素硫運(yùn)移的方向發(fā)生變化，則元素硫就可能從氣流中析出而發(fā)生沉積。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)（1）化學(xué)溶解和化學(xué)沉積在地層條件下，元素S與H2S結(jié)合成多硫化氫：

H2S+Sx→H2Sx+1提高地層壓力和溫度，多硫化氫的平衡向右移動，增加了被結(jié)合成多硫化氫形成的元素硫量。當(dāng)天然氣運(yùn)載著多硫化氫穿過遞減的壓力和溫度梯度剖面時(shí)，多硫化氫平衡就向左移動，此時(shí)多硫化氫分解，發(fā)生元素硫的沉積。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)（2）物理溶解和物理沉積除上述平衡反應(yīng)可以致使硫沉積之外，稠密流體（地層條件下時(shí)為地層天然氣）對單質(zhì)硫的物理溶解與解析能力也不容忽視。在地層條件下，當(dāng)溫度高于臨界溫度時(shí)，不存在液體溶劑。然而，高壓下的酸性氣流對單質(zhì)硫同樣有顯著的物理溶解能力。單質(zhì)硫因?yàn)榈貙訙囟?、壓力變化而?dǎo)致硫的溶解度變化，從而使硫從天然氣中析出、沉積的這一物理過程稱為物理沉積。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)2）元素硫運(yùn)載量的定量研究圖8-5在121℃時(shí)元素硫的溶解度

圖8-6元素硫在天然氣中的溶解度第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)從圖8-5中可以看到，模擬含硫氣體中，含H2S越多，硫的溶解度對壓力越敏感；在高壓下，純甲烷對硫的溶解很小，但也不可忽視。圖8-6是一張較新的資料圖，補(bǔ)充說明了含硫天然氣中，H2S濃度對元素硫溶解度的影響?？梢姡虻娜芙舛入SH2S的濃度增加而增加；在同樣的H2S含量下，壓力和溫度升高，溶解度也隨之增加。從上述可知，元素硫在含硫天然氣中的溶解度是溫度、壓力、H2S含量及其它混合氣組成、氣流速度以及儲層特性的函數(shù)。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)影響元素硫的溶解度以及硫沉積的因素。（1）H2S含量越多，發(fā)生元素硫沉積的可能性越大，但不是唯一的因素。有的井含H2S高達(dá)34.35%，也未見硫堵，而有的僅含9.4%就被硫堵。但H2S含量達(dá)30%以上的氣井，大部分井發(fā)生元素硫沉積。（2）天然氣中的凝析油對元素硫有一定的溶解性，因此，氣體中C5+組分含量越多，硫堵越不易發(fā)生，C5+含量小于0.5%時(shí)，容易發(fā)生硫堵。（3）井底到井口的壓力和溫度降低愈大，氣體中析出的元素硫愈多，硫沉積的可能性愈大。井底生產(chǎn)壓差大，易引起元素硫在井底周圍的沉積。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)（4）氣流速度愈大，攜帶出元素硫的效率愈高，從而減少硫堵的可能性。3）溶硫劑及溶硫機(jī)理對出現(xiàn)元素硫沉積的氣井，向井口注人溶硫劑是當(dāng)今解決硫堵的有效措施。溶硫劑可按其作用原理分為兩類：物理溶劑和化學(xué)一物理溶劑。后者，元素硫的溶解度是由伴有物理溶解或不伴有物理溶解的化學(xué)反應(yīng)所決定。選擇溶硫劑的標(biāo)準(zhǔn)是：有很高的吸硫效率，能溶解大量的元素硫，活性穩(wěn)定且價(jià)廉。通過實(shí)驗(yàn)，Merox是一種元素硫運(yùn)載量很大的溶硫劑，它是硫醇經(jīng)氧化作用生成的產(chǎn)物-二烷基二硫化合物。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)四、含硫氣藏的開發(fā)措施含硫氣藏由于存在前面所述的危害性及特點(diǎn)，在鉆采、集輸、凈化、加工、尾氣處理都有別于其它氣藏。其開發(fā)的基本原則如下。1．安全鉆井鉆井時(shí)的鉆井液密度要足以防止硫化氫濾入，水基鉆井液要用堿處理，以保持pH值大于9，因?yàn)閜H值在9以上，不會產(chǎn)生原子氫，可免受氫脆對鉆具的危害。同時(shí)使用堿性碳酸銅或海綿狀鐵劑除掉鉆井液中的硫化物。最好使用油基鉆井液，因?yàn)橛蜐竦匿摬挠杏湍けＷo(hù)。應(yīng)急時(shí)，在鉆井液中加人過氧化氫，使硫化氫氧化，防止硫化氫對井場的人身危害。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)2．完井措施含硫氣井中硫化氫對套管及油管的腐蝕損壞相當(dāng)嚴(yán)重，故其完井措施有別于一般的氣井。為了設(shè)計(jì)含硫氣井的套管和油管，美國埃克森公司研究出一種叫做VonMises的管柱設(shè)計(jì)法。即：（8-25）——管體應(yīng)力，——徑向應(yīng)力——橫向應(yīng)力——軸向應(yīng)力式中第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)3．井下監(jiān)測監(jiān)測時(shí)要特別注意氫脆和硫化物應(yīng)力腐蝕破裂的特征：1）氫脆和硫化物應(yīng)力腐蝕破裂多發(fā)生在設(shè)備開始使用時(shí)期；2）呈氫脆破裂，在鋼材內(nèi)產(chǎn)生裂紋，裂紋的縱深比寬度大幾個(gè)數(shù)量級，破裂斷口平整，無塑性變形；3）硫化物應(yīng)力腐蝕破裂主要受拉應(yīng)力時(shí)才產(chǎn)生，且主裂紋的方向總是和拉應(yīng)力方向垂直；4）腐蝕破裂的起爆口在構(gòu)件表面機(jī)械傷痕、蝕孔、焊縫及冷作業(yè)加工處；第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)5）硫化物應(yīng)力腐蝕破裂屬于低應(yīng)力下的破壞，而對于高強(qiáng)度鋼材來說，易受到氫脆破壞，故對套管和鉆桿是個(gè)非常嚴(yán)重的問題；6）使非金屬材料老化，如橡膠密封圈，侵油石膏石棉繩等。4．集輸管線的腐蝕及防腐管線腐蝕的特點(diǎn)是：1）高壓集輸管線的硫化氫應(yīng)力破裂一般發(fā)生在管線大面積電化學(xué)腐蝕之前；2）當(dāng)溫度降低，天然氣中所含的水分過飽和，在壁上冷凝就形成電化學(xué)腐蝕溶液，可加速電化學(xué)腐蝕；第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)3）流速對腐蝕的影響，取決于流型，層流時(shí)腐蝕嚴(yán)重；4）地形對輸氣管線腐蝕有很大的影響，傾斜管中低凹處，冷凝液積聚，引起大面積腐蝕，在氣-液界面處，腐蝕尤為嚴(yán)重。5．天然氣脫硫1）二乙醇胺溶液脫硫法該方法是拉克氣田、卡布南氣田及馬斯杰德伊蘇菜曼等開發(fā)較早的含硫氣田普遍使用的方法。2）甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液脫硫法該方法在20世紀(jì)70年代開始工業(yè)化，它因適于常規(guī)的克勞斯法制硫、節(jié)能和具有壓力選吸和尾氣的常壓選吸而得到發(fā)展，國內(nèi)已有多套裝置，技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益較好。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)3）位阻胺法即FLEXSORB法，包括SE、PS和HP三個(gè)過程，分別用于選擇脫硫、脫碳及合成氣脫碳，其選吸能力優(yōu)于MDEA法，有14套工業(yè)裝置用于加拿大貝爾伯里含硫氣田和前蘇聯(lián)的阿斯特拉罕氣田。4）脫硫溶劑復(fù)合法如采用一種高濃度的叔胺和一種低濃度的伯胺復(fù)合，前者以獲得能耗，后者以獲得高凈化度。此外對低含硫的天然氣（0.3%以內(nèi)）也采用直接轉(zhuǎn)化法，尤其是絡(luò)合鐵溶液脫硫法，也實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化，國內(nèi)也有2套裝置運(yùn)行。第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)目前硫磺回收裝置多是克勞斯法，把從天然氣中提出的硫化氫轉(zhuǎn)化為硫磺。近年來發(fā)展起來的工業(yè)化方法有MCRC四段亞露點(diǎn)法，后兩段是在低于硫露點(diǎn)下運(yùn)行，故提高了總硫收率。貧酸氣制硫法，即Selectox法，是針對硫化氫濃度低于15%，難以用常規(guī)克勞斯法制硫時(shí)的天然氣而發(fā)展起來的貧酸氣制硫方法。此外加壓回收硫的RSRP法也正處于試驗(yàn)階段，此法對硫化氫濃度無特殊要求，硫的回收率可達(dá)99%以上。6．硫磺回收第二節(jié)含硫氣藏的開發(fā)目前的尾氣處理方法主要是指低溫克勞斯法；還原（將硫化物全部轉(zhuǎn)化為硫化氫）—吸收法及氧化（將硫化物全部轉(zhuǎn)化為二氧化硫）—吸收法。近年來又在這些方法的基礎(chǔ)上有所改進(jìn)，如MODOP法，它是將克勞斯尾氣加氫并急冷后，通過直接催化氧化，將硫化氫轉(zhuǎn)化為元素硫。7．尾氣處理方法第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)一、煤層氣的基本特征1.煤層氣的地質(zhì)特征1）“易揮發(fā)的”低分子量組分，這些組分可以在壓力降低、緩慢加熱或者是溶解開采中釋放出來。2）另一種組分則是在易揮發(fā)組分分離后仍然留在固體物質(zhì)中。煤化作用可分為未變質(zhì)階段、低變質(zhì)階段、中等變質(zhì)階段和高變質(zhì)階段。其中中等變質(zhì)階段是煤層甲烷的主要生成階段。最大的特點(diǎn)是油、氣和重?zé)N兼生并存，烴氣屬于濕氣。在高變質(zhì)階段，由于重?zé)N裂解，在貧煤階段再次出現(xiàn)一個(gè)甲烷增量的相對高峰。煤化作用的過程及甲烷的生成如表8-8所示。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)變質(zhì)程度煤階鏡煤反射率Ro甲烷生成特征未變質(zhì)泥煤生物降解生物氣低變質(zhì)褐煤＜0.5中變質(zhì)長焰煤0.5～0.7熱解貧氣氣煤0.7～0.9肥煤0.9～1.2大量生氣焦煤1.2～1.7瘦煤1.7～1.9高變質(zhì)貧煤1.9～2.5無煙煤無煙煤Ⅲ2.5～6無煙煤Ⅱ無煙煤Ⅰ半石墨及石墨＞6變生裂解表8-8煤化作用及甲烷生成

第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)1）原生孔隙系統(tǒng)：在這些儲層中，原生的孔隙系統(tǒng)是由非常細(xì)小的孔組成，這些微孔具有極低的滲透率，但是微孔具有很大的內(nèi)表面積，其中吸附了大量的氣體。由于如此低的滲透率，原生孔隙對水和氣都是無法滲透的，然而解吸的氣體能夠通過擴(kuò)散過程在原生孔隙系統(tǒng)中傳播，在煤中微孔占據(jù)了大部分的體積。2）次生孔隙系統(tǒng)：煤層中的次生孔隙系統(tǒng)（大孔）主要由存在于所有煤中的裂縫網(wǎng)絡(luò)所組成。這些大孔隙也就是割理，它們嵌入到原生孔隙中去，為流體流動提供滲透性，如圖8-7所示，它們可以作為流向生產(chǎn)井的通道，割理主要有以下兩種：2．煤層的結(jié)構(gòu)特征和含氣特征第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)圖8-7煤層系統(tǒng)的物理結(jié)構(gòu)示意圖第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)①面割理是連續(xù)的貫穿于整個(gè)儲層并且能夠泄流很大的面積。②端割理連接了儲層中更小的區(qū)域，因此，它是限制了泄流能力。

通過對煤層結(jié)構(gòu)特征和含氣特征的基本了解，可知煤層氣主要是賦存在煤層基質(zhì)中，即原生孔隙系統(tǒng)中，割理則是作為一種氣體運(yùn)移和擴(kuò)散的通道。煤儲層的孔隙發(fā)育特征決定了煤層氣藏縱向和橫向上滲透率非均質(zhì)性的存在，地層水常沿高滲透率性割理和裂縫竄入生產(chǎn)井中，導(dǎo)致開發(fā)過程中可能有大量水的產(chǎn)生，嚴(yán)重影響了氣體的產(chǎn)出。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)煤層甲烷的產(chǎn)出情況可分為三個(gè)階段，如圖8-8所示。二、煤層氣的開采機(jī)理第一階段：多數(shù)井為欠飽和，隨著井筒附近地層壓力的下降，只有水產(chǎn)出，這一階段地層壓力下降不多，井筒附近只有單相流動。當(dāng)儲層壓力進(jìn)一步下降，井筒附近開始進(jìn)入第二階段。第二階段：隨著井筒附近壓力的進(jìn)一步下降，這時(shí)有一定數(shù)量的甲烷從煤的表面解吸，開始形成氣泡，阻礙水的流動，水的相對滲透率下降，但氣也不能流動，為非飽和水單相流動階段。雖然出現(xiàn)氣水兩相，但是水相是可以流動的。當(dāng)儲層壓力進(jìn)一步下降，有更多的氣解吸出來時(shí)，井筒附近則進(jìn)入了第三階段。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)圖8-8煤層氣井周圍氣水分布及流動狀態(tài)徑向剖面示意圖

圖8-9煤層氣井壓力波及范圍與供氣區(qū)示意圖第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)這三個(gè)階段是連續(xù)的過程，隨著時(shí)間的延長，由井筒沿徑向逐漸向周圍的煤層中推進(jìn)，在井筒周圍形成三個(gè)區(qū)域（見圖8-9），最外層區(qū)域?yàn)閱蜗嗨疂B流區(qū)，其波及范圍主要受煤層對水單相滲透率（kw）影響，在一定時(shí)間內(nèi)，kw越大，波及范圍越大；中間區(qū)為有效解吸區(qū)。地層壓力降到臨界解吸壓力之下，氣體開始解吸，但含氣飽和度小于臨界流動飽和度，流動相仍為水相，此時(shí)水相滲透率已有所下降，區(qū)域范圍受kw、krw影響：內(nèi)層區(qū)域?yàn)閮上酀B流區(qū)，為有效供氣區(qū)，氣、水產(chǎn)量大小主要受相對滲透率影響，穩(wěn)產(chǎn)能力主要受該區(qū)范圍大小的影響。為提高產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)能力，必須有效擴(kuò)大兩相滲流區(qū)面積。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)1．吸附特征單位重量煤所吸附的標(biāo)準(zhǔn)條件下的氣體體積稱為吸附量。吸附量隨壓力的增大而增加，隨溫度的升高而減小。在等溫條件下，吸附量與壓力的關(guān)系曲線稱為吸附等溫線。煤層的吸附等溫線是評價(jià)煤層氣吸附飽和度的重要特征曲線。吸附等溫線是從實(shí)驗(yàn)獲得的，通過它可以確定：（1）確定煤層原始狀態(tài)下煤層氣的最大含量，即理論的含氣量；（2）確定開采過程中煤層產(chǎn)氣量隨地層壓力的變化；（3）確定臨界解吸壓力，即甲烷開始從煤層表面解吸出來時(shí)的壓力。三、煤層氣的吸附與解吸擴(kuò)散特征第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)2．解吸擴(kuò)散特征對于煤層中煤層氣的生產(chǎn)分下面三個(gè)過程：（1）通過煤層基質(zhì)擴(kuò)散到割理中并遵守Fick定律；（2）在基質(zhì)—割理上解吸；（3）通過割理系統(tǒng)流向井底遵守Darcy定律。煤層氣從基質(zhì)中解吸并流向割理系統(tǒng)，煤層基質(zhì)系統(tǒng)的滲透率極其低，而且主要的孔隙系統(tǒng)（煤層基質(zhì)）都是不能滲透氣和水的，在基質(zhì)中氣體不流動，只有通過濃度梯度進(jìn)行傳播，即擴(kuò)散過程，這種擴(kuò)散分為非穩(wěn)態(tài)和擬穩(wěn)態(tài)兩種模式。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)1）非穩(wěn)態(tài)擴(kuò)散煤基質(zhì)塊中總的氣體濃度由微孔中所含的游離氣和表面的吸附氣體兩部分組成，其中游離氣的濃度為：（8-27）吸附氣的濃度為：（8-28）基質(zhì)塊的總氣體濃度為：（8-29）第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)則由Fick第二擴(kuò)散定律得孔隙中壓力pm的方程為：（8-30）由上兩式解得基質(zhì)中氣體濃度后，基質(zhì)塊流出的流量可由下式求得：（8-31）式中

A1，V1——分別為基質(zhì)塊單元的表面積和體積，m3；Dm——多孔介質(zhì)中質(zhì)量擴(kuò)散系數(shù)，m2/s；J——擴(kuò)散通量，g/m2s。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)2）擬穩(wěn)態(tài)擴(kuò)散擬穩(wěn)態(tài)擴(kuò)散基于Fick第一定律。認(rèn)為煤層氣在擴(kuò)散過程中的每一個(gè)時(shí)間段都有一個(gè)平均濃度，此濃度對時(shí)間的變化與差值(Cm－C2)成正比（8-32）其中C2為基質(zhì)塊邊緣的濃度，應(yīng)等于裂縫中的壓力所決定的吸附氣的濃度?；|(zhì)塊流出的流量等于濃度的變化率乘以幾何因子，即：（8-33）第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)τ——擬穩(wěn)態(tài)解吸時(shí)間常數(shù)，

s。Fs——基質(zhì)塊形狀因子，1/m2

（8-34）式中由于煤中的割理系由兩組近于直交并與層面大致垂直的面割理和端割理組成，因此可用圓柱體近似描述煤基質(zhì)形狀，形狀因子即為8π/S2。則（8-35）式中S——割理間距，m。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)3．煤層氣的敏感性特征對于煤層氣藏，由于其滲透率本身很低，當(dāng)排水降壓時(shí)地層壓力下降而引起巖石的強(qiáng)烈變形，會對滲透率產(chǎn)生很大影響，其滲透率隨著有效壓力的增加而減少，從而導(dǎo)致氣井產(chǎn)能下降，最終影響整個(gè)煤層氣田的開發(fā)效果。另外，對于煤層氣藏含水后，更具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感性，因此有必要研究在煤層氣藏開采的過程中儲層滲透率特征到底受到了多大的影響，在此基礎(chǔ)上采取應(yīng)對措施，指導(dǎo)煤層氣藏的開發(fā)。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)四、影響煤層氣單井產(chǎn)能的因素1．煤層厚度2．含氣量3．吸附常數(shù)4．煤層壓力5．滲透率6．孔隙度7．相對滲透率8．臨界解吸壓力第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)五、煤層氣的生產(chǎn)特征1．煤層氣井的生產(chǎn)特征常規(guī)氣藏煤層氣儲層氣體向井筒的流動符合達(dá)西定律氣體在微孔隙內(nèi)為擴(kuò)散，裂縫中的流動符合達(dá)西定律氣體存儲于宏觀孔隙中氣體以吸附的形式存儲于微孔隙表面產(chǎn)量符合遞減曲線初始產(chǎn)量增加，后期遞減通過測井可解釋氣層含量通過現(xiàn)場解吸可確定煤層氣含量氣水比隨時(shí)間遞減開采后期，氣水比隨時(shí)間遞增無機(jī)儲集巖有機(jī)儲集巖可能需要通過水力壓裂作業(yè)提高產(chǎn)量必須進(jìn)行水力壓裂作業(yè)，滲透率取決與裂縫宏觀孔隙尺寸1μm~1mm微孔隙尺寸1×10-4μm~50×10-4μm儲集巖與源巖不同儲集巖與源巖同層滲透率與應(yīng)力關(guān)系相對較小滲透率與應(yīng)力有很大關(guān)系井間干擾對生產(chǎn)有害井間干擾對生產(chǎn)有利第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)圖8-10是一個(gè)典型的煤層氣井生產(chǎn)曲線。不難看出，開采初期有大量的水被排出，隨著儲層壓力的降低，產(chǎn)水量下降。何時(shí)開始產(chǎn)氣，與煤層氣含量、儲層壓力和吸附等溫線三者密切相關(guān)。產(chǎn)氣量對儲層特性極其敏感。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)2．煤層氣井的布井和和泄氣面積Apafford針對黑勇士盆地的迪爾利克克里克（RockCreek）氣田進(jìn)行了歷史擬合，并建立了煤層氣采收率、滲透率、裂縫長度和井網(wǎng)密度之間的關(guān)系，見圖8-11。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)

Sawer對圣湖安盆地的模擬研究也說明布井密度對煤層氣產(chǎn)量的影響，見圖8-12，可以看出，布井密度越小，產(chǎn)氣量的高峰來得越早。應(yīng)該注意的是，減小布井井距只能加速開采速度，并不能增加煤層氣的最終可采儲量。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)六、煤層氣的增產(chǎn)措施1．煤層氣的水力壓裂改造技術(shù)煤層氣藏具有以下特點(diǎn):①煤層的楊氏模量比一般的砂巖或石灰?guī)r儲層低(一般小一個(gè)數(shù)量級)，而壓縮系數(shù)高。②氣水共存。③氣藏壓力低。④氣層易損害。⑤天然氣裂縫發(fā)育。第三節(jié)煤層氣開采技術(shù)2．煤中多元?dú)怏w驅(qū)替技術(shù)3．定向羽狀水平鉆井技術(shù)4．煤層氣的調(diào)剖堵水技術(shù)第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)一、疏松砂巖氣藏主要地質(zhì)特征及滲流特征1、疏松砂巖氣藏的主要地質(zhì)特征（1）東部松遼盆地和渤海灣地區(qū)疏松砂巖氣藏主要為受儲層斷裂控制的正常溫壓巖性或構(gòu)造氣藏；西部柴達(dá)木疏松砂巖氣藏主要為第四系形成的正常溫壓同沉積背斜構(gòu)造氣藏。（2）儲層類型為河流相及濱淺湖和淺湖相沉積。（3）儲氣層主要以粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，夾層多、膠結(jié)疏松，巖石壓實(shí)作用差。東部渤海灣地區(qū)疏松砂巖氣藏平均孔隙度為20％～30％，滲透率為(300～900)×10-3μm2；西部柴達(dá)木盆地疏松砂巖氣藏平均孔隙度為25％～34％，滲透率為(23～154)×10-3μm2。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（4）大多數(shù)氣藏有邊或底水，氣水關(guān)系復(fù)雜，氣水活動性一般。（5）天然氣組分以甲烷為主，多數(shù)含量為95％～99％，含少量的乙烷、丙烷和氮?dú)猓静缓螲2S等有毒氣體。2、疏松砂巖氣藏的主要滲流特征（1）巖性疏松易出砂：疏松砂巖的典型巖石主要由伊利石、伊/蒙混層、綠泥石、高嶺石晶等組成。（2）應(yīng)力敏感：疏松砂巖具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感特征。巖心覆壓實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，當(dāng)凈上覆壓力從3MPa升高到8MPa時(shí)，巖心滲透率平均下降56%（圖8-13），無阻流量下降78%。

第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)圖8-13巖芯滲透率隨凈上覆壓力變化曲線第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（3）氣水關(guān)系復(fù)雜：多期大規(guī)模水進(jìn)水退的沉積歷程造成了澀北氣田砂、泥巖的頻繁薄互層，儲層縱向和平面的非均質(zhì)性較強(qiáng)（4）氣水流動性差異大：儲層的束縛水飽和度高，兩相共流區(qū)窄，氣的流動能力易受水的影響。（5）氣水分布的多樣化：對于疏松砂巖氣藏,儲層內(nèi)水的分布有多種形態(tài)，包括：儲層內(nèi)的凝析水、層內(nèi)被泥質(zhì)條帶分割的零星水體、儲層內(nèi)束縛水、泥巖夾層束縛水、儲層內(nèi)可動水、層間獨(dú)立的水層水、邊底水和工作液人工侵入水等。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)二、疏松砂巖氣藏主要開采特征1、氣井普遍出水：如柴達(dá)木盆地澀北氣田氣井普遍出水，部分井由于出水造成了產(chǎn)量明顯遞減，個(gè)別井由于出水甚至造成了氣井的管徑停產(chǎn)。2、產(chǎn)量遞減嚴(yán)重：開發(fā)早期由于個(gè)別主力井的大量出水造成了整體產(chǎn)量的波動和遞減，出水是產(chǎn)量遞減的主要原因。3、氣井普遍出砂：由于巖性疏松，氣井普遍出砂，部分氣層被砂埋。生產(chǎn)測試統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，沉砂高度越大的井累計(jì)產(chǎn)氣量也越低；產(chǎn)水會加劇出砂。沉砂越高的井，對應(yīng)累計(jì)出水量也越大。4、儲量動用難度大：由于非均質(zhì)性強(qiáng)，好差儲層間互、儲層與非儲層間互，造成儲量動用程度不高，各個(gè)層組普遍出水，見水小層的比例高，降低了氣藏的采出程度，并且導(dǎo)致了層系采出程度不均衡。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)三、疏松砂巖氣藏開采的主要配套工藝技術(shù)1、開發(fā)井的鉆井與完井（1）因地層欠壓實(shí)、巖性疏松、成巖性差等，砂巖段破裂壓力小，應(yīng)防止井漏、井壁坍塌。（2）地層泥質(zhì)含量高，見水易膨脹，應(yīng)調(diào)配適宜的鉆井液密度，采用近平衡鉆井的原則。（3）因泥巖隔層薄，儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，氣水關(guān)系復(fù)雜等，應(yīng)保證較高的固井質(zhì)量，防止氣水竄。（4）因氣層易出砂，為防止沙埋應(yīng)在鉆達(dá)目的層底界后，加深鉆進(jìn)70～100m，留足口袋，采用射孔完井技術(shù)。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)2、合理單井配產(chǎn)疏松砂巖氣藏具有氣水分布復(fù)雜易出水、巖性疏松易出砂等特點(diǎn)，在配產(chǎn)時(shí)，除了要根據(jù)氣井的無阻流量，考慮邊、底水等因素外，還要考慮應(yīng)力敏感、出砂等。（1）出砂臨界壓力的計(jì)算：

①地層巖石強(qiáng)度計(jì)算：

縱波

:橫波：

第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)楊氏模量：泊松比：

體積模量：

內(nèi)聚力強(qiáng)度：

第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)內(nèi)摩擦角：

剪切強(qiáng)度：

體積壓縮系數(shù)：

Biot常數(shù)：

孔隙壓力：

上覆巖石壓力：第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)②確定出砂生產(chǎn)壓差根據(jù)莫爾圓分析方法，得到疏松砂巖氣藏氣井開井生產(chǎn)過程中，巖層受剪切破壞出現(xiàn)坍塌或出砂時(shí)最低井底流壓為：（2）考慮氣井?dāng)y液：氣井生產(chǎn)過程中，如果天然氣沒有充足的能量把地層水舉升出地面，隨著時(shí)間的推移將在井眼中形成積液。積液會增加井底回壓，從而降低氣井產(chǎn)能。在某些情況下，積液甚至?xí)耆珘核罋饩?。因此，氣井配產(chǎn)時(shí)考慮滿足攜液生產(chǎn)是非常必要的。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)3、防砂工藝技術(shù)1）出砂機(jī)理：油氣井出砂通常是由于井底附近地帶的巖層結(jié)構(gòu)遭受破壞引起的，其中弱膠結(jié)或者中等膠結(jié)地層的出砂現(xiàn)象較為嚴(yán)重。由于這類巖石膠結(jié)性差、強(qiáng)度低，一般在較大的生產(chǎn)壓差時(shí)，就容易造成井底周圍地層發(fā)生破壞而出砂。

①滲流砂的流動：疏松砂巖氣藏在開發(fā)過程中，因地層本身膠結(jié)弱，儲層中存在大量細(xì)小、弱膠結(jié)微粒，這部分微粒的最大特點(diǎn)是易于啟動，即使產(chǎn)量很低的情況下也難以克服它們在儲層中產(chǎn)生的運(yùn)移，這種原始地層微粒稱為“滲流砂”。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)②弱膠結(jié)附粉顆粒的產(chǎn)出：這部分顆粒絕大多數(shù)屬于填隙物，包括雜基和膠結(jié)物，產(chǎn)狀呈分散狀和粒間充填；其次是弱膠結(jié)的骨架顆粒。③巖石骨架出砂：剪切和拉伸破壞是造成巖石骨架出砂的主要機(jī)理。2）出砂的影響因素①巖石強(qiáng)度低。②地層壓力的衰減。③生產(chǎn)壓差或生產(chǎn)速度過大。④地層流體粘度大易出砂。⑤隨著氣井含水量的增長，出砂的可能性增大，一般氣井產(chǎn)層段砂巖，當(dāng)巖石含水后，其強(qiáng)度降低80%～95%。⑥不適當(dāng)?shù)脑霎a(chǎn)措施（酸化和壓裂）。⑦操作管理措施不當(dāng)?shù)谒墓?jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)3）防砂工藝技術(shù)（1）機(jī)械防砂①機(jī)械濾砂管防砂：機(jī)械濾砂管防砂是指將經(jīng)過特殊工藝制成的具有濾砂功能的濾砂器用管柱和輔助工具直接懸掛在井內(nèi)出砂層位，如圖8-14所示。這種濾砂器具有較高的滲透性，允許地層流體通過但可以阻擋地層砂。圖8-14濾砂器類防砂示意圖第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（a）繞絲篩管：全焊接不銹鋼繞絲篩管由基管(帶孔中心管)、縱筋和不銹鋼繞絲組成，如圖8-14(a)所示?；苌香@有一定密度和孔徑的圓孔，提供流體通過繞絲縫隙后流人井筒的通道。在基管上帶有縱筋，以支撐繞絲。

圖8-15（a）繞絲篩管示意圖第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)之所以將繞絲壓制成三角形或梯形截面，是因?yàn)橛眠@種形狀的鋼絲繞制成的縫隙對于地層砂粒有“自潔”作用，如圖8-15(b)所示。一旦有顆粒隨液流進(jìn)入繞絲縫隙，由于越向外空隙越大，砂粒不會滯留堵塞在縫隙內(nèi)。圖8-15（b）繞絲篩管縫隙的“自潔”作用第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（b）割縫襯管：如圖8-16所示。割縫襯管的結(jié)構(gòu)和加工相對比較簡單。它是直接使用鋸片銑刀在銑床上銑削套管而成，割縫可以使地層流體通過同時(shí)阻擋地層砂，割縫縫眼排列方式有平行軸向方向，交錯排列。圖8-16割縫襯管示意圖第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（c）雙層預(yù)充填礫石繞絲篩管：雙層頸充填礫石繞絲篩管(簡稱雙層篩管)由內(nèi)、外繞絲篩管、涂層礫石及中心管組成。在地面上將分散的預(yù)涂層礫石裝入內(nèi)外繞絲篩管之間環(huán)空內(nèi)，兩端密封后，加溫將涂層礫石固結(jié)即可，如圖8-17所示。圖8-17雙層預(yù)填充礫石繞絲篩管1-接箍；2-壓蓋；3-內(nèi)繞絲篩管；4-礫石；5-外繞絲篩管；6-中心管第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（d）金屬棉濾砂管：它由帶孔基管、金屬棉和保護(hù)管組成?；芎捅Ｗo(hù)管上均有鉆孔，提供流體流動通道。在基管和保護(hù)管之間的夾層中充填有不誘網(wǎng)纖維，即金屬棉，作為濾砂管的過濾介質(zhì)。金屬棉濾砂管的防砂原理是：大量金屬纖維被壓緊堆集在一起，形成高縫隙密度的防砂濾網(wǎng)阻擋地層砂粒通過，其縫隙大小與纖維堆集緊密程度有關(guān)。通過控制纖維的壓緊程度達(dá)到適應(yīng)不同油層砂徑的防砂要求。由于金屬纖維層富有彈性，在一定的驅(qū)動力下，小砂?？梢酝ㄟ^縫隙，因而避免金屬纖維被堵死。砂粒通過后，纖維又可恢復(fù)原狀而起自潔作用。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)

金屬棉濾砂管分為單體(鑲嵌)式和整體式兩種。單體式金屬棉由多孔蓋(濾網(wǎng))、不銹鋼金屬棉絲、床板、焊縫、基管組成。整體式金屬棉濾砂管則由不銹鋼金屬棉絲、保護(hù)套(打孔套管)、中心管、扶正器組成。圖8-19所示的是整體式濾砂管。圖8-18整體式金屬棉濾砂管第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（e）陶瓷濾砂管：陶瓷濾砂管是由外管、陶瓷管、密封部分組成。將陶瓷管裝入管內(nèi)，兩端采用耐油、耐水、耐磨性好的銅基密封件密封，下端用螺釘將陶瓷管固定在外管上，上端為自由滑動端。外管部分主要起保護(hù)作用，設(shè)計(jì)時(shí)保證一定的流通面積，并具有一定的抗拉強(qiáng)度。其結(jié)構(gòu)示意圖見圖8-19。圖8-19陶瓷濾砂管第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（f）樹脂石英砂濾砂管：樹脂石英砂濾砂管由濾砂管、引鞋和中心管三部分組成。用精選好的石英砂和環(huán)氧樹脂或酚醛樹脂，按一定配比均勻混合，裝入特制的模具中，在一定條件下固化成型，脫模后取出獲得具有一定外形尺寸、適當(dāng)滲透率的濾砂管和引鞋。（g）多孔冶金粉末濾砂管：多孔冶金粉末濾砂管用經(jīng)過篩選的銅顆?；蜩F粉燒結(jié)而成，多數(shù)采用鐵粉燒結(jié)，成本低，是由銅合金包覆金屬粉末用獨(dú)特的生產(chǎn)工藝制造的。濾砂管采用密封膠連接，壁厚薄，連接強(qiáng)度較低，容易開裂，使中心管內(nèi)充滿地層砂，造成堵塞。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（h）金屬氈濾砂管：金屬氈濾砂管多采用多層316L不銹鋼金屬纖維燒結(jié)氈作為過濾介質(zhì)，具有防砂可靠性高、抗破壞能力強(qiáng)、滲透性好、孔隙度高等特點(diǎn)；金屬氈濾砂管耐酸堿腐蝕、耐高溫，壽命長。金屬氈濾砂管滲濾介質(zhì)采用獨(dú)立多層纏繞結(jié)構(gòu)，抗擠壓變形能力好，防砂層薄，外徑小，重量輕，強(qiáng)度高，有利于通過大斜度井段，增強(qiáng)了適應(yīng)性。（i）金屬網(wǎng)布濾砂管：金屬網(wǎng)布濾砂管采用多層316L特種過濾網(wǎng)過濾結(jié)構(gòu)，抗破壞能力強(qiáng)，滲透性（>1000um2），過濾面積大。金屬網(wǎng)布濾砂管適用于直井、斜井、水平井等不同類型的管內(nèi)和裸眼井防砂。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)②機(jī)械濾砂管+礫石填充防砂篩管礫石充填防砂方法是指將繞絲篩管或割縫襯管下人井內(nèi)防砂層段處，用一定質(zhì)量的流體攜帶地面選好的具有一定粒度的礫石，充填于篩管和油層或套管之間，形成一定厚度的礫石層，以阻止油層砂粒流人井內(nèi)的防砂方法。礫石粒徑根據(jù)油層砂的粒度進(jìn)行選擇，預(yù)期將油層流體攜帶的砂粒阻擋于礫石層之外，通過自然選擇在礫石層外形成一個(gè)由粗到細(xì)的砂拱，既有良好的流通能力，又能有效地阻止油層出砂。常用的礫石充填方式有兩種，即用于裸眼完井的先期裸眼繞絲篩管礫石充填（圖8-21(a)）和用于射孔完井的套管內(nèi)篩管礫石充填（圖8-21(b)）。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)圖8-21篩管礫石充填防砂示意圖（a）裸眼礫石充填（b）套管內(nèi)礫石充填1-油管；2-水泥環(huán)；3-套管；4-封隔器；5-襯管；6-礫石；7-射孔孔眼第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)（2）化學(xué)防砂①化學(xué)劑固砂

化學(xué)劑固砂是指通過使用化學(xué)固結(jié)劑提高近井地帶的地層固結(jié)強(qiáng)度從而達(dá)到阻止地層出砂的防砂方法?；瘜W(xué)劑固砂防砂工藝具有如下特點(diǎn)：（a）適用于出砂不嚴(yán)重的薄層防砂；（b）為了獲得較好的固結(jié)效果，化學(xué)劑對地層溫度要求苛刻；（c）化學(xué)劑固結(jié)區(qū)域的地層滲透率會明顯下降，影響產(chǎn)量；（d）有效期短，受高含水影響較大。第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)化學(xué)固砂劑防砂分為如下幾種工藝：（a）酚醛樹脂膠結(jié)砂層：酚醛樹脂膠結(jié)砂層是以苯酚、甲醛為主料，以堿性物質(zhì)為催化劑，按比例混合，經(jīng)加溫熬制成甲階段樹脂(粘度控制在300mPa·s左右)，將此樹脂溶液擠入砂巖油層，以柴油增孔，再擠入鹽酸作固化劑，在氣層溫度下反應(yīng)固化，將疏松砂巖膠結(jié)，防止氣井出砂的方法。（b）酚醛溶液地下合成防砂：酚醛溶液地下合成防砂是將加有催化劑的苯酚與甲醛，按比例配料攪拌均勻，并以柴油為增孔劑。酚醛溶液擠入出砂層后，在氣層溫度下逐漸形成樹脂并沉積于砂粒表面，固化后將氣層砂膠結(jié)牢固，而柴油不參加反應(yīng)為連續(xù)相充滿孔隙，第四節(jié)疏松砂巖氣藏的開發(fā)②人工井壁防砂方法（a）預(yù)涂層礫石人工井壁：預(yù)涂層礫石人工井壁是