凝析气藏采气配套工艺交流.pptx
凝析气藏的开发机理 ppt课件
流固耦合渗流问题是一个渗流基本问题，对于埋深大的凝析气藏，此问题更 为突出，由于压力高、产能大，在井底附近会出现非线性流固耦合渗流 的问题，也是考虑物理化学渗流、流固耦合、非线性等多方面的复杂渗 流问题，研究它对异常高压凝析气藏的试井及动态分析均会有直接的指 导作用。
2对于高含凝析油的凝析气井 必须重视反凝析液析出造成的渗透率变化 因此建立 渗透率动态变化反映相态变化的试井模型非常必要。
3建立存 在 边 底 水 复 杂 边 界复 杂 井 型 和 井筒效应的凝析气藏试井模型和解 释方法研究。
4采用数值或半解析法来进行试井模型求解。
根据目前国内外研究的况，我们应在以下几 个方面进行研究：
1、塔河油田AT1区块中油组属于较高含凝析油中孔中高渗砂岩底水凝析气藏。气 井初期产能较高,区块投产初期单井平均日产气能力达9.4×104m3。目前压力保 持程度为92.3%,底水不断锥进补充能量,区块反凝析不严重。大部分井初期产能均 高于底水锥进临界产量,底水易突破至井底。从气井水平段渗透率分布来看,底水 易从高渗段锥进。气井见水后,含水上升速度快,底水锥进加剧,已脊进到井底侵入 产层中高部位,气受到较严重封闭不能有效采出,气产量急剧下降导致气中的凝析 油也被封闭采不出来,凝析油产量也呈递减趋势。
1深层凝析气相态研究 多孔介质对油气相态影响
1)通过85及95此方面的研究及国外的研究，已证明多孔介质对凝析油气 相态的影响是存在的，然而由于研究手段限制和实验量较少，有必要 深入作大量的实验验证，以解决国内外学者争议的基本问题，这对气 藏动态分析及渗流产生直接的影响；
气液固三相相平衡的研究
2)目前国内研究主要是应用激光法来测试固相沉积点，然而随着发现气 藏埋藏深度增加，油越来越黑，此法使用困难，有必要发展不受介质 影响的超声波测试技术来进行测试；在理论模拟方面，有必要开发和 研究能描述三相闪蒸及三相相图计算的计算软件，为将来预测和预防 固相沉积提供基础。
凝析气藏开采理论与技术
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。
3、注气时机 开始实施注气保持压力的时间，
称为ห้องสมุดไป่ตู้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
牙哈2～3凝析气藏凝析油、天然气日产量
（早期保持压力开采）
（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。
（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
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。
凝析气藏排水采气工艺技术
凝析气藏排水采气工艺技术摘要：凝析气藏是油藏与天然气藏之间重要的油气藏类型，具有压力高、温度低、含气量大等特点。
在选择凝析气藏排水采气技术时时，必须要有一套成熟可靠的工艺技术才能确保其开采效率与效益。
本文针对当前常见天然气藏排水采气技术展开研究。
关键词：凝析气藏；开排水采气；技术措施气田开发的同时，由于储气层平面非均质性和气藏平面产气井产气量非均分布等原因，可能会导致气井过早受到边水的影响、被底水或者外来水淹没。
为了保持天然气储量和采收率的长期稳定发展，必须采取一定的措施来减少水对储层的损害。
气井产出水使流入井渗流阻力及气液相管流总能量损耗明显增加。
因此，当进入井筒的天然气压力低于地层压力时，会发生气体携液流动导致气液两相界面下降，伴随着水侵的影响越来越大，气藏能量衰减，甚至由于井底积液严重，导致停产。
此外，在高含水阶段，由于储层流体性质变化及地层压力下降导致气体吸附能力降低，最终使天然气无法通过井筒产出。
1.凝析气藏的开发技术难点1.1凝析气藏资源储层的构造影响因素凝析气藏资源是低渗透的油气资源之一，从结构上看，以断层和裂缝为主、透镜体和其他因素的作用。
由于其储集层物性差、非均质性强、渗流阻力大，常规试井方法不能准确反映气藏内复杂的流动状态。
地质断裂活动可使地层发生变化，继而引起地层流体性质的变化、压力系统等产生改变，改变气藏储层埋藏条件。
不同类型油气藏由于其成因机理及藏储环境不同，对藏储层改造方式也各不相同。
一些致密砂岩储层，具有某种透镜体，对于气藏资源的分布有一定的影响，由于透镜体造型、分布及规模等方面均有不同，导致气藏开发难度大。
因此对不同类型的低渗透油气藏进行分析评价时，要结合其实际情况选择合理有效的开发方式及参数。
1.2凝析气藏资源的开发难点气井在天然情况下，产能偏低，非均质程度相对较高的储集层由于物性差异导致其产液能力不同，在开采过程中容易出现水窜现象。
由于其非均质性很强，投产以后，气井的主力储层得到很好的动用，采气速度加快，层间矛盾愈加尖锐，不能有效地调动各个储层之间产能；地层水矿化度较低，气层伤害严重。
凝析气藏开采理论与技术-张继成-东北石油大学20161213
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。
1、总气态原始地质储量
G Vhci Bgi
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，108m3
Vhci — 凝析气藏原始含气有效孔隙体积， 108m3 Bgi — 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
G Gk Vhci Bgi
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
油
水
气顶底水块状凝析气-油藏 油气和油水边界线各只有1条
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。
◇ 同时开采油环和凝析气顶
㈠只开采凝析气顶不开采油环
1、原因 ◆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。
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。
采油气工程中凝析气藏的开发技术分析
采油气工程中凝析气藏的开发技术分析摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。
凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。
在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。
凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。
虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。
对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。
关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施1、凝析气藏开发井的参数设计1.1井网井距凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。
对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。
模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。
就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。
凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。
模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。
虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。
因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。
技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。
7组--凝析气藏
两类凝析气藏
温度、压力
生成
运移
聚集
成藏
原生凝析气藏是指有机质演化直接生成的为凝析 气相, 并且以凝析气相运移进入圈闭中聚集成藏, 凝析气是在生油层中就生成了，后期没有相态变 化。此时, 圈闭必须满足地层温度介于临界温度 和临界凝析温度之间, 地层压力大于该烃体系在 该温度下的露点压力。 如:塔里木盆地库车前陆和塔西南坳陷
构造条件--多期生烃、多期成藏 （1）构造运动使地层压力迅速上升，从而使油溶 解在压缩气中形成凝析气藏；
（2）由构造产生的断层作用，使低熟油与低温 生物降解气混合而形成“低熟凝析油气”。
保存条件：
封盖条件包括物性封闭、烃浓度封闭、超压封闭 和水合物封闭等。 塔里木盆地总共发育5套区域盖层，分别是：塔 东北中、下侏罗纪煤系地层；满加尔凹陷、巴楚 地区石炭系膏岩-泥岩层；塔北、塔中中—上奥陶 系泥岩层和塔西南中上寒武系膏岩层。 这些多套区域盖层非常有利于多套源岩生成凝析 气的保存。
2.塔里木盆地凝析气形成 周兴熙、李绍基、陈义才等(中国石油天然气总公司 石油勘探开发科学研究院) (西南石油学院) 3.塔里木盆地凝析气藏形成的地质-地球化学条件 陈义才、杨宝星、李延军、 郭秀英（成都理工大学石油系，西南石油学院，四川南充） 中图分类号： TE112.1文献标识码：A 4.塔里木盆地凝析气藏的成藏条件探析 张吉、张烈辉、周守信、徐春梅 （西
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T m -- 临界凝析温度 T c --临界温度
p m -- 露点压力
p f -- 地层压力 T f -- 地层温度 a1 -- 凝析气藏 a2 -- 带油环的凝析气藏 a3 -- 带凝析气顶的油藏 a4 --带气顶的油藏
随着凝析气向上部圈闭运移, 地层的温度和压力都会降低, 当压力逐渐接近该烃体系的露点压力时, 凝析油开始析出, 此时形成带油环的凝析气藏( a2) ; 凝析气继续向上运移, 进入两相区, 地层压力小于该烃体 系的露点压力, 凝析气分离为气液两相进入上部圈闭, 聚 集成为带凝析气顶的油藏( a3) ; 凝析气向更浅的圈闭运移, 地层压力小于该烃体系的露点 压力, 地层温度小于烃体系临界温度, 则油相进入上部圈 闭, 形成带气顶的正常油藏( a4)
凝析油气藏开采技术
线上，又称为最大凝析温度。 特殊油气藏开采技术
第一节 凝析气藏概述
1.2 流体p－T相图及油气藏分类 1 、流体p－T相图
在p－T相图中，包络线内部是气液两相区，
露点线液体体积（用VL%表示）为0，泡点线为
100%。不同VL%曲线都汇聚到临界点C。 当凝析气藏储层压力等温降压至露点以下时， 出现反凝析现象，即随压力继续下降，凝析液 反而不断增多；当达到一个最大点时，反凝析 现象终止，对应的压力点称为最大反凝析压力。 从临界温度到最大凝析温度，每一温度下都有 对应的最大凝析压力点，这些压力点的连线与
储层流体中C7+含量与储层流体原始气 油比关系
发性油藏；若储层温度稍高于临界温度，则 呈现露点系统，形成近临界态凝析气藏。
23
特殊油气藏开采技术
第一节 凝析气藏概述
1.2 流体p－T相图及油气藏分类 3 、不同类型油气藏相态特征规律
（1）从干气藏到重油藏，储层流体中重烃（C5+）含量变化大，而流体相态
⑥临界温度：临界点对应的温度（Tc）
⑦临界压力：临界点对应的压力（pc）
凝析气藏典型的p－T相图
9
特殊油气藏开采技术
第一节 凝析气藏概述
1.2 流体p－T相图及油气藏分类 1 、流体p－T相图
⑧最大饱和压力（pmax）：相包络线上 最高的饱和压力。 若pmax位于临界点的左方则称为最 大脱气（泡点）压力；若pmax位于临界 点的右方则称为最大凝析（露点）压 力。 ⑨最大饱和温度（Tmax）：相包络线上 的最高温度。 在绝大多数情况下，Tmax处于露点 凝析气藏典型的p－T相图
新疆塔西南钻探发现了凝析油含量丰富的凝析气藏，80年代末和90年 代初，又相继在塔里木、塔北和吐哈盆地发现了一批大、中型富含凝 析油的凝析气藏，揭开了中国开发凝析气田的序幕。
凝析气藏采气工程特点及技术
凝析气藏采气工程特点及技术凝析气藏开发的特点及技术摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。
基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。
关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。
世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。
根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为2.06×1012m3，可采储量为1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。
1凝析气藏的基本特征根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。
按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。
1.1 反常凝析现象凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。
凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。
特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。
1.2 埋藏深、温度高、压力高我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。
凝析气藏的开发方式
凝析气藏的开发方式1.引言1.1 概述凝析气藏是一种特殊的油气藏，具有高含凝析油和气的特点。
它是在地下形成的一种含有大量气体和液体的油气储层，在地面条件下，由于温度和压力的改变，其中的液体组分会发生相态变化，从而产生凝析油。
凝析气藏的开发方式是指通过各种技术手段和工程方法，将地下的凝析气藏资源充分开发和利用。
凝析气藏的开发方式通常包括几个关键步骤。
首先是对凝析气藏进行详细的地质勘探工作，了解储层的性质和特点，确定气藏的分布范围和储量。
接下来是进行开发方案的设计，包括井网布置、钻井和完井工艺等。
在钻井过程中，需要考虑气藏中高含硫和高含CO2的特点，选择适当的钻井液和完井液，以确保井筒的完整性和生产效果。
凝析气藏的开发方式还涉及到生产工艺的选择和优化。
由于凝析气藏产出的气体中含有大量的液态组分，对于气液两相流体的处理和分离是必要的。
常用的处理方法包括采用低温低压工艺、采用循环蒸馏和使用多级分离器等。
此外，还需要考虑液态组分的回注和再压缩，以提高凝析气藏的产能和经济效益。
综上所述，凝析气藏的开发方式是一个复杂的过程，需要综合考虑地质、工程和生产等多个因素。
正确选择和优化开发方式，能够有效地提高凝析气藏的开采效率和经济效益，对于能源的开发和利用具有重要意义。
随着技术的不断发展和创新，相信未来凝析气藏开发方式将会得到进一步的完善和提升。
1.2文章结构文章结构部分的内容可以如下编写：1.2 文章结构本文主要分为引言、正文和结论三个部分。
具体内容如下：1. 引言部分包括概述、文章结构和目的三个小节。
在概述中，将简要介绍凝析气藏的背景和意义，引起读者对凝析气藏开发方式的关注。
同时，可以提出凝析气藏开发方式的重要性，为接下来的内容做出铺垫。
在文章结构中，我们将详细说明本文的整体结构和各部分的内容。
本文分为引言、正文和结论三个部分。
引言部分将对凝析气藏的概述、文章结构和目的进行介绍。
正文部分将重点讨论凝析气藏的定义和特点，以及凝析气藏的开发方式。
凝析气藏的开发机理ppt课件
凝析气藏开发的重要性
凝析气藏是我国重要的天然气资源， 其开发对于保障国家能源安全、促进 经济发展和改善环境质量具有重要意 义。
随着国内能源需求的不断增长，凝析 气藏的开发对于优化能源结构、提高 清洁能源比重、降低对传统化石能源 的依赖具有重要作用。
凝析气藏的开发机理
• 引言 • 凝析气藏的形成与分布 • 凝析气藏的开发机理 • 开发策略与技术应用 • 实例分析 • 未来研究方向与展望
01
引言
凝析气藏的定义与特性
凝析气藏是一种特殊类型的天然气藏，主要特征是地层压力随着气藏的开采而逐 渐降低，导致气藏中的天然气从液态逐渐析出，形成凝析油和干气。
要方向，包括提高天然气净化处理效率、降低温室气体排放等方面。
03
水平井和多分支井技术
水平井和多分支井技术是提高凝析气藏采收率的有效手段，研究水平井
和多分支井的设计与优化技术，提高开发效果。
对未来研究的建议和展望
加强基础理论研究
01
深入开展凝析气藏开发机理的基础理论研究，为实际开发提供
理论支撑。
加强技术创新研究
热力学特性
凝析气藏的热力学特性包括温度、压力、组分和相态等，这些特性对开发效果和采收率有重要影响。
渗流规律与动态分析
渗流规律
凝析气藏在开发过程中的渗流规律与常规气藏有所不同，需要考虑相变对渗流的影响，如气液两相的相对渗透率 变化等。
动态分析
对凝析气藏进行动态分析是开发过程中的重要环节，包括产能分析、采收率评估和生产动态预测等，有助于优化 开发方案和提高采收率。
02
凝析气藏的形成与分布
形成过程
凝析气藏采气配套工艺交流
白庙气田排液采气现状
下步重点 进一步完善多级气举管柱，选井试验小直径管排液 工艺技术，解决气举时部分积液压回气层造成二次污 染；试验闭式气举 小套管气井气举管柱配套 近井地带反凝析污染治理
主要技术
同心管排液采气技术 压裂气举一体化管柱 复杂特殊结构井气举工艺
同心管排液采气技术
技术原理
同心管排液采气技术
技术适用性分析
空心杆闭式气举
• 低压低产、积液气井。 日产气量4000m3/d左右 • 适用φ89mm油管。井况 良好，原油管无变形 • 压裂投产井。采用 φ89mm油管压裂后，不喷、 产能不理想的气井
76mm 50mm 34mm
70mm
φ89mm油管 φ34mm空心 抽油杆接箍
不同井口压力下杆、杆管环空尺寸对最小携液气量的影响
井口油 压
不同管径的最小携液气量
杆与73mm管环空
22
24
25
26
30
37 50.3
62 75.9
22
24
0
0.07 0.09 0.09 0.10 0.13 0.20 0.38 0.57 0.86 0.42
0.38
0.35
0.10 0.12 0.13 0.14 0.19 0.29 0.53 0.81 1.21 0.59
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14、有些事情是不能等待的。假如你必须战斗或者在市场上取得最有利的地位，你就不能不冲锋、奔跑和大步行进。2021年9月14日星期二下午2时9分36秒14:09:3621.9.14
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15、Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more。2021年9月下午2时9分21.9.1414:09September 14, 2021
凝析气藏
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.1地质特征
3）凝析气井采出井流物组成分布特征
气体的湿度（C2+/C1 ，均为摩尔或体积含量比），在 6-15之间；
分离器气体的相对密度（相对于空气，空气密度=1），
γg=0.6-0.7；
油罐油（或称稳定凝析油）的相对密度（相对于水，
水密度γo ＝1），在0.7260-0.8120之间； 地面凝析油的粘度μo<3mPa·பைடு நூலகம்s；
世界上还有含量超过1035 g/m3 ，如美国加州卡 尔—卡尔纳（Cal Canal）凝析气田的凝析油含量达 1590cm3/m3。 我国则按凝析油含量给出了细分类标准（参见SY ／T6168－1995《气藏分类》）。
2我国主要气田类型的地质和开发特征
2.6 凝析气藏（田）
2.6.2开发特征
1.衰竭式开发会产生反凝析损失。在凝析气藏开发过程中， 储层油气体系在地下和地面都会发生反凝析现象，气井既 产气又产凝析油。 2.凝析油气体系相态变化与其组分、组成和压力、温度之 间的关系密切相关，引起凝析气井井流物组分组成及相态
150g/m3<CN<290g/m3
2我国主要气田类型的地质和开发特征 4）凝析气藏的分类
高含凝析油凝析气藏： 1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
290g/m3<CN<675g/m3 特高含凝析油的凝析气藏： 600 m3/m3<GOR<1000 m3/m3
675g/m3<CN<1035g/m3
b.以储气库方式后期开发凝析气藏
c.后期注N2开发部分水淹的凝析气藏 d.气水交替注入开发凝析气藏
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 ② 注水开发技术
5.11 凝析气藏的形成原理
第五章油气聚集与油气藏的形成5.11 凝析气藏的形成原理一、凝析气藏基本概念在地下深处较高温、压条件下的烃类气体，采到地面后，温度、压力降低，凝结出部分轻质液态烃，这种含有一定数量液态烃的气藏--凝析气藏。
在一定温度、压力范围内，存在逆蒸发和逆凝结现象，使一部分液态烃反溶于气相形成单一气相。
地下：单一气相（油逆蒸发气化或分散于气相中），称为凝析气。
地面：气、油同产，产气为主，液态烃称为凝析油。
二、凝析气藏的形成机制1. 纯物质的相态在一定温度压力条件下，等温加压使气态物质液化；随温度的增高，气体液化所需要的最低压力增大；当达到一定温度时，无论加多大的压力都不能使物质液化，该点就是临界点。
临界点的温度是气相物质维持液相的最高温度，称为临界温度； 临界温度时，该物质气体液化所需的最低压力，称为临界压力。
1. 纯物质的相态71.1℃的P-V曲线：（1）随P ↑，V丙烷↓ ；（2）过A点后，V丙烷继续↓ ，但P 保持不变；（3）过B点后，即使加极大压力，V 也不变。
87.8℃的P-V曲线：随T ↑，水平线段缩短（A’B’＜AB）。
96.8℃的P-V 曲线：水平线段缩成一点K，在此温度以上的曲线，水平线段完全消失。
泡点线露点线临界点P (105P a )T(℃)由1→2，等温增压，汽化。
出现凝析气。
由2→1，等温减压，液化。
出现凝析油。
由3→4，等压降温，汽化，出现凝析气。
由4→3，等压增温，液化，出现凝析油。
气液两相共存的最高温度点称临界凝析温度（T K 1）。
——逆蒸发、逆凝结双组分烃类物系相图2. 双组份烃类物系相图气液两相共存的最高压力点称临界凝析压力（P B 1）。
泡点线与露点线的交点为临界点（K ）。
在一定温压下，烃类物质等温加压引起凝结，减压导致蒸发。
但超过一定的温度压力后，出现逆蒸发和逆凝结现象。
逆凝结和逆蒸发现象出现于临界点与临界凝析温度点和临界凝析压力点之间，常称之为“逆行区”。
凝析气藏开发ppt课件
(1)凝析油的地质储量：凝析油的地质储量大于N万t， 即可选择注气开采方式。因此, 一般凝析油的注气采收 率最低为60％，地质储量为N万t时，注气采出0.6N万t。 凝析油的采出量与注气地面工程总投资相平衡时，即为 注气的界限储量。这个界限在国外一般为30万t。
29
凝析气藏的开发
21
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
1.衰竭式开采时的井网系统
(2)环状布井或线状布井及丛式布井
这种井网形式主要取决于含气构造形态。如为圆形或弯状含 气构造上，即可采用环状井网，而在长轴背斜上，则可采用线状 或排状布井系统。此外，当气藏埋藏较深时，可以采用在地面集 中的丛式布井系统，每口井的偏斜角度和方向不同。
带油环的凝析气藏判断方法 2．C1／C5+比值法
这个方法是用Cl与C5+的摩尔含量比值来判断 的。该比值小于52为带油环的凝析气藏，大于 52则为不带油环的凝析气藏。根据前苏联100个 凝析气藏检验，其符合率为83％。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
带油环的凝析气藏判断方法
3. 根据储层流体组份的组合判断法 4．秩类法 5．Z因子法 6．势函数法 7. 准数法 8．摩尔油气比与采出的摩尔数之和判断法
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
3．凝析气藏注气的井网系统
凝析气藏的注采井网多采用五点井网系统。如 图7—2所示A，B为注气井，C，D， E，F，G， H，I为生产井。当干气突入生产井时，则残留 一部分未被驱替的湿气。如果把原来的生产井 G转为注气井时，则可能会把残余的部分进一 步驱扫，提高了凝析油采收率。 五点法井网 注气，当干气突破以前湿气的累积采出量等于 用气藏体积表示的累积注入量。而当累积注入 量为五点井网单位体积的70％时，即产生干气 突破.此后则湿气迅速下降,以致逐渐降到零。
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白庙气田排液采气现状
先后采用了小油管、机抽、橇装气举、柱塞气举、 超声波雾化和增压气举排液采气等工艺技术，保证低 压低产气井稳定生产。 采用低伤害压井液进行气井作业，降低压井对地层 的污染。 应用射孔-气举一体化管柱，减小作业成本和对地层 的污染伤害。 开展了注气吞吐治理反凝析污染试验，降低反凝析 液对近井地带污染。
1.31
5.44
0.27 0.32 0.35 0.37 0.50 0.76 1.40 2.12 3.18 1.56
1.41
6.28
0.29 0.34 0.37 0.40 0.53 0.81 1.49 2.27 3.40 1.66
1.50
内径62mm油管条件下： 7.13
0.30 0.36 0.39 0.42 0.56 0.86 1.58 2.40 3.60 1.76
0.85
2.04
0.18 0.21 0.23 0.25 0.33 0.50 0.92 1.40 2.10 1.03
0.93
2.47
0.19 0.23 0.25 0.27 0.35 0.54 0.99 1.51 2.26 1.11
1.00
2.89
0.20 0.24 0.26 0.28 0.38 0.57 1.06 1.61 2.42 1.18
产量（万方/天）
杆管环空摩阻损失与产气量关系
2.50
2.00
内径25/26mm杆管环空
1.50
内径22mm杆管环空
1.00
0.50
0.00 2.0 1.5 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1
产量（万方/天）
➢同一管径下，摩阻损失随着气量增加逐步增加。5000m3/d以下，摩阻损失 很小；超过10000m3/d，摩阻损失显著增加 ➢ 同一气量下，管径越大，摩阻损失越小。26mm、25.4mm杆摩阻损失较小 ➢同一气量下，φ22mm的杆管环空采气摩阻损失最小
0.39 0.46 0.50 0.54 0.72 1.09 2.02 3.07 4.61 2.25
2.04
3000-7000m /d采用φ30-37mm杆生产。 15.14
0.43
0.51
0.535
0.60
0.79
1.21
2.23
3.39
5.08
2.49
不同井口压力下杆、杆管环空尺寸对最小携液气量的影响
井口油 压
不同管径的最小携液气量
杆与73mm管环空
22
24
25
26
30
37 50.3
62 75.9
22
24
0ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
0.07 0.09 0.09 0.10 0.13 0.20 0.38 0.57 0.86 0.42
0.38
0.35
0.10 0.12 0.13 0.14 0.19 0.29 0.53 0.81 1.21 0.59
注：以上是按照油田常用空心杆尺寸（内径26mm杆、接箍50mm）考 虑与原油管的匹配设计的选井原则。有待根据现场试验情况修正。
对于4000m3/d的井，可选择外径42mm、48mm（接箍60mm、62mm） 的空心杆，原油管内径要求76mm。
与φ73mm油管匹配的空心杆采气工艺
空心杆管流压力损失与连续携液能力分析
白庙气田排液采气现状
下步重点 进一步完善多级气举管柱，选井试验小直径管排液 工艺技术，解决气举时部分积液压回气层造成二次污 染；试验闭式气举 小套管气井气举管柱配套 近井地带反凝析污染治理
主要技术
同心管排液采气技术 压裂气举一体化管柱 复杂特殊结构井气举工艺
同心管排液采气技术
技术原理
✓根据空心杆管流压力损失，计算空心杆、杆管环 空摩阻压力损失 ✓计算低产井连续携液能力
节点分析和携液能力确定空心杆杆径 空心杆杆柱组合设计
不同尺寸空心杆摩阻损失对比图
摩阻损失（兆帕）
摩阻损失（兆帕）
空心杆摩阻损失与产气量关系
5
内径26mm杆
4
内径25mm杆
内径22mm杆 3
2 1
0 2.0 1.5 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1
同心管排液采气技术
应用范围
悬挂器
➢同心管采气 ➢同心管泡排 ➢同心管气举 ➢同心管气举-泡排 ➢同心管深部位洗盐
空心杆
φ73mm/φ89mm
油管
同心管排液采气技术
技术适用性分析
空心杆采气
• 低产、产液量小的气井，日产气量2000m3/d • 原油管直径为内径62mm、76mm；井况良好 • 无出砂史、蜡、垢
0.54
0.77
0.12 0.15 0.16 0.17 0.23 0.35 0.65 0.99 1.48 0.73
0.66
1.2
0.14 0.17 0.19 0.20 0.27 0.41 0.75 1.14 1.71 0.84
0.76
1.62
0.16 0.19 0.21 0.22 0.30 0.45 0.84 1.28 1.91 0.94
1.59
2000-3000m /d采用φ24-26mm杆生产。 7.98
9.67
0.32 0.35
0.38 0.41
0.431
0.45
0.44 0.49
0.59 0.65
0.90 0.98
1.66 1.82
2.53 2.76
3.79 4.14
1.85 2.03
1.68 1.83
内径76mm油管条件下： 12.22
1.07
3.32
0.22 0.26 0.28 0.30 0.40 0.61 1.12 1.71 2.56 1.25
1.13
3.74
0.23 0.27 0.29 0.32 0.42 0.64 1.18 1.80 2.70 1.32
1.19
4.59
0.25 0.30 0.32 0.35 0.46 0.70 1.30 1.97 2.95 1.44
低压气井采气关键
同
✓ 缩小管径
心
空心杆
✓ 加深管柱
管
技
✓ 注重气层保护
术
原管柱
在原有生产管柱的基础上，加入小 直径管，并加深到目的层位，增大 低产井气体流速，提高携液能力
同心管排液采气技术
技术特点
低压低产气井同心管采气可依靠地层自身能量达到低 水平稳定连续生产 实现同心管泡排、气举、泡排-气举及洗盐等工艺措施， 提高排液、洗盐效果 能够实现通过套管环空、杆管环空和空心杆向井内注 气或注化学药剂，并且作为气液从井底到地面的通道 采用空心抽油杆代替小油管，与小直径气举阀等配合 使用，可实现深层气藏闭式气举，避免气举对产层污染