针对文96区块凝析气藏开发的研究
兴9_凝析气藏循环注气开发可行性研究
132023年11月上 第21期 总第417期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技1凝析气藏相关概念烃类流体在原始条件下呈单相气态，含有一定量的汽油馏分、煤油馏分以及少量胶质、沥青质等高分子烃类化合物，在降压开采过程中，当地层压力低于露点压力时，一部分乙烷至己烷的中间烃以及C7+重质成分从气相中析出，成为液态的凝析油，地下气态的烃在地面条件下生产油、气两种产品，这样的气藏称为凝析气藏。
凝析气藏在开发过程中，降压过程导致储层中和地面都会有凝析油析出，部分储层中的凝析油往往很难采出。
在p 一T 相图中，包络线内部是气液两相区，露点线液体体积(用V%表示)为0，泡点线为100%。
不同V%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露点线形成的包围区，称作反凝析区。
凝析气藏开发方式之一是衰竭式开发方式，优点是简单低耗，对开发工程设计及储层条件要求低，容易实施。
缺点是凝析油采出程度低。
衰竭式开发方式适应条件为原始地层压力大大高于初始露点压力；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；凝析油含量低、地质条件较差、边水比较活跃的气藏。
凝析气藏开发方式之二是保持压力开发方式，优点是提高凝析油和凝析气的采收率，缺点是成本增加。
保持压力开发方式适应条件为储层较均质，连通性好，有较大的油气储量的气藏。
2兴9气藏开发概况兴9井钻遇地层自上而下为新生界第四系、上第三系、下第三系。
其中砾岩气藏发育在下第三系沙三下段。
岩性是灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩呈等厚互层，厚度一般在300m以上，最厚700m 左右。
上部岩性是褐灰色泥岩夹灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩，厚度一般在300m以上；下部是褐灰、深色泥岩与灰色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩、含砾砾岩和细砾岩互层，厚度一般在400m 以上。
凝析气藏反凝析规律与生产制度关系优化研究
力与 露点 压力 的 大小关 系 ，判 明凝 析 气藏 渗 流 区域 的
动态 特征 。
油气流 动 的两相 区
（ Ｉ区 ）
■ ‘ ．．。。 ●‘—一
只有气 流动 的两相 区
ｆ 区） １ １
一
纯气流动 单相 区
（１区 ） １１
・‘—一
‘—一 ＿‘ —一
甚 至导 致井 筒 大量 积液 。井深 ２５ ０ｍ 以浅 的井 ，可 ０
的凝析 油使 凝析 油 大量聚 集在 气井 井周 到气 藏 远处 的
地层微 孔 隙 中 ，严 重 影 响 凝 析 气 井 的 产 能 和 开 发 效
果。
图 １为凝析 气 井 井筒 周 围不 同 区域 流 动 示 意 图 。
一 —
一
．～
＿÷—一
■— 一 一 ＿■ —
＿ｂ
麴
毒 一 ●— ・ ・ 一 ● — — 一
——＿ 单相 区
． —
一
两相区
图 １ 凝 析 气 藏 井 筒 周 围不 同 区域 流 动 示 意
２ 凝 析 气 井 井 简 积 液 监 测
大多数 以 衰竭 方式 开采 的凝 析 气 藏在生 产 中，随 着 地层 压力 不 断降低 ，常有 大 量凝 析 油析 出 ，严重 时
以下入 压力 计进 行 多梯 度 测试 或采 用 液面 监测 仪监 测
液 面 深 度 ， 了解 积 液 程 度 ；井 深 超 过 ２５ ０ ｍ 的 深 ０ 井 ，只有 通过 流压 梯 度测 试 或压差 法 试井 （ 即多 梯度
凝析气 的反凝析 特性 造成 凝 析气 藏呈 现复 杂多 变 的渗
流 动态 ， 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 ；当地 层 压 力 低 于 露 点 压 力 时 ， 近井 地层 乃至 开发 中后期 整 个地 层将 处 于油 、气 两相 渗 流状态 ；当井 底 流压低 于 露点 压力 而 地层压 力 高于 露 点压力 时 ，地 层 中将 出现 ３个 不 同 的流动 区域 （ 见 图 １ ：靠 近 井 筒 区 域 为 油 气 两 相 流 区域 ，称 Ｉ区 ， ） 凝 析油饱 和度高 于凝析 油 临界 流动饱 和度 ；地层 压力 高于露 点压 力 的远 离气 井 的 区域 为没有 凝析 油析 出的
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是一种重要的能源资源，具有独特的气液变相态特性。
气液变相态渗流研究对于了解凝析气藏的开发利用、提高采收率及保障能源安全具有重要意义。
本文将围绕凝析气藏气液变相态渗流理论展开深入研究，为实际工程应用提供理论依据。
二、凝析气藏基本特性凝析气藏是指在地下高压高温环境下，烃类组分凝结为液体的气藏。
凝析气藏的主要特点是存在多相渗流，包括气体、轻质油和重质油等多种相态。
在储层条件下，由于温度和压力的变化，各相态之间会发生相互转化，导致渗流规律复杂多变。
三、气液变相态渗流理论基础在凝析气藏中，气液变相态渗流主要涉及以下几个方面：相态分布、多相渗流模型和传质过程等。
在理论研究过程中，我们需要充分考虑气体、液体的性质和流动特点，分析多相态间的转化关系以及其在不同储层条件下的分布特征。
在此基础上，我们提出了一种新型的气液变相态渗流模型，该模型能够更准确地描述凝析气藏的渗流规律。
四、模型建立与求解（一）模型建立针对凝析气藏的气液变相态渗流问题，我们建立了多相渗流模型。
该模型考虑了气体、轻质油和重质油等多种相态的分布和转化关系，以及储层条件对各相态的影响。
通过引入状态方程和物质守恒原理，我们建立了相应的数学模型。
（二）模型求解在模型求解过程中，我们采用了数值模拟方法。
通过对方程进行离散化处理，将其转化为易于求解的线性方程组。
在求解过程中，我们充分考虑了多相态的分布特征和转化关系，确保计算结果的准确性。
此外，我们还对求解过程中可能出现的问题进行了分析，并提出了相应的解决方案。
五、实验验证与结果分析（一）实验验证为了验证模型的准确性，我们进行了室内实验和现场试验。
室内实验主要针对不同储层条件下的凝析气藏进行模拟实验，以验证模型的适用性。
现场试验则通过收集实际生产数据与模型计算结果进行对比分析，以验证模型的可靠性。
（二）结果分析通过实验验证，我们发现所建立的多相渗流模型能够较好地描述凝析气藏的气液变相态渗流规律。
文96气田的地质特征及天然气组分分析
文96气田的地质特征及天然气组分分析X马江飞(中原油田天然气产销厂,河南濮阳 457001) 摘 要:从文96气田基本区域背景特征入手,对其地层状况和天然气组分进行了分析。
研究表明该气田具有良好的生、储、盖、圈、运、保的组合。
依据现有的地质资料、沉积资料及有关文献得出沙2和沙3为该气田的两个主要储层。
而组分特征主要以C 1-C 8的轻烃为主,表明该地区的有机质经历了长时间的沉积旋回、构造演化及地壳运,使得该气田有机质经历了高成熟度的演化,从而达到了大量生烃的阶段。
关键词:气田;地层;天然气;组分;分析 中图分类号:P618.13 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0121—021 区域背景文96气田位于河南省濮阳县文留乡,构造位置属于东濮凹陷中央隆起带文留构造的东翼。
1.1 地层特征文96块沉积自上而下为新生界的第四系平原组、上第三系明化镇组、馆陶组、下第三系东营组、沙河街组。
其中沙河街组分为沙一,沙二上、下,沙三上、中、下,沙四四段,含气层位为沙而下及沙三上。
1.2 构造特征气藏受走向北东,倾向北西的徐楼断层与东倾的地层控制的反向屋脊式构造,气藏低部位存在边水。
气藏有3条边界断层和1条内部小断层,为典型断层遮挡圈闭。
1.3 岩性特征1.3.1 盖层封闭性好。
沙一段为岩盐、石膏夹灰色泥岩和油页岩组合,厚度50～200m 。
沙二上为紫红色泥岩夹含膏泥岩,分布稳定,厚度200～450m 。
两套盐膏岩厚度大、分布广,封堵能力强,作为储气库良好的盖层。
1.3.2 储层发育,分布稳定,连通性好。
沙二下与沙三上为一套河流相河道砂沉积,砂体展布沿北北东向较稳定,而东西向厚度变化大,延伸长度一般在300-500米,多以透镜状分布,构造高部位砂体厚度大,沿地层倾向厚度减薄,沙二下亚段共分八个砂层组,厚度220-230米,其中砂层厚35-70米为文96块主要含气层位。
沙三上亚段共分十个砂层组,厚335,主要其中沙三上1-3地层厚度约95m,砂岩厚度5-30m ,为主要含气层,岩性以大套泥岩夹成组发育的砂岩为特征,底部发育一套较稳定的厚砂体,厚度约8-13m 。
凝析气藏流体物性分析及开发应用研究
在 地 层 压 力 高 于 露 点 压 力 时 ，利 用衰 竭 式 开 采 凝 析 气藏 与 开 采常规 气 藏 相 同 ，随 着压 力 降至露 点 压 力 以下 ，储层 析 出凝析 油 ，需 要考 虑凝 析 油对 地层 内气 体 流动 的影 响 。 衰 竭式 开 采适 用 条件 如下 。 （ １ ） 原始 地 层压 力 高 ，产层 压 力远 高于露 点 压 力 。 （ ２） 凝 析 油 含 量高 ，但 气 藏 面 积小 。有些 凝 析 气藏 虽 然 凝 析 油含 量较 高 ，面 积较 大 ，但 被断 层分 割 为不 连通 的小 断块 ，保 持 压 力开 采无 经济 效益 ，可 以考虑 衰竭 式开 采 。 （ ３） 凝 析 油 含 量低 。如果 凝 析 气藏 主 要 含轻 质 、密度 不 大 的凝析油 （ 凝 析 油含 量 低 于 １ ０ （ ） ｃ ｍ ／ ｍ ），采 用衰 竭 式 开 采也 能
保持压 力开 采 ，凝 析 油 的损失 可 达到 原始 储 量的 ３ ０ ％ ～ ６ ０ ％。
果气区孔隙体积远大于油区 ，并且凝析油含量不高，这种开发方
南曩 工 科 技 ２ ０ １ ３ 年第３ 期
技 术 创 新
凝析 气藏流体物性 分析 及开发应用研究
李 风 鸣
中 国 石 化 股 份 胜 利 油 田分 公 司 地 质 科 东 营
凝析 气藏 的 开发 不 同于一 般 气 藏 ， 除 了要 考虑 天然 气 采收 率 外 ， 更重要 的还 需要 考虑 提 高凝 析 油 采 收 率的 问
凝 析 气 藏 由 于 其含 有 凝 析 油 的 特 殊 性 质 ，决 定 其在 开 发 方 式 的选 择 上 与常规 气藏 有 较 大 区别 。为尽 可能 地 提高 干气 、凝 析 油 和 原油 的 采收 率 ，凝析 气藏 类 型 的判断 及开 发 方式 的选 择就 显
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。
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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％。
11
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。
凝析气藏开发_简介
富气指脱了凝析油后富含C3-C4组分的C1混合物 。 ⑤ 甲醇前置段塞+干气处理凝析气井近井地带
二、开发特征
（2）凝析气藏开发中、后期多种保持压力开发技术
① 注气开发技术 有四种注气保持压力技术很有新意 a.凝析气藏开发中后期低于最大凝析压力下的注气开发
二、开发特征
▪ 8）再就提高气井产量和保持压力开发的两项关 键技术展开说明
（1）凝析气井增产技术 ① 注干气（C1为主）单井吞吐 a.地层压力低于最大凝析压力 b.主要的增产机理是把凝析油挤向地层深处，清扫
近井地带
二、开发特征
② CO2处理凝析气井近井地带 乌克兰季莫菲也夫凝析气田处理后产量提高了0.3-0.5
低含凝析油的凝析气藏： 5000 m3/m3<GOR<18000 m3/m3 45g/m3<CN<150g/m3
中等含凝析油的凝析气藏：2500 m3/m3<GOR<5000 m3/m3 150g/m3<CN<290g/m3
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 高含凝析油凝析气藏： 1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
谢谢！
技术 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
二、开发特征
② 注水开发技术 a. 屏障注水 b. 水气交替注入 c. 直接注水
三、反凝析
凝析气藏反凝析可以引起储层气相渗流特征严重劣化 凝析气藏－井底压力大于露点压力凝凝析气析 Nhomakorabea气
井
单相区
三、反凝析
▪ 3）要千方百计地提高中间烃（C2—C6）和凝析油（C7+) 的地面回收率 。
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。
浅析凝析气藏的开发特征及技术措施
地层边底水不活跃
●地层边底水的含水量是影响凝析气藏开发的重要因素之一
●地层边底水的压力变化对凝析气藏的开发也有一定影响
●地层边底水的温度变化可能也会对凝析气藏的开发产生影响
地层边底水不活跃
●地层边底水的不活跃性会增加凝析气藏的开发难度
●底层边底水的不活跃性会导致开发成本的增加
●底层边底水的不活跃性会影响到凝析气藏的产量
含凝析油较多
●凝析气藏与凝析油藏的区别：1、凝析气藏与凝析油藏在含油量 上有所不同，2、凝析气藏与凝析油藏的开发方式有所不同。
●凝析气藏中含凝析油的特点：1、凝析气藏中含有一定量的凝析 油，2、凝析气藏中的凝析油可以提供额外收益，3、凝析气藏 含凝析油会对开发产生影响。
含凝析油较多
● 凝析气藏的开发需要考虑凝析油的处理方式，可以采用凝析油回注技术， 需要合理的处理凝析油资源。
浅析凝析气藏的开发特征 及技术措施
凝析气藏
凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地 下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压 力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油， 这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏相态变化存在一定的特殊性, 比 一般的气藏资源更加复杂, 其含有凝析油的特点决定了特殊的开发 特征, 要求运用特殊开发方式进行开发, 特别是要结合气藏资源的 天然气、凝析油和原油性质特点以及整体开发特征, 科学选择开发 方式, 提升整体油气采收率。
●凝析气藏开发中, 纯凝析气藏多采用衰竭式开发、保持压力开发等方式, 而 带有油环的凝汽气藏可先对气藏进行衰竭式开发, 对油环暂时不动;也可以 同步开发油气藏;还可以先进行油环开发, 对凝析气区域进行保压。对岩性、 构造双重控制下的凝析气藏, 原始凝析油含量多在400克/立方米以上, 存在 较多油环和原油资源。作为凝析气藏开发最常用的方式, 衰竭式开发中气 藏所处地层压力不断下降,井筒流体受压降后反凝析作用会析出原油, 进一 步加快了压降进程, 造成采收率下降。因此, 对该类气藏资源的开发要特别 注意生产压差的控制。
凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨
钭 撑 业崴 缸
Ｖ＿ ． ４Ｎｏ １ ｅ ． ０ ２ ０ ３ １ ． Ｆ ｂ ２ １
编辑 部网址 ： ｔ ／ ｈｔ ／ ｐ： ｗｗｗ． ｕ ｂｔ ｍ ｓ ｗｐ ｘ ．ｏ
文章编号 ：１７ —５ ８ （０ ２０ —０ ２ —０ ６４ ０６２ １）１ １１ ６ 中图分类号 ：Ｔ ３２ Ｅ ７
会发 生相间传质 和相态变化 ， 在地层 中析 出凝 析 油， 形成气 、 液两相… 。而凝析油析 出后 ， 会堵塞喉
表 １ 实验条件对 比表
Ｔ ｂ １ Ｃｏ ａ ． ｍｐ ｒ ｓ ｎ ｏ ｐ ｒｍｅ ｔ ｌ ｏ ｄ ｔｏ ｓ ａ ｉｏ ｆ ｘ ｅ ｉ ｎ ａ ｎ ｉ ｎ ｅ ｃ ｉ
凝析气藏 的开发是气藏开 发 中最复杂的类型 气相色谱仪对 Ｃ — ５ ｌ ｃ 混合流体进行衰竭实验 ， 通过
之一。在凝析气藏 的开发过程中， 随着天然气和凝 采出物的组分变化来分析凝析油气 的渗流特征。两
所示 。 析油 的不断采 出， 地层压力不断下降 ， 气相 中重烃 组 实验 的条件 如表 １
道 ， 害气相 的有效渗透率 ， 伤 使气井 的产能迅速降 低【６， ２ ］最终导致凝析油气的采收率较￣［ １ ， — ７ ０ 因此 －】
确定凝析气藏合理的生产压差就显得尤为重要。凝 析气 藏 衰竭 式 开 发过 程 中 ， 凝析 油 的析 出是无 法 避
免的， 因此 ， 本文基于实验和理论 的研究 ， 提出按不
ＤＯ ： １． ８３ ． ｓ ．６４— ０ ６２ １． １０ ９ Ｉ ０３ ６ ￣ｉ ｎ １７ ５ ８ ．０ ２ ０ ．１ ｓ 文献标识码 ： Ａ
延长气田上、下古气藏叠合区块地面集输工艺探讨
延长气田上、下古气藏叠合区块地面集输工艺探讨陆伟【摘要】延长气田开发时间短,尤其是上、下古气藏叠合区块,开发数据及经验较少,为此,为降低地面工程投资,实现经济有效开发,在充分借鉴周边苏里格气田及长庆靖边气田集输工艺的基础上,结合当前完钻井的情况及试气资料,通过工艺路线方案比选,确定了延长气田首个开发建设的上、下古生界叠合区块延969井区主要工艺路线为：＂井下节流、中压串接、湿气输送、单井连续计量、常温分离、集中注醇、分散增压＂。
同时介绍了该集输工艺存在的问题及下一步研究的方向。
该工艺集输方案的确定及地面建设的实施,为延长气田其他上、下古气藏天然气合采区块的开发建设提供了有益的借鉴。
【期刊名称】《科学家》【年(卷),期】2016(004)007【总页数】2页(P60-61)【关键词】延长气田;上、下古气藏;集输工艺;井下节流;脱水脱烃;单井计量【作者】陆伟【作者单位】北京石油化工工程有限公司西安分公司,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE8延长气田位于鄂尔多斯盆地，截至2015年，已开发建设的延2井区、延128井区及延145井区，均属上古气藏，已有的地面集输工艺也是针对上古生界气藏的特点和气质条件的。
当前正在开发建设的延969井区，位于靖边县东南小河、青阳岔地区，该区发育上、下古两个气藏，硫化氢平均含量为953.5mg/m3，属于低含硫气藏。
该井区为延长气田首次开发建设的上、下古气藏叠合区块，开发经验少，为保证地面建设经济合理，在分析研究该井区开发层析、配产、试气数据、采出物的物性数据基础上，研究确定了延长气田延969井区地面集输工艺。
1.1 气藏特征延长气田延969井区所辖气井为致密性气藏，单砂体面积小，储层之间连通性极差，地质情况复杂，非均质性强，有效储层难以预测，具有“低孔、低渗、低产、低丰度、井口压力衰减快”的特点。
根据现有完钻井资料分析，延长气田延969井区气藏具有以下特征：1）同一井场的气井中部静压相差较大，造成系统压力匹配困难；2）同一井场的气井试气无阻流量相差较大，不同的集输工艺对单井合理配产及气田稳产年限影响较大；3）该区块低产井数量较大，存在采气管线多，采气时间短，利用率低，投资较大等问题。
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。
凝析气藏开发技术现状及问题
凝析气藏开发技术发展现状及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发重点研究室）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1万亿方的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1千亿方的大型气田中则占56%，世上富含凝析气田的国家为前苏联、美国和加拿大，他们有丰富的开发凝析气田的经验，早在30年代，美国已经开始回注干气保持压力开发凝析气田，80年代又发展注N2技术，前苏联主要采用衰竭式开发方式，采用各种屏降注水方式开发凝析气顶油藏。
70年代已开始注气，目前在北海地区，也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田的。
在我国这类气田已遍布全国，在新疆各油区更展示了美好的前景。
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，以及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，全国勘明储量2.06×1012m3，可采储量1.3×1012m3，其中凝析油地质储量11226.3×104t，采收率按36%计算，凝析油可采储量4082×104t，而且主要分布在中国石油股份公司。
随着勘探程度向深部发展，越来越多的凝析气田相继发现，研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景。
一、凝析气田开发方面已成熟的技术和问题主要有：1、油气藏流体相态理论和实验评价技术（1）通过“七五”到“九五”的研究，已基本形成配样分析和模拟技术，如凝析气藏取样配样及PVT 分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准；但对饱和凝析气藏取样仍不能很好地取得有代表性的流体样品。
（2）近临界态流本相态的研究已得到发展，临界点的测试已取得成功，对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新的认识；在采用计算方法确定临界点上还有难度。
（3）高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中的固相沉积得到研究，并建立了相应的测试方法和模拟评价技术；但由于凝析油组份的复杂性，目前模拟的理论模型只能达到拟合而预测的可靠性差。
凝析气藏开发方式浅析
凝 析 气 藏 开 发 方 式 浅 析
郑 小敏 ，钟 立 军 ，严 文德 ，杨 大 千
（． １ 西南石油大学 ， 四川 成都 ６００ ； ． １５ ０ ２ 中石 油集 团测井有 限公 司， 陕西 成都 ６００ ） １５ ０ 西安 ７ ００ ； １２ １ ３ 中油川庆 钻探 工程公 司， ． 四川
可 以考 虑衰 竭式 开采 。
（） ３ 凝析油含量 低 。如果凝析气 藏主要含轻 为尽可能地提高干气 、 凝析油和原油的采收率 ， 凝 质、 密度不大的凝析油（ 凝析油含量低于 １０ ｍ／ ， ０ ） ｅ ｍ 析 气 藏 开 发 方 式 的选 择 就显 得 尤 为 重 要 。通 常 来 采用衰竭式开采也能获得较高的凝析油采收率。 说， 凝析气藏的开发方式主要有衰竭式开发 、 保持 （） ４ 地质条件差 。气层 的渗透率低 ， 吸收指数 压 力 开 发 和部 分保 持压 力 开 发 ３ 种形 式 ｎ 别 就 。分 低， 非均质性严重 ， 裂缝性储层及断层分割等。 纯凝析气 藏和带油环凝析气藏 ２ 种类 型进行开发 （）边水 比较活跃 。边水侵入可 以降低地层 ５ 方 式 的探讨 。 压 力 的下 降 速度 ， 保证 气 藏 达 到较 高 的凝 析 油
出凝 析 油量 较 少 。在 衰竭 开 采期 ， 凝 析液 将达 到 反
在地 层压 力 高 于露 点压 力 时 ， 利用 衰竭 式 开采 凝 析气 藏 与 开采 常 规气 藏 相 同 ； 随着 压力 降 至露 点 压 力 以下 ， 层 析 出凝 析 油 ， 储 需要 考 虑凝 析 油 对 地
第 ｌ卷 第 ６ ５ 期 ２０ ０ ８年 ｌ ２月
文 章 编 号 ： １０ — ５ ５（ ０ ８）０ — ０ ５— ３ ０６ ６３ ２０ ６ ０ ０ ９ ０
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。
凝析气藏试井技术评价与研究
将凝 析油折算 成 当量气 ， 即
ＧＥ ＝２ ０ ｏ Ｍ 。＝２ ０ ４１ ７Ｆ ／ ４１ ７×０． ／ １ ７４ １ ３
测试 时 问较 长 ， ２个 多 月 。 回放 压 力数 据 显 达
概
况
示在 １月 １ ０３压力 满点。 ０ 日１： ７ 计采
昌 ３ 井位于伊通地堑岔路河断陷梁家构造带 ６ 上 。该 区油气 层 分 布 主要 受 断 层 和 岩 性 控 制 ， 断 属
层 一岩 性油 气藏 。岩 性为 厚层 杂色 砂砾 岩夹 灰绿 色 泥 岩 、 层灰 绿色 粉砂 质泥 岩 、 薄 泥质 粉砂 岩 。 由于 成 岩 较 晚 ， 深较浅 ， 使该 区储 层较 疏松 ， 易 出砂 。 埋 致 容
密度 为 ０７４ ／ｍ ， 度 为 １ １ｍ ａ Ｓ含蜡 量 为 ．４ ４ｇｅ 粘 ． Ｐ ・， ２９ ， 质 含 量 ０ ６ ， ．％ 胶 ．％ 沥青 质 含 量 ０ ０ ％ ， 水 ： ．３ 含
痕迹 ， 固点 ： ℃ 。 凝 一５ 从 以上原 油化 验结果 分 析 ， 层原 油粘 度低 、 该 少
ｍ ｍ
喜１ ０
至
１， ０
孔板 ， 日产气 ２ ．９ ｍ ／， ３０ １ｋ ｄ 日产 油量 为 １ ．５ １ ３
耋１ ０ ：
ｌ Ｏ ｌ ０ ｌ ０ ｌ ０ ｌ Ｏ ｌ。 Ｏ ｌ‘ ０ ｌ ０
ｍ
。５５ｈ （ ． 产油量为 ２ ６ｍ 折算 ） ． 。 。 由于本层为凝析气藏 ， 在进行试井分析时， 需要
摘 要 昌 ３ ６井试 油 井段 属 于凝 析 气 藏。该 井 施工 中要 防止 结 冰 ， 释 时 要考 虑 凝 析 气 的特 解 点。通 过对该 井 的施 工得 到 了一些 经验和 初 步认 识 ， 以后 的施 工起 到 一定 的指 导作用 。 对
文96储气库气水界面分析评价
文９６储气库气水界面分析评价王 萍（中原油田分公司天然气产销厂，河南濮阳 ４５７１６２） 摘 要：文９６储气库自２０１２年投运以来，已安全运行三个注采周期，充分发挥了其季节调峰、事故应急作用，为榆济管线安全平稳供气发挥了巨大作用。
由于文９６储气库为中石化第一座储气库、作为运行管理人员经验有限、加之文９６气藏本身具有自身独特地质特点，为我们正确认识储气库运行规律、优化注采方案增加了难度。
经过五年多的探索，分析了三个周期气水界面的运移情况，为提高气库整体注采效率，提出气水界面控制方案。
关键词：储气库采气期；气水界面天然气驱动液气比 中图分类号：ＴＥ８１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１８）０３—００７７—０３１ 注采基本特征文９６气藏构造位置属于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼，为走向北东，倾向北西的徐楼断层与东倾的地层控制的反向屋脊式构造，东倾地层倾角一般在１００°左右。
气藏为较典型的层状边水气藏，各砂层组之间有较稳定的泥岩隔层相互不连通，注采层系为沙二下１－４、８、沙三上１－３共８个砂组，具有层状气藏特征。
２ 气水界面分析由于边界断层密封性好，边水无外部能量补充，主要靠水体自身膨胀能及毛管力作用于气水边界。
由于储层倾角较小，约１０度左右，地层水受重力影响较小，在注气时更容易被天然气驱替、分割，为此，充分利用采气期注采井产水情况分析气水界面运移规律。
表１气水界面分布表层位砂组气藏类型气水界面或油水界面（Ｍ）１纯气藏岩性尖灭２边水气藏－２５２５沙二下３边水气藏－２５４０４边水气藏－２５４５８边水气藏－２５６５１边水气藏－２６００沙三上２边水气藏－２６３０３边水气藏－２６７０图１ 文９６储气库注气前气水界面图 各层水淹程度不同，Ｓ２下３、Ｓ２下４、Ｓ３上２、Ｓ３上３、水淹程度高。
在Ｓ２下３、Ｓ２下４相对处于构造高部位的储２、储３、储４、储５、储６井，在Ｓ３上１～３均处于气水界面附近，注采过程中容易受到地层水影响。
文96地下储气库注采气工艺技术
文96地下储气库注采气工艺技术腰世哲【摘要】文96地下储气库是榆林到济南榆气管道的配套工程,用于满足季节调峰及管网事故应急.通过深入分析文96地下储气库注采气运行特点及上下游调峰需求,结合气藏气体性质特征、气库工作参数和榆济管网工艺现状,研究形成适合中原地区枯竭气藏储气库的配套注采气工艺技术.经过现场实践证实,所形成的注采气工艺技术能够满足文96储气库调峰注采气生产需要;注气系统运行平稳,为同类型气库建设及生产运行提供参考.【期刊名称】《石油化工腐蚀与防护》【年(卷),期】2018(035)004【总页数】5页(P26-29,41)【关键词】地下储气库;压缩机;三甘醇脱水;脱烃;管柱;井口安全控制系统【作者】腰世哲【作者单位】中国石化天然气榆济管道分公司,河南濮阳457001【正文语种】中文地下储气库具有安全可靠、存储量大及运行成本低等优势，是干线输气管网重要的配套部分[1-3]。
文96储气库是由原文96气藏改建而成，主要用于季节调峰及突发事件应急供气，保障榆济输气管道安全、平稳输气。
设计最大库容量5.88×108 m3，其中，垫底气量2.93×108 m3，有效工作气量2.95×108 m3；气库上限工作压力27.0 MPa，下限工作压力13.0 MPa。
1 地面工艺流程在注气期间，榆济线来气由清丰分输站输送至文96储气库注采站，经计量、分离、过滤和增压后，通过注采阀组、单井管线及采气树注入气井[4]。
在采气期间，气井来气经单井管线、注采阀组、生产分离器、三甘醇脱水、丙烷脱烃、气体性质分析及超声波计量，再经输气管道，自清丰分输站进入榆济线。
2 注气工艺2.1 注气工艺流程文96储气库注气初期压力较低，随注气量的增加压力持续升高，注气期末注采井井口压力为24.0 MPa，地层压力达到上限工作压力[5]。
注气量随着时间不同而变化，季节调峰期目标市场的最大注气量是8月,为167×104 m3/d，最小注气量是4月,为92×104 m3/d，因此注气系统设计规模为200×104 m3/d，注气工艺流程见图1。
关于凝析气藏开采速度的讨论
关于凝析气藏开采速度的讨论郭平;涂汉敏;汪周华;任业明;邱奕龙【摘要】The impact of depletion rate was evaluated on the development effects of gas condensate reservoir through a long core depletion test under different depletion rates and composition analysis .It is revealed that the values of the weight fraction of the heavy component in condensate oil show an increase with the depletion rate .And it has been observed that the depletion rate has a significant impact on the recovery factor of condensate oil while the gas has little effect .Furthermore, study shows that , because of the non-equilibrium effect , the greater the pro-duction rate is , the stronger the instability of the gas-liquid separation is , the lower the retrograde condensate satu-ration is and the larger the cumulative recovery of the condensate oil is .So, the implementation of a fast depletion rate is favorable to improve the recovery factor of condensate oil and gas and cut down the saturation of the conden -sate oil in reservoir , which has a certain role to alleviate the near wellbore retrograde condensate pollution .%在开展不同衰竭速度长岩心衰竭实验的基础之上，引入凝析油组分分析，研究不同衰竭速度对凝析气藏开发效果的影响。
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Ｑ 为 日产气量 ， ｍ ／ｄ ； Ｙ为 气体 比重 ；Ｔ Ｓ为井底 温 度 ，Ｋ，Ｐ ｓ为油 管 鞋处 流动 压力 ＭＰ ａ ； Ｄ 为油 管 直径 ， ｍ； Ｚ ｓ为 Ｐ ｓ・ Ｔ ｓ状态 下 的压 缩 系数 。 根据 动能 因子理 论可 知 ， 在 相 同条件 下 ， 动能 因子与油 管直径 的 平方成 反 比， 油管直 径愈 小 ， 气井 自喷 带液能 力越 好。 因此 ， 运用 动能 因子理 论对 气井 的 带液 能力 进行定 期分析 ， 计算气 井 自喷带 液的最 小油 管直径 ， 及 时更 换合适 的 管柱 ， 就 能增 强气 井 的带液 能力 ， 延长 气井 自喷期 。 ３ ． ４ 冻堵 防治 目前 中原油 田文 ９ ６ 区块地 面冻 堵 预防 措施 ： ａ ． 油伴 热 ： 从采 油树立 管到 加热炉 的 回压管 线加伴 热管 线 ， 将 管 线通过 加 热炉 加热后 ， 把加 热后的 管线顺着 井 口到 回压管 线铺 设 ， 然后 外输 ， 通 过这条 加 热后 的输送管 线来 给回压 管线伴 热 ， 将伴热 管线和 油管 埋在地 面Ｉ ｍ以下 ， 减 少 地面 热量 的挥 发 。 伴 热管线 与输油 管线保 持在 ｌ Ｏ ｃ ｍ￣右 ， 保 证给 输油管 线的供 热， 提高 温度 ， 防 止冻堵 。 此举对 回压管 线冻 堵起到 了一 定的作 用 ， 但在 外界 温 度较 低 时， 仍 时有 冻堵 。 ｂ． 电伴 热 ： 对采 油树立 管及水 平管 段缠绕 电热带 并包裹 保温 材料 ， 提 高立 管及立 管 闸门温度 ， 防治 冻堵 。 此方法 弥补 了油伴 热 的死角 ， 但受热 效率影 响受 效甚 微 。 目前 ｌ ３ 口高 压 油气 井４ 口井 无 电伴 热 ， 其 中２ 口准 备 加装 （ ＡＴ ｌ ２ —１ Ｈ、 ＡＴ ２ —１ ０ Ｈ） 。 ｃ ． 回压 控制 ： 对 油嘴 套之后 实施 一二级 节流 ， 通 过降低 油嘴 套前 后压差 减 缓油 嘴套 之后水 合 物的形 成 ， 达到提 高井 温的 目的 。 文９ ６ 片 区夏季 易冻 堵井 回 压控 制８ ． ５ Ｍｐ ａ 以上 ， 其余 井控 制７ Ｍｐ ａ 以上 ， 基 本解 除油 嘴套 、 立管、 回压 管线 冻堵 的 发生 。 ②井下油 嘴防冻堵 ； 井下油 气嘴 是安 装在油 井生产管柱 内的一 种节流控 制 装置 ， 根 据生 产要求 ， 可以通 过钢 丝投捞 的方 式将其 固定在 油管 内特 定位置 或 任意 位置 。 将 井下 油气 嘴投到 井下 产层上 部油管 内后 ， 使 得天然 气 的节流 降压 膨胀 过程发生 在井 内 ， 通 过它来实 现节流 降温 ， 同时充 分利用地 温加热 ， 使 节流 降温 后 的天然气 仍 可吸收地 层温 度 ， 降低井 筒 内天然 气压力 。 采 用井 下油 嘴节
工 业 技术
ｌ ■
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ｓ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ａ ｎ ｄ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ Ｒ ｅ ｖ ｉ ｅ ｗ
针对 文 ９ ６区块 凝析 气 藏 开 发的 研究
Ｉ 、 孙金 忠 ２ 、 余 崇霞 ， 、王 浩 、孙金英
（ １ ２ ３ 中原 油 田采 油一 厂 ４ 中原 油 田采 油二 厂 ）
２ ． １反 凝析 污染 凝 析气 藏在 一定 的压 力和 温度 范 围 内具 有反 凝析 （ 又称逆 行 凝析）的特 点 在开 发过程 中 ， 当压 力降 至露点压 力 以下 时 ， 凝 析油 就会析 出， 出现 反凝 析 伤害 。 ２ ． ２ 井筒 积液 与气体 携液 能 力
在气 田开 发过程 中 ， 由于地 层水 和天 然气 中的凝析 水 的影响 ， 常 会造成 气 井井 筒积 液 ， 在井 底 产生 回压 ， 影 响气 井 正 常生 产 ， 积 液严 重 时 会压 死气 井 。 Ａ Ｔｌ １ 区块 在 随着 开发 的进行 ， 地层 能量 下降 ， 目前５ Ｈ停产 井在关 井前 ， 气体产 量下降 ， 产液 下降 ， 含水上 升 ， 由于气 体产液 下降和底 水上升 ， 携 液能力 下降 ， 导 致压力 下 降 ， 需频 繁吐 液维 持生 产最 后停 喷 。 ２ ． ３ 冻堵 对冬季 生产 的影 响
文章编 号 ： １ ０ ０ ９ — ９ ｌ ４ Ｘ （ ２ Ｏ ｌ ５ ） ２ ０ — ０ ０ １ ６ — ０ ｌ
１概 述
中原 油 田文 ９ ６ 区块是砂岩底 水块状 特高凝析 油断背 斜圈 闭凝析气藏 ， 属 中 高￣ Ｌ （ ２ ４ ￣ ／ ｏ －２ ８ ％） 、 中高渗 （ ４ １ ６ ． ６ ｏｄ ｒ ） 。 含 油面 积４ ． ７ ｋ ｍ２ ， 平均 气层厚 度 １ ２ ． ８ ｍ， 凝 析 油地 质储 量９ ３ ． ３ ７×１ ０ ４ ｔ ， 天 然气 地质 储量 ｌ １ ． ３ ４×１ ０ ８ ｍ３ ， 凝 析油 标定 采 收率 ３ ０ ． Ｏ ％， 天然气 标定 采收率 ６ ０ ． Ｏ ％。 原 始地层 压 力４ ４ ． ７ ４ ＭＰ ａ ， 露点压 力４ Ｏ ． ９ ８ ＭＰ ａ 。 区 块投产 井 ｌ １ 口， 因水 淹关 井５ 口， 已高含 水井２ 口， 目前区块 日产液６ １ 吨， 日产 油５ １ 吨， 日产 气５ ６ ８ ７ ３ 方， 综合 含水 １ ６ ． ７ ％。 ２开 发中 的难 点
［ 摘 要】 在凝析气井衰竭开采过程中， 当气井井底压力降至流体露点压力 以 下时 ， 受流体相态变化的影响会出现反凝析现象， 从而导致气体相对渗透率急
剧下降 ， 气 井产 能降低 。 因此在开 发过程 中， 初期就 需要 研究油 井携 液量 ， 确定 合理 的采液 速度 ， 选 用合理 的管径 ， 提 高采 收率 。 而地层 的连 续稳定 生产 ， 保证 合理 的 稳定 的生产 压差 ， 是高 效开 发的前 提 ， 而凝 析 气藏 的冬 天生产 的冻 堵会 影 响正常 的生 产 ， 因 此防止 地 面和井 筒 的冻堵 凝析 气藏 开发 的重 点解决 问题 。 ［ 关键 词］ 反凝 析 冻 堵 中图分类 号 ： Ｐ ６ １ ８ ． １ ３ 小油 管 露 点压 力 携液 文献标 识码 ： Ａ
在 含水 高压 气井 生产 过程 中， 由于很 多地 方都 存在压 降引起 温度 急剧 下 降， 生 成天 然气水合 物 ， 造 成管 线堵塞 ， 气井 停产 ， 严重 影响气井 正常生 产 。 除采 气树井 ９ ６ － ２ ３ 、 ９ ６ －５ ６ 高含 水井 ９ ６ － ５ ０ 、 ９ ６ － ８ 井外， 其余 井均有 不 同程度冻 堵 ， 且 冻堵频 繁 ， 冻堵 位置 主要 是采油 树主通 径 、 立管 和 回压 管 线 ， 井 口水 套炉 、 井口 电伴热 不能 解除 冻堵 ， 目前主要 通过倒 翼生 产 、 开加 热炉直 通进行 冲 管来懈 除 冻堵现象， 井 口频繁冻堵影响正常生产。 ３提 高凝析 气 藏高 效开 发的 方 法 ３ ． １ 凝析 气藏近 井地 层反 凝析 伤害方 法 （ １ ） 干 气 回注法 。 近年 来 国外许 多油 田从经 济效益 角度考 虑采 用 了单井注 气吞 吐的 处理方 法 ， 发 现注 干气吞 吐 可消 除凝析 气并 近井 地层 反凝 析堵 塞 。 （ ２ ） 注 富气法 。 这类 气体包 括脱 了凝析 油 后 富含 ｃ ３ ～ｃ ４ 及宽馏 分 轻烃 的 ｃ ｌ 混合物， 这样 可 以大大 降低 气体一 凝析 油 的界 面张力 。 （ ３ ） 注 贫气法 。 贫气一 般是选 择干 甲烷或氮气 ， 利用 高压 蒸发实现 对井筒 附 近区域 的 反凝析 液 的抽提 。 （ ４ ） 注 二氧 化碳法 。 低渗透 凝析 气藏注入 Ｃ Ｏ ２ 不仅 能保持地 层压 力 ， 阻止反 凝析 ， 而 且 能增加 凝析 油体 积 ， 提 高烃 类总 采收率 。