凝析气藏的开发机理 ppt课件

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凝析气藏开发ppt课件

选择的主要依据有以下几点：
(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
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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。

凝析气藏开发_简介

倍。 ③ 液态溶剂处理凝析气井近井地带 ④ 采用富气处理凝析气井近井地带
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。

第4章凝析气藏开发

4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法 3）凝析气藏
与油藏的差别是： 1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。烃类体系处于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。而在凝析气藏中，当地层压力高于初始凝析压力时，油、气处于单相气相态，C5以上组分（凝析油）也处于气相。 2）油藏原始气油比一般不超过600—700m3/t，凝析气藏的气油比大，且在衰竭式开发过程中变得更大。与纯气田的差别是： 1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气。 2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，出现反凝析，当地层压力处于初始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，部分残留在储层中，造成凝析油的损失。
4.1.3 烃类类型的判别方法
2、4参数判别法
利用油气藏流体中天然气、凝析气或溶解气的组成分析资料，计算四个参数，分别为C2+（%），C2/C3，100×[C2/（C3+C4）]和100×（C2+/C1）。
参
数
名
气
藏
无油环凝析气藏
带油环凝析气藏
油
藏
C2+，% C2/C3
100×C2+/C1
0.1～5.0 4～160 0.1～5.0
油罐油密度g/cm3 ＞0.966 0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802 ＜0.780 ＜0.739
油气藏类型重质油藏普通黑油油藏黑油油藏与挥发性油藏过渡带挥发性油藏挥发性油藏与凝析气藏过渡带凝析气藏低含凝析油凝析气藏～湿气气藏
5
4.1 凝析气藏特征及类型判别
1、天然气储量
1)天然气
4.1.2 容积法计算储量

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。

凝析气藏的形成

随T↑，水平线段缩短（A’B’ ＜AB）。 96.8℃的 P-V曲线：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。
2、双组分烃类物系相图
气液两相共存的最高温度 K1和最高压力B1，分别称为临界凝析温度和临界凝析压力。
（105Pa）
液相
临界点K为泡点线（DB1曲
线）与露点线（BK1曲线）的交点。已经不再是两相共存的最高温度或压力。 K1为临界凝结温度（最高临界温度），代表气液两相并存的最高温度
粘度、表面张力等。
纯物质临界点也是气液两相共存的最高温、压点。临界温度：临界点C的温度——纯物质能液化的最高温度。即液体能维持液相的最高温度。当T﹥TC时，
无论再加多大压力，该物质也不液化。
临界压力：临界点C的压力——临界温度时纯物质的气体液化所需的最低压力。
表：若干物质的临界参数
物质名称临界温度临界压力物质名称临界温度临界压力 (℃) (atm) (℃) (atm)
K点：临界点，该点的 T、临界点 P即为临界温度和临界温度临界压力。该 T以上，气体压力在任何P下都不能液化。
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：
198.0 187.8 280.0 234.7 267.0 296.7 346.3 369.4 390.6
33.3 32.9 40.0 29.9 27.0 24.6 21.2 19.0 18.5
71.1℃时：丙烷被压缩到A开始液化；气体量↓，液体量↑，V丙烷逐渐↓；到B点时，气体全部液化，因液体压缩性小，故加极大P，V也不变。从A到B：液相与气相共存。相共存 P没变，表明在一定T下，液体有一定的饱和蒸气压。T ↑，液体饱和蒸气↑。

凝析气藏

复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求也高。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 5.我国西部，多为带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。
6.许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往
往成片分布，发的问题。
7.判断油气藏类型还主要靠其相图。
变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发凝析气藏。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征
3.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。 4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系
（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
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 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 倍。 ③ 液态溶剂处理凝析气井近井地带 ④ 采用富气处理凝析气井近井地带
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开采初期，凝析气井采出的原始井流物组成分布一般具有以下规律：
甲烷（C1）含量约在75-90%左右； C2+含量在7-15%范围。若C2+>10%，凝析气藏一般有油环；气体干燥系数（C1/C2+C3 ，均为摩尔或体积含量比），在10-20之间；
④ 凝析气井稳定和不稳定试井方法研究； ⑤ 凝析气井近井带凝析油饱和度分析和临界流动饱和度的实验和理论研究； ⑥ 凝析气藏水平井开采技术研究； ⑦ 凝析油气一些工程参数的测定研究等。

凝析气藏gas condensate reservoir资料

2.凝析油气体系相态变化与其组分、组成和压力、温度之间系密的关切相关，引起凝析气井井流物组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发凝析气藏。
1.2凝析气藏的开发特征
2.国内外研究现状
2.国内外研究现状
2.国内外研究现状
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。
凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。
1.2凝析气藏的开发特征
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。
Gas Condensate Reservoir
船舶与海洋工程
2013.4.2
EGR 生产特征机理及展望国内外及开发机理研究现状定义及开发特征
1.定义及开发特征
1.1凝析气藏的定义 1.2凝析气藏的开发特征

6.凝析气藏及非常规气藏资料

33.5
环己烷 280.0
40.0
硫化氢 100.4
88.9 正己烷 234.7
29.9
甲烷
-82.1
45.8 正庚烷 267.0
27.0
乙烷
32.3
48.2 正辛烷 296.7
24.6
丙烷
96.8
42.0 正癸烷 346.3
21.2
正丁烷 152.0
36.0 正十一烷 369.4
19.0
异丁烷 134.9
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。
在地下烃体系呈气相，在地面同时有气和凝析油产出。并不是地下所有气体采到地面都变成了凝析油。
凝析气藏的形成条件：烃类物系中气体数量多于液体数量,才能为液相反溶于气
相创造有利条件；地层埋藏较深，地层温度介于烃类物系的临界温度与凝析
临界温度），代表气液两相并无论温度多高，体系也不能液化
存的最高温度
的压力。
等温加压情况下： A→B→1→2→E，在A 点物质为气相，加压至 B 点，开始出液滴（露点），压力继续增加至 1点，液体数量逐渐增大；但从1到2 点，加压反而使液体逐渐减少，气相增多，至2 点物质全部气化。由1→2，等温增压出现气化特征，称为逆蒸发；由2→1，等温减压出现液化特征，称为逆凝结。
气相（℃）
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” 。这是凝析气藏形成的基本原因。
3、多组分烃类物系的相态与凝析气藏的形成
存液相
凝析气
气液双相
存气相正
（18.7MPa）
等常温
（15.5MPa）

气田及凝析气田开发6-1

●气藏面积小。有些凝析气藏虽然面积很大，但被断层分割为互不连通的小断块，即便凝析油含量高，也采用消耗方式
如美国路易斯安那州1943年发现的红幽谷凝析气藏，被纵横交错的断层分隔成若干个彼此独立的小气藏。尽管凝析油含量较高，为708 cm3/m3，但因断块数目多，需要的注入井数较大；此外，分配和压缩系统变得复杂化也增加了费用，出于经济考虑，仍然采用了衰竭式开发
●带油环凝析气藏的开发方式
1、只采气不采油
2、先采气后采油（或先采气，后同时采气采油）
3、先采油后采气
4、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
●存在的问题及解决措施
-问题：注纯N2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N2加天然气的缓冲段塞带，再注纯N2来消除注纯N2的不利影响
●注N2保持压力开发的实例如美国的Anschutz凝析气藏
-于1979年底发现，1981年油井完钻开始投产
-1982年12月，开始注N2开采。最初，向气藏内先注天然气，以便在N2与气藏烃类间形成缓冲带 -注N2压力为42.78Mpa，日注N2量为283.17万 m3，注天然气79.29万m3
●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
如吉利斯—英格利什—贝约凝析气藏
-于1961年12月发现，原始地层压力 51.25Mpa ，露点压力46.7-49.5Mpa
-1962年投入开发，1965年元月开始循环注气，注气开始时，地层压力已下降到49.63Mpa，刚好在露点压力附近
●缺陷
-泥质夹层和泥质胶结物可能发生膨胀

凝析气藏的开发机理

中国石油大学（华东）
凝析气藏的开发机理
船舶与海洋工程 10级 3班张益铭 10022110
目录
• • • • • • 1、定义 2、凝析气藏开发特征 3、国内外研究现状 4、生产特征及开发机理 5、凝析油堵塞 6、EGR机理及展望
NO.1定义
• 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。凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。
NO.4生产特征及开发机理
凝析气藏反凝析特征评价方法: 1、基于室内凝析气相态实验结果评价储层反凝析。 2、基于生产气油比评价储层反凝析。 3、基于生产气体组分及密度变化评价储层反凝析。 4、基于拟采气指数评价储层反凝析。 5、考虑井生产时间评价储层反凝析。
6、考虑井生产部位评价储层反凝析。 7、考虑不同井型评价储层反凝析。 8、考虑单井数值模拟评价储层反凝析。 9、考虑单井产量评价储层反凝析。 10、考虑储层应力敏感评价储层反凝析。 11、应用模糊分析方法评价储层反凝析。
最近发展了一种新的技术，可以提高由于凝析油堵塞所降低的气相相对渗透率，并发现甲醇能有效地除去凝析油和水并恢复低渗石灰岩岩心的产气能力。
•
NO.2凝析气藏开发特征
如果用一个字概括凝析气藏的开发特征，我想那就是：难。随着石油工业不断发展以及对清洁能源需求的不断增长,大大加快了天然气工业的发展,一系列气田得到开发。随着气田勘探开发的深入,其中凝析气田在世界气田开发中占有非常重要的地位,且储量在世界范围内占很大比例,我国陆续发现了很多复杂凝析气藏,边底水凝析气藏就是其中一类非常复杂的凝析气藏。与常规油气藏相比,凝析油气体系渗流复杂,且在开采过程中伴随复杂的相态变化,存在反凝析现象。在边底水凝析气藏开发过程中,由于边底水存在,造成边水突进及底水锥进,窜入井筒,导致气井产水并积液,产气量大大降低甚至停产,严重影响气井正常生产和寿命,是边底水凝析气藏开发难题之一和主要开发特征。

凝析气藏的开发机理ppt课件

凝析气藏的特性包括地层压力高、气藏压力系数低、气藏温度低、气油比高、采收率高等。
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

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4）异常高压凝析气藏非线性流固耦合研究
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。
很少产凝析油。
NO.2凝析气藏开发特征
如果用一个字概括凝析气藏的开发特征，我想那就是：难。
随着石油工业不断发展以及对清洁能源需求的不断增长,大大加快了天然气工业的发展,一系列气田得到开发。随着气田勘探开发的深入,其中凝析气田在世界气田开发中占有非常重要的地位,且储量在世界范围内占很大比例,我国陆续发现了很多复杂凝析气藏,边底水凝析气藏就是其中一类非常复杂的凝析气藏。
2）成组凝析气藏优化开发研究
与常规油气藏相比,凝析油气体系渗流复杂,且在开采过程中伴随复杂的相态变化,存在反凝析现象。在边底水凝析气藏开发过程中,由于边底水存在,造成边水突进及底水锥进,窜入井筒,导致气井产水并积液,产气量大大降低甚至停产,严重影响气井正常生产和寿命,是边底水凝析气藏开发难题之一和主要开发特征。
下面我们通过几个实例来认识一下凝析气藏的开发特征：
中国石油大学（华东）
凝析气藏的开发机理
船舶与海洋工程 10级 3班张益铭 10022110
目录
• 1、定义 • 2、凝析气藏开发特征 • 3、国内外研究现状 • 4、生产特征及开发机理 • 5、凝析油堵塞 • 6、EGR机理及展望
NO.1定义
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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
2、异常高凝析气藏的渗流研究
1）临界流动饱和度研究及真实相渗曲线的测试
临界流动饱和度是开发中非常关心的问题，关于到底凝析油在多孔介质中多大饱和度才能流动不同学者作出的结果差别很大，至少可以认为，它是受多孔介质性质的一个物理量；由于常规油气相渗曲线在测试中与真实凝析气藏渗流过程中的差别，使得常规油气相渗曲线在应用时受到影响，从而研究对产能及渗流的影响程度。
2）凝析油析出的污染机理
凝析油析出后的堆积方式、分布直接影响渗流的压力及产量，怎样才能准确评价污染是一个难题，也是一个渗流基本问题。
3）凝析气藏开发方式探索
近年来国外对凝析气藏开发方式进行了大量研究，如注水、水气交替、段塞驱、注烃气或非烃气、注空气等，研究表明注水、水气交替均会明显地提高气藏凝析油的采收率，随着发现凝析气藏凝析油含量的增加，探索此方法有重要的实际意义和经济效益。
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。凝析气藏是介于
油藏和气藏之间的一种气藏。
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虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以
气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油பைடு நூலகம்存在，
虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称
为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中
NO.3国内外研究现状
凝析气藏的开发要远难于其他种类的油气藏。所以针对凝析气不稳定渗流过程中可能出现的复杂相变过程而对凝析气试井面临
巨大的挑战，世界各国对其研究发展趋势主要体现在以下几个方面：
1开展凝析油气多孔介质高速流动实验研究发展岩心反凝析多相流动实验技术为试井模型的建立提供更加准确的机理描述。
以塔河油田已开发且资料较全的三个主力边底水凝析气藏(AT1、THN1、DLK)为研究对象,运用气藏动态分析方法,详细分析气井及气藏的开发动态特征,采用油藏工程方法和数值模拟方法评价气藏边底水能量大小及其对开发的影响。为延缓见水气井水淹,以大涝坝1号区块为例,利用数值模拟软件进行该气藏开发方式优选的模拟研究,并以采用排液方式进行生产的方式进行了工作制度优选。在上述研究的基础上,本文得到了如下一些研究结果与认识：
3、深层凝析气藏综合开发技术
1）凝析气藏开发经营研究
信息就是生命，就时时间，在油藏经营管理模式研究成果的基础上，研制开发油藏经营管理软件系统。系统包括数据库管理、地质信息集成、开发信息集成、油藏工程计算、开发动态管理、经济评价等子系统，以中国石油天然气总公司勘探开发数据库和油田分公司各采油厂自建的、目前正在实际使用的数据库为基础，建立油藏经营管理系统数据库，通过计算机网络技术，实现数据共享。