凝析气藏开发_简介
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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
❖5.针对凝析气藏地质、开发特点，在凝析气藏开 发上应特别注意：
▪ 1）准确取样和凝析气PVT相态分析评价是凝析气藏开 发的基础，必须不失时机地在凝析气井投入开采时就要 取得合格的样品，必须相应地发展一套先进适用的油气 取样和实验分析技术。
二、开发特征
▪ 2）对于高含凝析油的凝析气藏（含量超过600g/m3以 上），要考虑保持压力开发和注入工作介质（烃类富气、 干气、N2、CO2以及特定条件下的气水交替和注水等）优 选的技术经济可行性论证。
五、凝析气藏开发研究发 展的主要趋势
1、研究从宏观到微观发展，在渗流和物理参数测试方 面，一些近代物理测试技术得到应用。 2、理论和实验相结合、理论和现场试验相结合是目前 研究的总方向，最终达到共同发展和互为检验。 3、多学科交叉发展，不断使认识提高是一个新的发展 方向；将数学、力学、电子、近代物理、化学等学科 与气田开发相结合以解决工程问题已见到明显效果。 4、单一研究问题向系统工程问题发展，强调系统性和 协调性也是一个发展方向。 5、经济效益是开发方针制定的主要依据，越来越多的 油公司重视经济效益，开展力求达到经济最优。
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
一、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7-1 5%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
▪ 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 。
▪ 4）带油环凝析气藏开发过程中要正确发挥油气水三相 驱动力的作用，要恰当地控制油气、油水两个界面的运动， 要合理选择开发方式。
二、开发特征
▪ 5）要拓展气液固（蜡、沥青质、元素硫和水合物等）相 态、注气过程的相态、近临界态相态、多孔介质相态、渗 流过程相态（相渗曲线、近井带饱和度分布、凝析油临界 流动饱和度等）和凝析气与地层水体系的相态研究，开发 出新的并能更好指导这类气藏开发的数值模拟软件及相应 的注气、采气工艺技术。
▪ 6）注气保持压力开发凝析气藏特别要发展以下八项配套 技术：注气开发气藏工程技术，注气开发多组分数值模拟 技术，注气开发钻井完井工艺技术，注气开发注、采工艺 技术，注气开发动态监测技术和注气开发地面工艺技术。
二、开发特征
▪ 7）衰竭式开发凝析气藏除发展上述有类同的技 术外，还特别要注意介决以下问题：
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
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。
二、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 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。
▪ 地面凝析油的粘度μo<3mPa·s；
一、地质特征
3、凝析气井采出井流物组成分布特征
▪ 凝析油的凝固点一般<11℃ ； ▪ 凝析油的初馏点一般<80℃，而且小于200℃ 的馏分含量>45%； ▪ 含蜡量一般<1.0%； ▪ 胶质沥青质含量一般<8%；
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 按气油比和天然气中的凝析油含量，国际上较多的是按 以下标准来划分不同类型的凝析气藏：
2）凝析气藏经济价值很高，但开发很复杂，其重要 特征是：
（1）埋藏深，高温、高压。 （2）存在着凝析油气体系的反凝析现象，有开发方式和提
高采收率问题。 （3）凝析油气体系相态，随时随地发生变化，必须采用上、
下游一体化的配套工艺技术。
四、提高凝析气藏采收率
1 概述
（4）是一种相间有质量交换的物理化学渗流，是渗流力 学研究的重点、难点，要开展以下研究： （5）深层近临界态、高含蜡富含凝析油和含油环的凝析气 藏开发等系列配套技术研究。
一、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；
凝析气藏－井底压力大于露点压力
两相 区
储层近井地带反凝析液示意图
三、反凝析
储层或近井地带产生凝析油
可动气和可动油 可动气和不可动油
可动气
凝析气 凝 析 气 井
凝析油
两相区
单相区
四、提高凝析气藏采收率
1 概述
1）目前我国已发现的凝析气藏资源集中在新疆， 尤其在塔里木盆地，地层气中凝析油含量高、储 量多，在全国占优势，是开发的重点区域。
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
气
井
单相区
三、反凝析
3）相当部分凝析气藏凝析油含量中偏低，处于保 持压力开发的经济边缘，多用衰竭式开发，凝析油 采收率很低，仅20%，低于注水开发原油采收率， 地层压力降到Pd以下时在近井带积聚凝析油，影响 到气井产能，开发中、后期如何克服反凝析液阻塞、 提高单井产量和探索提高凝析油采收率问题已成为
四、提高凝析气藏采收率
① 油气取样方法和工具的改进，以及油气相态实验 分析技术的拓展；
② 近井带凝析油析出和对气井产能影响机理及防治 方法研究；
③ 凝析气井的产能和动态分析研究；
二、开发特征
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。
二、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 复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求 也高。
二、开发特征
1 概述
凝析气田开发的焦点。要拓展新思路，探索多种开发方式 和提高气井产量的方法。 4）早期注气投资大，生产费用也高，直接影响开发效益。 中、后期注气，采收率虽不如早期注气，但权衡利弊，有 时还可能行。 5）注气单井吞吐是提高凝析气井产量的特殊增产措施。
四、提高凝析气藏采收率
2、开发中后期低于Pmax压力下循环注干气 3、注N2开发水淹气藏 4、防治水与利用水层能量结合的开发方式 5、注水提高凝析气藏采收率
水淹凝析气藏提高采收率技术
一、开发现状
1、 埋藏深、高压、高温 大多数凝析气藏的的埋藏深度大于1500米，压力范围 在21～42MPa之间，温度在93～204℃之间
2、超临界态气态烃含量占优势
凝析气藏地层烃类流体组分中90％（体积百分比或摩尔 百分比）以上为甲烷、乙烷和丙烷。在高温、高压下， 处于超临界状态的甲烷、乙烷和丙烷等气态烃组分对一 定数量的液态烃产生萃取抽提，使之溶解在气体中，从 而形成凝析气藏。
谢谢！
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
Leabharlann Baidu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
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
❖5.针对凝析气藏地质、开发特点，在凝析气藏开 发上应特别注意：
▪ 1）准确取样和凝析气PVT相态分析评价是凝析气藏开 发的基础，必须不失时机地在凝析气井投入开采时就要 取得合格的样品，必须相应地发展一套先进适用的油气 取样和实验分析技术。
二、开发特征
▪ 2）对于高含凝析油的凝析气藏（含量超过600g/m3以 上），要考虑保持压力开发和注入工作介质（烃类富气、 干气、N2、CO2以及特定条件下的气水交替和注水等）优 选的技术经济可行性论证。
五、凝析气藏开发研究发 展的主要趋势
1、研究从宏观到微观发展，在渗流和物理参数测试方 面，一些近代物理测试技术得到应用。 2、理论和实验相结合、理论和现场试验相结合是目前 研究的总方向，最终达到共同发展和互为检验。 3、多学科交叉发展，不断使认识提高是一个新的发展 方向；将数学、力学、电子、近代物理、化学等学科 与气田开发相结合以解决工程问题已见到明显效果。 4、单一研究问题向系统工程问题发展，强调系统性和 协调性也是一个发展方向。 5、经济效益是开发方针制定的主要依据，越来越多的 油公司重视经济效益，开展力求达到经济最优。
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
一、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7-1 5%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
▪ 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 。
▪ 4）带油环凝析气藏开发过程中要正确发挥油气水三相 驱动力的作用，要恰当地控制油气、油水两个界面的运动， 要合理选择开发方式。
二、开发特征
▪ 5）要拓展气液固（蜡、沥青质、元素硫和水合物等）相 态、注气过程的相态、近临界态相态、多孔介质相态、渗 流过程相态（相渗曲线、近井带饱和度分布、凝析油临界 流动饱和度等）和凝析气与地层水体系的相态研究，开发 出新的并能更好指导这类气藏开发的数值模拟软件及相应 的注气、采气工艺技术。
▪ 6）注气保持压力开发凝析气藏特别要发展以下八项配套 技术：注气开发气藏工程技术，注气开发多组分数值模拟 技术，注气开发钻井完井工艺技术，注气开发注、采工艺 技术，注气开发动态监测技术和注气开发地面工艺技术。
二、开发特征
▪ 7）衰竭式开发凝析气藏除发展上述有类同的技 术外，还特别要注意介决以下问题：
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
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。
二、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 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。
▪ 地面凝析油的粘度μo<3mPa·s；
一、地质特征
3、凝析气井采出井流物组成分布特征
▪ 凝析油的凝固点一般<11℃ ； ▪ 凝析油的初馏点一般<80℃，而且小于200℃ 的馏分含量>45%； ▪ 含蜡量一般<1.0%； ▪ 胶质沥青质含量一般<8%；
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 按气油比和天然气中的凝析油含量，国际上较多的是按 以下标准来划分不同类型的凝析气藏：
2）凝析气藏经济价值很高，但开发很复杂，其重要 特征是：
（1）埋藏深，高温、高压。 （2）存在着凝析油气体系的反凝析现象，有开发方式和提
高采收率问题。 （3）凝析油气体系相态，随时随地发生变化，必须采用上、
下游一体化的配套工艺技术。
四、提高凝析气藏采收率
1 概述
（4）是一种相间有质量交换的物理化学渗流，是渗流力 学研究的重点、难点，要开展以下研究： （5）深层近临界态、高含蜡富含凝析油和含油环的凝析气 藏开发等系列配套技术研究。
一、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；
凝析气藏－井底压力大于露点压力
两相 区
储层近井地带反凝析液示意图
三、反凝析
储层或近井地带产生凝析油
可动气和可动油 可动气和不可动油
可动气
凝析气 凝 析 气 井
凝析油
两相区
单相区
四、提高凝析气藏采收率
1 概述
1）目前我国已发现的凝析气藏资源集中在新疆， 尤其在塔里木盆地，地层气中凝析油含量高、储 量多，在全国占优势，是开发的重点区域。
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
气
井
单相区
三、反凝析
3）相当部分凝析气藏凝析油含量中偏低，处于保 持压力开发的经济边缘，多用衰竭式开发，凝析油 采收率很低，仅20%，低于注水开发原油采收率， 地层压力降到Pd以下时在近井带积聚凝析油，影响 到气井产能，开发中、后期如何克服反凝析液阻塞、 提高单井产量和探索提高凝析油采收率问题已成为
四、提高凝析气藏采收率
① 油气取样方法和工具的改进，以及油气相态实验 分析技术的拓展；
② 近井带凝析油析出和对气井产能影响机理及防治 方法研究；
③ 凝析气井的产能和动态分析研究；
二、开发特征
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。
二、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 复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求 也高。
二、开发特征
1 概述
凝析气田开发的焦点。要拓展新思路，探索多种开发方式 和提高气井产量的方法。 4）早期注气投资大，生产费用也高，直接影响开发效益。 中、后期注气，采收率虽不如早期注气，但权衡利弊，有 时还可能行。 5）注气单井吞吐是提高凝析气井产量的特殊增产措施。
四、提高凝析气藏采收率
2、开发中后期低于Pmax压力下循环注干气 3、注N2开发水淹气藏 4、防治水与利用水层能量结合的开发方式 5、注水提高凝析气藏采收率
水淹凝析气藏提高采收率技术
一、开发现状
1、 埋藏深、高压、高温 大多数凝析气藏的的埋藏深度大于1500米，压力范围 在21～42MPa之间，温度在93～204℃之间
2、超临界态气态烃含量占优势
凝析气藏地层烃类流体组分中90％（体积百分比或摩尔 百分比）以上为甲烷、乙烷和丙烷。在高温、高压下， 处于超临界状态的甲烷、乙烷和丙烷等气态烃组分对一 定数量的液态烃产生萃取抽提，使之溶解在气体中，从 而形成凝析气藏。
谢谢！
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
Leabharlann Baidu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