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
2）湿气气藏 重烃（C5+）较凝析气藏少； 相图不像凝析气藏那样宽阔（临界温 度也变得很低，地层温度大于临界温度 （Tc）和临界凝析温度（TM），在地层 中不可能出现逆行（反）凝析现象。 当地面分离条件（压力、温度）处于 两相区内，则有少量液烃在分离器中析 出,但含量较低，一般小于５０ｇ/ｍ３
凝析气藏
pf p C pf p m axs C
p m axs
Tmaxs Tmaxs psep psep Tf T Tf T psep Tf T Tmaxs
近临界态凝析气藏
挥发性油藏
黑油油藏
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法
１）干气藏 不含常温常压条件下液态烃 （Ｃ５以 上）组分，或者很少（0.0001—0.3% ），甲烷以上气体同属物（C2—C4） <5%（摩尔）。 相图很窄 开采过程中地下储层内和地面分离器 中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于 ９５％，气体相对密度小于0.65。
储量丰度（108m3/km2） 单储系数（108m3/km2.m)
Ωg =
G 0.01hφ S gi = A Bgi
（4－2）
T p G 0.01φ S gi SGF = = = 0.01φ S si sc i Ah Bgi pscTZ i
（4－3）
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.2 容积法计算储量 2、凝析气储量
第4章
凝析气藏开发
4.1 凝析气藏特征及类型判别 4.2 凝析气井气油两相流动产能方程 4.3 凝析气藏的开发方式
1
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
1、凝析气藏特征
（1）高压、高温 （2）具有足够数量的气态烃和一定数量的液态烃 凝析油含量是由凝析油的密度、馏分组成、族分组成（烷烃、环烷烃）以 及某些物理性质所决定。 （3）具有一定的甲烷同系物 在高压下，液态烃在甲烷气体中的溶解度非常低，但当高分子气态同系物 增加时，可以明显提高液态烃的溶解度，有利于凝析气藏的形成。
应考虑凝析油，如果地下为两相，则气顶应按凝析气来计算，而油环 则按油藏储量来计算。 在凝析气井的总流体中，天然气所占的摩尔分量可按下式计算
天然气的摩尔分量
凝析气、油的摩尔分 数
凝析油的相对密度
ng GOR = = fg ng + no GOR + 24056γ o Mo
（4－3）
凝析油的分子量
4.1 凝析气藏特征及类型判别
油气藏流体PT相图
4.1.3 烃类类型的判别方法
p p m axs C C Tmaxs psep Tf T Tf T Tf T Tmaxs Tmaxs psep p pf p m axs pf p p m axs C pf
1、 p 相 图 干气藏 p 判 p p C 别 法
f
sep
湿气藏
p
m axs
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法
相图判别法是根据相图的形态和储层温度等温降压线所处的位置进行 判别。 对凝析气藏，若地层压力与露点接近或相等，往往可以预测凝析气藏是否 有油环存在。
4000 单相气藏 A
3500
Tc = 127 ° F
反凝析气藏 B 临界点 B
该方法根据102个油气藏检验，符合率为85%。
4.1.3 烃类类型的判别方法
5、地面生产气油比和油罐油密度判别法
油气藏流体经油气井采至地面，通过分离器进行油气分离，分别得到油气 产量、生产气油比，从油罐取油样进行定期的密度等参数测试。
气油比m3/m3 ＜35 35～125 125～350 350～625 625～1425 1425～12467 ＞10686
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
Tsc pi = G 0.01AhΦS gi pscTZ i
8 3
（4－1）
式中：G——天然气原始地质储量，10 m 2 A——含油面积，km ； Φ——孔隙度； H——有效厚度，m； Sgi——原始含气饱和度； T、Pi——地层温度，K; 地层压力，MPa； Zi——原始气体偏差系数 Tsc,Psc——标准温度（293.15K）和标准压力（0.1MPa）
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 三区油气分布理论
可动气和可动油 可动气和不可动油 可动气
不同区域的流动特征：
凝析气
I区
II区
III区
I区：生产气油比是常数；进入I 区的单相气与产出井流物有相同 的组分；
凝析气井
凝析油
II区：凝析油净聚集的区域，可
4.1.3 烃类类型的判别方法
6、判别凝析气藏是否带油环的方法
1）C5+含量判别法 判别标准为： C5+含量（摩尔组成）＜1.75% C5++含量（摩尔组成）＞1.75% 2）C1/C5+比值判别法 该方法的界限值为C1/C5+=52 无油环凝析气藏 带油环的凝析气藏
该方法根据100个凝析气藏检验，符合率为86%。
5～15 2.2～6.0 170～400 5.0～15
10～30 1～3 50～200 10～40
20～70 0.5～1.3 20～100 30～600
100×C2/（C3+C4） 300～1000以上
4.1.3 烃类类型的判别方法
3、地层流体密度和平均分子量判别法
油气藏类型 气藏 凝析气藏 挥发性油藏 普通黑油油藏 重质油藏 地下流体密度（g/cm3） ＜0.225～0.250 0.225～0.45 0.425～0.65 0.625～0.900 ＞0.875 平均分子量 ＜20 20～40 35～80 75～275 ＞225
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。
C1/C5+＜52 C1/C5+＞52
带油环的凝析气藏 无油环凝析气藏
该方法根据102个凝析气藏检验表明，符合率为86%。
4.1.3 Biblioteka Baidu类类型的判别方法
6、判别凝析气藏是否带油环的方法
3）按等级进行分类的判别法 以油气藏烃类体系的组分和组成含量为依据，建立特征参数进行判别。
F1 = C1 / C5+ + F2 = (C2 + C3 + C4 ) / C5 F3 = C2 / C3 ) F = C + 5 4
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
4
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特征
4) 深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，埋藏深、压 力高、体系复杂。 5) 带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。油环有次生的，也有原生 的，在原生油环中，原油较重，在次生油环中原油则较轻。要求同时提 高原油、凝析油和天然气的采收率，油气界面的动态很难控制。
4、φ1参数判别法
分类标准为：
φ1＞450 80＜φ1＜450 60≤φ1≤80 15＜φ1≤60 7＜φ1≤15 2.5＜φ1≤7 1＜φ1≤2.5 φ1≤1
气藏 无油环凝析气藏 带小油环凝析气藏 带较大油环凝析气藏，越小油环越大 凝析气顶油藏 挥发性油藏（3.8 ＜φ1＜7为凝析气藏中的含油层） 普通黑油油藏 高粘重质油藏
C C1
油藏压 力， psia
2500
40 %
2000
1500
线 量 含 液
10 %
1000 A2 500 0 50 100
5%
油藏流体变 化路径
A1 B 200
线 点 泡 % 80
B2 D
20 %
150
5%
250
生产 路 径
300
3000
临 界凝析点 = 250F
线 点 露
溶气驱油藏
350
油藏温度， F
4.1.3 烃类类型的判别方法
4、φ1参数判别法
根据不同油气藏采出井流物（地下烃类体系）中C1、C2、C3、C4和C5+ （ C5以上组分）的摩尔组成。按一定规律进行统计对比分析，即可得到φ1参 数判别法，其公式如下：
ϕ = 1
C2 C1 + C2 + C3 + C4 + C3 C 5+
4.1.3 烃类类型的判别方法
3
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特点
1) 地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力(最大凝析压力)区 间内，会有一部分凝析油在储集层中析出，并滞留在储集层岩石孔隙表面而造成 损失。凝析油气体系的相态和组分组成都会随压力、温度改变而变化，而且，多 孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会 对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作 用。 2)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他烃类的地面回收率。 3)凝析油气在储集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。
4.1.2 容积法计算储量
如果没有MO实测值，则可按如下经验公式计算
44.29γ o Mo = 1.03 − γ o
凝析气中天然气的原始地质储量为
（4 －4 ）
Gg = Gf g
凝析气中凝析油的原始地质储量为
（4 －5 ）
N c = 10−4 Gg / GOR
（4 －6 ）
式中：Nc——凝析油的原始地质储量，104m3
表中的平均分子量由加和原则求得，即
M = ∑ M i Zi
i =1 n
4.1.3 烃类类型的判别方法
3、地层流体密度和平均分子量判别法
地层条件下的流体密度ρ由取样测得,若无实测资料,可用经验公式计 算： 当 M＜20时:
ρ =( M − 16) /13.3
当20＜ M ＜250时:
ρ=(lg M －0.74)/1.842
φ = ∑ Rxi
i =1
n
判别标准：
φ＞11──带油环凝析气藏 φ＜9──无油环凝析气藏 φ=11～9──两种类型混合物
据102个油气藏检验表明，符合率可达91%。
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 常规油气分布理论
地层压力高于露点压力： 储层未有凝析油析出，为干气分布； 地层压力高于露点压力而井底流压低于露点 压力： 凝析油在近井地带析出并逐渐累积，导 致气相渗透率减小，产能降低，即所谓的“ 凝析油堵塞”现象。储层表现为油气两相与 干气分布状态； 地层压力低于露点压力： 整个储层皆为油气两相分布。
其中C1，C2，C3，C4和C5+表示烃的摩尔组成，在确定上述参数后，把 每个参数按其值大小分为6个等级（0～5），列成下面表格。
4.1.3 烃类类型的判别方法
6、判别凝析气藏是否带油环的方法
油气藏类型判别等级号（Rxi）
特征 参数 F1 F2 F3 F4 等 5 0～25 0 ～2 1 ～2 0.1～1.3 4 25～50 2 ～4 2 ～3 1.3～2.3 3 50～75 4 ～6 3 ～4 2.3～3.3 级 号（Rxi） 2 75～100 6 ～8 4 ～5 3.3～4.3 1 100～125 8～10 5 ～6 4.3～5.3 0 ＞125 ＞10 ＞6 ＞5.3
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