第4章 凝析气藏开发
第四章气藏动态分析-1详解
CQUST 概述
气井动态分析是气藏动态分析基础，主要内容： 1.收集每一口井的全部地质和技术资料，编制气井井史并绘制采气曲线； 2.已经取得的地震、测井、岩心、试油及物性等资料是气藏动态分析的重要依据， 这些资料需在气井上取得综合认识的基础上完成； 3.分析气井油、气、水产量与地层压力、生产压差之间的关系，找出它们之间的内 在联系和规律，并推断气藏内部的变化； 4.通过气井生产动态状况和试井资料推断井周围储层地质情况，并综合静态资料分 析整个气藏地质情况，判断气藏边界和驱动类型； 5.分析气井产能和生产情况，建立气井生产方程式，评价气井和气藏生产能力；
6.提供气藏动态分析工作所需的各项资料，包括地层压力、地层温度及流体性质变 化等。
二、气藏驱动方式的类型
油、气藏的驱动方式反应了促使油、气由地层流向井底的主要地层能量形式。
CQUST 概述
地层能量主要有：
1）在重力场中液体的势能； 2）液体形变的势能； 3）地层岩石变形的势能； 4）自由气的势能； 5）溶解气的势能。 1.气压驱动 特点：在气藏开发过程中，没有边、底水，或边、底水不运动，或水的运动速度 大大跟不上气体运动速度，此时，驱气的主要动力是气体本身的压能，气藏的储气 孔隙体积保持不变，地层压力系数P/Z与累积采气量Gp呈线性关系。图（6－7） 2.弹性水驱 特点：由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响就大，气 藏的储气孔隙体积要缩小，地层压力下降要比气驱缓慢。这种驱动方式称弹性水驱， 供水区面积愈大，压力较高的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 3.刚性水驱 特点：侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压 力能保持在原始水平上，这种驱动方式称刚性水驱。
CQUST
采
凝析气藏
预计泰国的凝析油需求将由2003 年的11.8 万桶/ 日增至2008 年的23.4 万桶/ 日和2013年的33.7 万桶/ 日。其中由凝析油分离 装置加工的将由2003 年的7.0 万桶/ 日增至2008 年的17.0 万桶/ 日和2013 年的24.0万桶/ 日,其余的将送往石化厂和炼厂。中国 的凝析油需求预计将由2003 年的5.9 万桶/ 日增至2008 年的 22.4 万桶/ 日和2013年的27.0 万桶/ 日。 预计在今后几年, 还会有一些供应凝析油的装置投产, 产量将 不断增加。凝析油与非炼厂来源的液化石油气和石脑油增加,将 使中东地区油品逐渐轻质化,使得液化石油气、石脑油和汽油占 油品的份额将继续增加, 至2007 年将超过50%以上; 同期, 燃料 油、沥青和润滑油等产品的份额将会下降, 而中馏分油则基本保 持不变。
从上世纪末开始, 中国石油天然气集团公司将“凝 析油气田开采新技术研究”列为“九五”重点科技攻 关项目, 随后科技部将其列为国家“ 十五”重点科技 攻关项目。据悉, 近10 年的研发已创新5 项关键技术, 其中一体化的高压集气、处理及注气系统设计技术、 高压循环注气技术、复杂地层条件钻井技术已达到国 际领先水平。我国利用这一项目的研究成果, 塔里木凝 析气田在国内首次实现高压循环注气开发, 取得很好的 效益。目前已开发牙哈、桑吉、柯克亚等凝析气藏11 个,形成3 个凝析气田群, 可年产凝析油118 万吨, 年产 天然气29 亿立方米。与美国、俄罗斯等循环注气项目 相比较, 牙哈凝析气田开发技术指标处于国际领先水平。
目前波斯湾地区已有大量凝析油分离装置能力投产, 预计 到2008 年将有更多能力开工。究其原因, 主要是因为: 首先, 该地区的许多国家积极推进天然气资源的开发, 而凝析油分 离有助于处理来自新建天然气加工装置的多余液体; 其次, 这 类装置投资较少, 并能快速建成; 第三, 将凝析油分离与现有 的炼厂整合, 立即提高轻、中馏分的产量而不需投资燃料油 裂化产能。波斯湾地区2004 年凝析油加工能力为123 万桶/ 日, 2008 年将增至176 万桶/ 日, 2011 年将增至300 万桶/ 日。 这将使苏伊士以东地区占世界凝析油加工能力的比例从2004 年的约60%增至2011 年的70%以上。亚太地区的凝析油分离 装置能力也将增加, 部分是因为分离装置可生产大量石化原 料和汽油。沙特和伊朗希望利用分离装置帮助满足快速增长 的国内运输燃料需求( 包括汽油和柴油) 。凝析油分离装置将 成为炼厂的一个很大的组成部分。
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
.
16
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
.
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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。
▪ 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。
.
11
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。
▪ 地面凝析油的粘度μo<3mPa·s；
.
4
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%；
.
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％。
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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。
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。
第4章 2合理产气量
261 第二节 底水驱气藏临界产量的确定底水驱气藏工程研究的主要任务之一是确定气井的临界产量和见水时间。
尽管目前的底水驱气藏临界产量和见水时间的计算方法不太令人满意，但几十年以来，一直受到人们的重视，并且有许多气藏工程师仍在进行深入的研究。
气藏工程师们普遍认为，如果气井的配产超过了井的临界产量，那么该井必定见水，故而在设计合理产量时总以临界产量作为一个约束条件，控制其合理产量小于临界产量，以实现无水开采的愿望。
针对这一点，本节特从Dupuit 临界产量计算公式的推导出发，介绍一些实用性强的底水驱气藏临界产量确定方法。
一、Dupuit 临界产量计算公式的推导当气井井底之下的地层带存在水层并与气层处于同一压力系统时，气井投产后井附近必定产生一个压差（即压力降漏斗)，它可以扩展水层带使水进入井筒。
根据气一水界面的形状，称这种现象为“水锥”。
水锥对井的产量产生极大的影响，因为当水进入井筒后，要举升气一水混合物，井筒内必须增大流体流速。
当水进入井筒的量太大时，可能产生严重的积液而使气井停产。
为了解决这一问题，人们引入了“临界产量”这一概念：当气井的产量低于该井的“临界产量”时，气井就不会有水侵入。
相反，若气井的产量超过了该井的“临界产量”，则气井将会很快见水。
Dupuit 在解决地下水工程问题时[9]，首先提了“临界产量”这一概念，并认为如果产水不超过该“临界产量”时，则水面之上的气体滞流不动而只采出水。
正因为如此，人们把该临界产量称为“Dupuit 临界产量”。
气藏开发工作者将该临界产量的计算公式应用于底水驱气藏之中，得到气井临界产量为： we g g 22wg g ln )(0864.0r r B b h K q sc μρπ-∆= (4-55) 式中：sc q —气井的临界产量，m 3/d ；g K —气层的渗透率，μm 2；wg ρ∆—水一气密度差，g/cm ；h —气层有效厚度，m ；b —气井射开厚度（从气层顶算起，如图4-4所示)，m ；g B —气体积系数，m 3/m 3；g μ—气层条件下油、气粘度，mPa.s ；e r —气井泄油半径，m ；262 w r —气井半径，m ；g —重力加速度，m/s 2，一般取g =9.807 m/s 2。
第4章 凝析气藏开发总结
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。
气油比m3/m3 ＜35
35～125 125～350 350～625 625～1425 1425～12467 ＞10686
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
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 近井区高速流动效应影响分析
P,MPa 0
初始露点压力
So
0
近井区域特征
rd
r,m
压力分布
rd
r,m
凝析油饱和度分布
较低的压力；高的凝析油饱和度； 高界面张力；高流速。
Ωg =
G= A
0.01hφ S gi
Bgi
（4－2）
单储系数（108m3/km2.m)
SG=F
G= Ah
0.01φ S=gi
Bgi
0.01φ Ssi
Tsc pi pscTZi
（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
中国石油大学油藏工程复习总结
第一章油田开发设计基础油田勘探开发程序1油田勘探开发是个连续的过程。
按照目的和任务的不同，分为三个阶段区域勘探（预探）：在一个地区（指盆地、坳陷或凹陷）开展的油气田勘探工作。
可细分为普查和详查2．工业勘探（详探）:在区域勘探出具有工业价值的油田后，进行下一步的详探工作。
工业勘探过程可以分为构造预探和油田详探两个阶段。
（1）试油：对详探井的资料进行分析，确定井的生产能力和相关参数。
产量数据，地下地面的油气水产量，不同压力下的稳定产量；压力，原始地层压力、静压、流压、套压；油气水的性质；边底水能量的大小；地层的温度状况。
（2）试采：在试油以后，油井以比较高的产量生产，暴露出油藏的生产问题，以便在开发方案中加以考虑。
认识油井生产能力，即主力油层的产量变化，递减状况。
认识油层天然能量的大小及驱动类型和驱动能量的转化。
认识油层的连通情况和层间干扰情况。
认识生产井的合理工艺技术和油层增产改造措施。
（3）开辟生产试验区:是指在详探程度较高和地面建设条件比较有利的地区选择一块区域，用正规井网正式开发作为生产实验区，开展各种开发生产实验。
目的: 提前了解在正式开发中可能会遇到的问题，及时采取相应策略，以及各种措施的可行性、技术界限，是整个油田开发的先导。
选取原则:1）生产试验区开辟的位置和范围对全油田应具有代表性。
通过试验区认识的油层分布规律、流体运动特点对全油田具有较为普遍的意义。
2）试验区应具有相对的独立性，把试验区对全油田合理开发的影响减小到最小程度。
3）试验区要具有一定的生产规模。
4）试验区的开辟还应尽可能考虑地面建设。
5) 抓住油田开发的关键问题（转注时机与天然能量），对比性强3．正式投入开发(1)基础井网：是以主要含油层系为目标设计的第一批生产井和注水井，是开发区的第一套正式的井网。
任务: 合理开发主力油层，建成一定的生产规模。
兼探开发区的其他油层，解决探井、资料井所没有完成的任务。
4．油田开发( oilfield development)的特点：不可重复性和持久性、时变性和实践性、具有明确的目标，科学技术是第一生产力。
天然气工程教程第4章气藏物质平衡、储量计算及采收率
(1 Sw So )(1 yw ) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
pi Zi
pi Zi
Gp G
(1 Sw So )(1 yw) (1 Swi )(1 ywi )
1C f
( pi
p)
p Z
0
Gp
G
说明：
在应用上述物质平衡方程时，需要知道两相 偏差系数与凝析油的饱和度，这些需要通过凝析 气井的取样和实验室分析进行测定。
假定原始条件下，地层压力大于露点压力， 则有原始地下储集空间为 :
VPi
GBgi (1 S wi )(1
yW i )
原始条件水 的体积分数
(1) 地层压力大于露点压力
目前的孔隙空间 为气和水所占 :
VP
(G GP )Bg (1 SW )(1 yW )
由于压力下降，气层 岩石的形变体积:
Gp G
P/Z
0
岩石和流 体压缩性 同时作用
只有流 体压缩
G
Gp
求储量的另一 “归一”化处理：
p Z
(1 Cep)
pi Zi
pi Zi
Gp G
纵轴上截距： a pi Zi
斜率： b pi 1 Zi G
外推直线至：
p 0 与横轴交点
Z
即为G。
pi
p Z
(1
Ce
p
)
Zi
0
Gp G
五、气藏物质平衡方法应用中的注意事项
凝析油采收率：
EcR 2.09 107 ( pi )0.9027(Ri )0.25084( o )2.25253 (141.5 131.5 o )2.50337 (1.8T 32)0.30084
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
凝析气藏高压循环 注气开发技术
DBR-JERFRI 地层流体 PVT 测试仪
1. 压力 ：0 〜 70.00MPa，精度 ：0.01MPa 2. 温度 ：0 〜 200.0℃，精度 ：0.1℃ 3. 容积 ：0 〜 130mL，分辨率 ：0.01mL
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油集团”，英文缩写 ：CNPC）是根据国务院机 在《财富》杂志全球 500 家大公司排名中位居
构改革方案，于 1998 年 7 月在原中国石油天 第 6 位。
然气总公司的基础上组建的特大型石油石化企 业集团，系国家授权投资的机构和国家控股公 司，是实行上下游、内外贸、产销一体化、按 照现代企业制度运作，跨地区、跨行业、跨国 经营的综合性石油公司，主要业务包括油气业 务、石油工程技术服务、石油工程建设、石油 装备制造、金融服务、新能源开发等。中国石 油天然气集团公司 2012 年国内生产原油 1.1 亿 吨，生产天然气 798.6 亿立方米，加工原油 1.91 亿吨，全年实现营业收入 2.69 亿元，实现利润
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6211
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6241
牙哈凝析气田隔夹层栅状图
凝析气藏开发 简介
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：
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
凝析气藏开发
海工三、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。
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
复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求 也高。
第4章 凝析气藏开发
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。
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
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。
凝析气开发
近年来，我国相继发现了一系列深层的、近临界的、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、开发难度大；尤其是富凝析气藏，富含大量凝析油，尽可能地提高凝析气藏中凝析油的采收率是这类气藏开发追求的主要目标之一。
如何合理高效开发凝析气藏面临着许多问题和挑战。
凝析气藏开发方式主要为衰竭开发和保压开发。
目前，绝大多数凝析气藏仍采用衰竭式开发方式，但随着凝析气藏衰竭压力的降低，凝析油析出问题加剧，应不失时机地采取循环注气保持地层压力开采，可以阻止凝析油反凝析，提高采收率。
但对于高温高压富凝析气藏，注气保持地层压力，会大大增加开采成本。
可将凝析气藏先衰竭生产到一定程度，再实行循环注气，使反凝析到岩石孔隙中的凝析油蒸发，既降低开采成本，又能提高凝析油的采收率。
目前国内外关于凝析油能否在多孔介质中被蒸发，蒸发程度如何，以及对渗流的影响，在认识上一直存有争论，开展凝析油多孔介质蒸发现象的实验研究，对提高凝析油采收率，指导开发方式的制定，具有重要的现实意义。
无论采取哪种开发方式，都面临着复杂的相态变化。
凝析油气体系相平衡过程发生在地下的多孔介质中，流体与储层介质是一个相互作用的系统，他们之间存在多种界面，界面现象极为突出，因此，界面张力，毛细管力，润湿等作用均会对流体在储层中的渗流产生巨大影响。
急需开展凝析气流体气液固相态特征研究、渗流特征、近临界流体相态特征，以及注气过程中的相态变化对开发方式的影响方面的研究工作，为现阶段凝析气藏转变开发方式提供技术支持。
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
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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
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
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。
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
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
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。
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
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
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
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%。
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
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
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。
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
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
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。
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
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
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。
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