凝析气藏

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
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 8.到2004年底，中国石油已探明凝析气地质储 量3825×108m3,占总储量13.1%。凝析油地质储
量1.15×108t。共18个大中型凝析气田投入开发，
牙哈、柯克亚和大港大张沱实行或实行过注气开
发。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 9.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。
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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。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2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：
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；
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
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； 地面凝析油的粘度μo<3mPa· s；
2我国主要气田类型的地质和开发特征
2.6 凝析气藏（田）
2.6.1地质特征 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。

3）凝析气井采出井流物组成分布特征
气油比：俄罗斯统计一般在1000-18000m3/m3之间，美 国是在17600m3/m3左右。都认为气油比有个临界值，介
于600-800 m3/m3之间，气油比小于此值，只能形成油藏；
凝析油含量：俄罗斯认为，对应于气油比高限的凝析 油含量约为39.6-45g/m3 ，美国是在凝析油含量为40.945g/m3左右；对应于气油比低限的凝析油含量可达6001000 g/m3。
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，伴生气、气顶气和气层气同时存在，
有个成组优化开发的问题。
7.判断油气藏类型还主要靠其相图。
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
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 注水开发技术
a. 屏障注水
b. 水气交替注入
c. 直接注水
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。
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）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。
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。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2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
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.1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
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
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）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 技术
150g/m3<CN<290g/m3
2我国主要气田类型的地质和开发特征 4）凝析气藏的分类
高含凝析油凝析气藏： 1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
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
（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
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。 我国则按凝析油含量给出了细分类标准（参见SY ／T6168－1995《气藏分类》）。
2我国主要气田类型的地质和开发特征
2.6 凝析气藏（田）
2.6.2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
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；
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
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%；
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