凝析气藏高压循环 注气开发技术
兴9_凝析气藏循环注气开发可行性研究
132023年11月上 第21期 总第417期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技1凝析气藏相关概念烃类流体在原始条件下呈单相气态，含有一定量的汽油馏分、煤油馏分以及少量胶质、沥青质等高分子烃类化合物，在降压开采过程中，当地层压力低于露点压力时，一部分乙烷至己烷的中间烃以及C7+重质成分从气相中析出，成为液态的凝析油，地下气态的烃在地面条件下生产油、气两种产品，这样的气藏称为凝析气藏。
凝析气藏在开发过程中，降压过程导致储层中和地面都会有凝析油析出，部分储层中的凝析油往往很难采出。
在p 一T 相图中，包络线内部是气液两相区，露点线液体体积(用V%表示)为0，泡点线为100%。
不同V%曲线都汇聚到临界点C。
当凝析气藏储层压力等温降压至露点以下时，出现反凝析现象，即随压力继续下降，凝析液反而不断增多；当达到一个最大点时，反凝析现象终止，对应的压力点称为最大反凝析压力。
从临界温度到最大凝析温度，每一温度下都有对应的最大凝析压力点，这些压力点的连线与露点线形成的包围区，称作反凝析区。
凝析气藏开发方式之一是衰竭式开发方式，优点是简单低耗，对开发工程设计及储层条件要求低，容易实施。
缺点是凝析油采出程度低。
衰竭式开发方式适应条件为原始地层压力大大高于初始露点压力；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；凝析油含量低、地质条件较差、边水比较活跃的气藏。
凝析气藏开发方式之二是保持压力开发方式，优点是提高凝析油和凝析气的采收率，缺点是成本增加。
保持压力开发方式适应条件为储层较均质，连通性好，有较大的油气储量的气藏。
2兴9气藏开发概况兴9井钻遇地层自上而下为新生界第四系、上第三系、下第三系。
其中砾岩气藏发育在下第三系沙三下段。
岩性是灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩呈等厚互层，厚度一般在300m以上，最厚700m 左右。
上部岩性是褐灰色泥岩夹灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩，厚度一般在300m以上；下部是褐灰、深色泥岩与灰色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩、含砾砾岩和细砾岩互层，厚度一般在400m 以上。
凝析气藏开发技术现状及问题
凝析气藏开发技术发展现实状况及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发关键研究室）凝析气田在世界气田开发中占有特殊关键地位, 据不完全统计, 地质储量超出1万亿方巨型气田中凝析气田占68%, 储量超出1千亿方大型气田中则占56%, 世上富含凝析气田国家为前苏联、美国和加拿大, 她们有丰富开发凝析气田经验, 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, 前苏联关键采取衰竭式开发方法, 采取多种屏降注水方法开发凝析气顶油藏。
70年代已开始注气, 现在在北海地域, 也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田。
在中国这类气田已遍布, 在新疆各油区更展示了美好前景。
依据第二次油气资源评价结果, 中国气层气关键分布在陆上中、西部地域, 以及近海海域南海和东海, 资源总量为38×1012m3, 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, 而且关键分布在中国石油股份企业。
伴随勘探程度向深部发展, 越来越多凝析气田相继发觉, 研究和发展相关开发技术相关键实际意义和应用前景。
一、凝析气田开发方面已成熟技术和问题关键有:1、油气藏流体相态理论和试验评价技术（1）经过“七五”到“九五”研究, 已基础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流体样品。
（2）近临界态流本相态研究已得到发展, 临界点测试已取得成功, 对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新认识; 在采取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固相沉积得到研究, 并建立了对应测试方法和模拟评价技术; 但因为凝析油组份复杂性, 现在模拟理论模型只能达成拟合而估计可靠性差。
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。
气体连续循环技术在凝析气藏中的应用
２０ 年第 ８ ０７ 期
内蒙 古石 油化 工
４ ３
气体连续循环技术在凝析 气藏中的应用
郭 勇 ， 朱 丽 ， 李 丽
（ 原 油 田分 公 司 勘 探 开 发 研 究 院 ） 中
摘 要： 由于深 层凝 析 气藏 高温 高压 低渗 的地 质特 征 ， 导致 气井产 能低 ， 产压差 大 ， 生 对排液 采 气工 艺提 出 了很 高的要 求。 而气体连 续 循环技 术使 用标 准 口径的 油 管、 汲 工具 和 电缆起 Ｔ． 具 ， 保持较 抽 ｒ － 可 低 的 井底流 压 。 即便 在 气井 产量减 到零 ， 可将液 体排 出井 筒 ， 仍 是解 决积 液 问题 的有效 方法 。 关 键词 ： ＧＣ； 析积 液 ； 眼 循环 Ｃ 凝 井
２ １ 技 术 原 理 ．
个节流阀和一个电动 阀， 均安装在三通 和销 售天 然气计 量之 间 。 流 阀除 了在执 行 Ｃ Ｃ 启动程 节 Ｇ 序 以外 ， 它时 间保持 全开 状态 。 其 只要 压缩 机停 止工 作， 电动阀 自动关 闭， 从而防止继续生产 ， 避免导致
一
积液。
１ 概 述
天然 气直接 送 到销售 天然 气计 量处 而不是 ， 生产 压差加 大 ， 井底积 液严重 ， 成井 底 回压高 ， 造 表现 为气 井生产 的油 套压 差大 ， 分 气井 井 底 流压 很 高 ， 井 口油 压 却很 低 ， 部 而 反凝析 积液 情况 普遍 发生 ， 严重 影 响气井 正常 生产 。
收 稿 日期 ：０ ７ ０ ～ ２ ２０— ２ ２
维普资讯
内 蒙古 石 油化 工
的天 然气 流量 。随后 将节 流 阀缓 慢地 完全打 开 。缓 慢打 开 的主要 原因是 防止 压缩 机超 负荷 工 作 。如 果 节流 阀打 开过快 ， 油管 压 力和 吸入压力 会快速 下 降 。 另一方 面 ， 套管 压力 和排放 压力将 会缓 慢下 降 。 同时 ， 缓慢 打 开节 流 阀 ， 防止 液体快速 地 再次进 入 可 井筒 。高 的循 环速率 和受 控的 液体流 入量 可 以很 容 易地 将液体 清 除出井 筒 。如果 在启动 Ｃ Ｃ之前 ， Ｇ 未 能将 液体 排出 井眼 ， 则无法 在井 眼 中循 环 气体 。 果 如 井 内有太 多液体 ， 液体 高度过 大 ， 而无法 使液 体排 出 油管 。 排放 压力持 续增 高 ， 直到气 体从 压缩机 进入 地 层。 如果没 有任 何气体 沿 油管上返 至压 缩机 吸入 室 ， 则 吸入压 力会 不断下 降 。 压缩机 要么 负荷过大 ， 么 要 由于 高排放 压 力或低 吸入 压力 而停止工 作 。任何 一 次较 长时 间的关 井都 需要重 新 实施 启动程 序 。
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
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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。
凝析气藏循环注气气窜判别方法及应用
１ 凝析气井气窜判别方法
目前对牙 哈凝析气藏气 窜现象 的预判和识别
主要有 ４ 种方法 ： ①基于地层流体 Ｐ 参数拟合的 、 相态软件包图版法间接判别法 【 ， ４ 这种方法能有效 】
判断生产井是否气窜并确定井 流物 中注入气所 占
阻 ｃｏ ．Ｏｉ ｍ ｌ
－ 尔勒 中 国石 油塔 里木 油 田公 司天然 气 事业部 。 电话 ：Ｏ９ ） １９４ 。３７６２０ （９６ ２７９６ １７９８８ 。Ｅ—ｍ ｒ ｌｄｎ —ｔ ｐｔｍ ． ａ ：ｕｏｇ ｉ ｌｌ ｍ＠ ｅ ￣
・
２ ・ ７
天 然 气 勘 探 与 开 发
２０ 年 １ 月出版 ０８ ２
表2牙哈210井露点压力凝析油含量的变化图3牙哈210井流压变化曲线3气窜对气井产能的影响32对储集层物性的影响31对井底流压的影响通过牙哈2一lo井历年来试井解释成果对比分井底流压的变化与凝析气井生产密切相关当析该井不同测试时期拟压力导数曲线后期形态差井底流压低于露点压力时近井地带会发生反凝析异明显图4测试曲线后期异常是受井筒内的相现象那么在气窜发生前后井底流压又将发生怎样分离和相再分布效应所致
牙哈凝析气 田位于新疆库车县境 内， 构造位于
否气窜 ； ③根据现场生产气油 比等参数直接判断气 窜的经验法 （ ２ ； 图 ） ④根据微地震气驱前缘动态监 测法判断气窜。
塔里木盆地塔北隆起轮 台断 隆中段牙 哈断裂构造 带上， 其中牙哈 ２— ３为主力凝析气藏区块。该气
藏具有储量大、 埋藏深 、 原始地层压力高、 地露压差 小、 凝析油含量高、 石蜡含量高等特点 ， 是一个近饱
而过早发生气 窜。文章 简要介绍 了凝析气井气窜 的 ４种 判别方法 ， 通过 分析 牙哈 ２—３凝 析气藏 循环注 气开发 的
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
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 。
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。
凝析气藏开发技术现状及问题
用， 同样 ， 由于近 井地 带 凝 析油 析 出机 理 和 污 染 描 述 困难 ， 影响 了产 能计算 的准确 性 。 １ 凝析气藏 潘 流规律 及油藏 数值 模 拟研究 ， ３ （ ）常规渗 流 规 律 已基本 建立 ， １ 并建 立 了相 应 的
更 多 。 由 于 渗 流 过 程 中 凝 析 油 析 出 和 堆 积 机 理 还 不 但
１ 我 国开 发凝 析 气 田的成 熟 技 术
１１ 油气藏流体 相 态理 论和实验 评价 技 术 （ ）通过 以往 的研究 ， １ 已基本形 成 配样 Ｐ Ｔ分 析 Ｖ 和模 拟技 术 ，如凝 析 气藏 取样 配 样及 Ｐ Ｔ分析 评价 Ｖ 技 术 及标 准 、 气藏类 型 判别 标 准 ； 对 饱和 凝 析气 油 但 藏 取样 仍不能很 好地 取得 有代表性 的流体 样品 。 （ ）近 临 界态 流体 相态 的研 究得 到 发展 ， 界点 ２ 临 的测试 已取得 成 功 ， 近临 界态凝 析气 藏 开发 中相态 对 特 征研究 取得 了新 的认识 ； 在采 用计 算方 法 准确确 但
凝 析 气 田在 世界 气 田开发 中 占有 特殊 重 要 的地 位 ． 不完 全 统计 ， 质 储 量超 过 １ １ 的 巨型 气 据 地 ￣ ０ ｍ， 口 中凝 析气 田 占 ６ ％， 储量超 过 １ ０ ｘ ｍ 的 大 ８ 在 ０ ｌ８ ０ ０ 型气 田中则 占 ５ ％ 世界 上富 含凝析 气 田的国家 为 苏 ６ 联 、 国和加 拿 大 ， 美 他们 有 丰 富 的开 发 凝析 气 田的经 验． 在 ２ 早 Ｏ世 纪 ３ Ｏ年代 ， 国已 经 开 始 网注 干气 保 美 持压 力开 发凝析 气 田 ，０年代 又发展 注氮 气技 术。苏 ８ 联 主要采 用衰竭 式 开发方 式 ， 用 各种 屏障 注水方 式 采 开 发凝 析 气 顶油 藏 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 田分 布很广 ， 在新 疆 各油 区更 展示
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
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
凝析气藏采气工程特点及技术
凝析气藏采气工程特点及技术凝析气藏开发的特点及技术摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。
基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。
关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术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1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。
世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。
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及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为2.06×1012m3，可采储量为1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。
1凝析气藏的基本特征根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。
按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。
1.1 反常凝析现象凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。
凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。
特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。
1.2 埋藏深、温度高、压力高我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。
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。
矿产
矿产资源开发利用方案编写内容要求及审查大纲
矿产资源开发利用方案编写内容要求及《矿产资源开发利用方案》审查大纲一、概述
㈠矿区位置、隶属关系和企业性质。
如为改扩建矿山, 应说明矿山现状、
特点及存在的主要问题。
㈡编制依据
(1简述项目前期工作进展情况及与有关方面对项目的意向性协议情况。
(2 列出开发利用方案编制所依据的主要基础性资料的名称。
如经储量管理部门认定的矿区地质勘探报告、选矿试验报告、加工利用试验报告、工程地质初评资料、矿区水文资料和供水资料等。
对改、扩建矿山应有生产实际资料, 如矿山总平面现状图、矿床开拓系统图、采场现状图和主要采选设备清单等。
二、矿产品需求现状和预测
㈠该矿产在国内需求情况和市场供应情况
1、矿产品现状及加工利用趋向。
2、国内近、远期的需求量及主要销向预测。
㈡产品价格分析
1、国内矿产品价格现状。
2、矿产品价格稳定性及变化趋势。
三、矿产资源概况
㈠矿区总体概况
1、矿区总体规划情况。
2、矿区矿产资源概况。
3、该设计与矿区总体开发的关系。
㈡该设计项目的资源概况
1、矿床地质及构造特征。
2、矿床开采技术条件及水文地质条件。
凝析气藏的开发机理
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。
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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
USKA2370-601 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 〜 380ml，精度 ：0.01mL
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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牙哈凝析气田隔夹层栅状图
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DŽLDž
ZI34.2.41I
牙哈凝析气田高渗透条带对比图 ZI34.2.39
6
高含硫 PVT 仪
压力 ：150MPa 精度 ：0.1MPa 温度 ：200.1℃ 精度 ：5℃
凝析气藏高压循环注气开发技术
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牙哈凝析气田流体压力—温度曲线
2.2.2 气藏地下相态变化及渗流规律预测技术
可实现多孔介质中凝析气露点预测、定容衰竭相平衡计算，评价凝析气相态特征。预测多孔 介质对相态变化的影响、准确计算高含蜡富凝析气相态变化。能完成高温条件下临界流动饱和度 测试，得到气水相渗曲线及平衡油气相渗曲线，从而预测凝析气藏地下相态变化及渗流规律。
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中国石油天然气集团公司履行资源、市场 和国际化战略，坚持“主营业务战略驱动，发 展目标导向，顶层设计”科技发展理念和“自 主创新、重点跨越、支撑发展、引领未来”的 指导方针，以国家科技重大专项为龙头、公司 重大科技专项为核心、重大现场试验为抓手、 重大装备、软件、产品、标准为载体，持续推 进科技进步，提升科技创新能力，取得一大批 具有自主知识产权的先进实用技术。
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2.2.1 地层流体取样及相态评价技术 相 态 评 价 试 验 技 术 可 精 确 计 量 油 气 产 量，
获取具有代表性的 PVT 样品。利用无汞高压固 相 沉 积 探 测 系 统（SDS） 可 开 展 等 质 膨 胀 与 等 容衰竭实验研究。气—液—固三相变化规律实 验研究。并可依据相态实验数据和热力学理论， 修正相态方程以适合不同性质流体，准确描述 液体出现的条件及数量等相态特征。
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凝析气藏高压循环 注气开发技术
2013 年
中国石油天然气集团公司 科技管理部
高压循环注气助力凝析气藏持续高效开发！
目 录
1 简介
3
2 特色技术
4
3 典型案例
16
4 科研装备
17
5 资质与标准
19
6 专家团队
20
中国石油天然气集团公司（简称“中国石 世界 50 家大石油公司综合排名中位居第 4 位，
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成功开发牙哈、柯克亚、大张坨等凝析气藏， 关，在地质与气藏工程、采气工艺和地面工艺
大幅度提高了凝析油采收率，分别提高 22%、 等领域，取得了重大突破，形成了包含关键地
18.2%、14.9%。 质因素描述、地层流体取样及开发实验评价、 气藏工程方案优化设计、凝析气藏动态监测及
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7
特色技术
2.2.3 凝析气藏注气驱机理及反蒸发评价 技术
预测注入干气在储层中的运移规律，预测 不同压力条件下凝析油反蒸发效应，指导注采 优化调整，提高凝析油采收率。牙哈长岩心和 PVT 筒注气实验表明凝析油地下反蒸发现象明 显呈现三种蒸发动态 ：
压力低于最大反凝析压力后的凝析油蒸 发效应 ；
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高渗透条带定量刻画技术流程图
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3
2 特色技术
2.1 关键地质因素描述技术
2.1.1 高渗透条带定量刻画技术
高渗透条带定量刻画技术利用 动静态资料来定量刻画高渗透条带 在三维空间展布特征，对凝析气藏 开发过程中防止注入气沿高渗透带 突进、提高注气波及效率具有重要 意义. 刻画方法有岩心分析法、沉 积微相法、测井评价法、示踪剂监 测、产吸气剖面监测等。
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