凝析气藏采气配套工艺交流.pptx

凝析气藏排水采气工艺技术摘要：凝析气藏是油藏与天然气藏之间重要的油气藏类型，具有压力高、温度低、含气量大等特点。

在选择凝析气藏排水采气技术时时，必须要有一套成熟可靠的工艺技术才能确保其开采效率与效益。

本文针对当前常见天然气藏排水采气技术展开研究。

关键词：凝析气藏；开排水采气；技术措施气田开发的同时，由于储气层平面非均质性和气藏平面产气井产气量非均分布等原因，可能会导致气井过早受到边水的影响、被底水或者外来水淹没。

为了保持天然气储量和采收率的长期稳定发展，必须采取一定的措施来减少水对储层的损害。

气井产出水使流入井渗流阻力及气液相管流总能量损耗明显增加。

因此，当进入井筒的天然气压力低于地层压力时，会发生气体携液流动导致气液两相界面下降，伴随着水侵的影响越来越大，气藏能量衰减，甚至由于井底积液严重，导致停产。

此外，在高含水阶段，由于储层流体性质变化及地层压力下降导致气体吸附能力降低，最终使天然气无法通过井筒产出。

1.凝析气藏的开发技术难点1.1凝析气藏资源储层的构造影响因素凝析气藏资源是低渗透的油气资源之一，从结构上看，以断层和裂缝为主、透镜体和其他因素的作用。

由于其储集层物性差、非均质性强、渗流阻力大，常规试井方法不能准确反映气藏内复杂的流动状态。

地质断裂活动可使地层发生变化，继而引起地层流体性质的变化、压力系统等产生改变，改变气藏储层埋藏条件。

不同类型油气藏由于其成因机理及藏储环境不同，对藏储层改造方式也各不相同。

一些致密砂岩储层，具有某种透镜体，对于气藏资源的分布有一定的影响，由于透镜体造型、分布及规模等方面均有不同，导致气藏开发难度大。

因此对不同类型的低渗透油气藏进行分析评价时，要结合其实际情况选择合理有效的开发方式及参数。

1.2凝析气藏资源的开发难点气井在天然情况下，产能偏低，非均质程度相对较高的储集层由于物性差异导致其产液能力不同，在开采过程中容易出现水窜现象。

由于其非均质性很强，投产以后，气井的主力储层得到很好的动用，采气速度加快，层间矛盾愈加尖锐，不能有效地调动各个储层之间产能；地层水矿化度较低，气层伤害严重。

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。

第五章油气聚集与油气藏的形成5.11 凝析气藏的形成原理一、凝析气藏基本概念在地下深处较高温、压条件下的烃类气体，采到地面后，温度、压力降低，凝结出部分轻质液态烃，这种含有一定数量液态烃的气藏--凝析气藏。

在一定温度、压力范围内，存在逆蒸发和逆凝结现象，使一部分液态烃反溶于气相形成单一气相。

地下：单一气相（油逆蒸发气化或分散于气相中），称为凝析气。

地面：气、油同产，产气为主，液态烃称为凝析油。

二、凝析气藏的形成机制1. 纯物质的相态在一定温度压力条件下，等温加压使气态物质液化；随温度的增高，气体液化所需要的最低压力增大；当达到一定温度时，无论加多大的压力都不能使物质液化，该点就是临界点。

临界点的温度是气相物质维持液相的最高温度，称为临界温度； 临界温度时，该物质气体液化所需的最低压力，称为临界压力。

1. 纯物质的相态71.1℃的P-V曲线：（1）随P ↑，V丙烷↓ ；（2）过A点后，V丙烷继续↓ ，但P 保持不变；（3）过B点后，即使加极大压力，V 也不变。

87.8℃的P-V曲线：随T ↑，水平线段缩短（A’B’＜AB）。

96.8℃的P-V 曲线：水平线段缩成一点K，在此温度以上的曲线，水平线段完全消失。

泡点线露点线临界点P (105P a )T(℃)由1→2，等温增压，汽化。

出现凝析气。

由2→1，等温减压，液化。

出现凝析油。

由3→4，等压降温，汽化，出现凝析气。

由4→3，等压增温，液化，出现凝析油。

气液两相共存的最高温度点称临界凝析温度（T K 1）。

——逆蒸发、逆凝结双组分烃类物系相图2. 双组份烃类物系相图气液两相共存的最高压力点称临界凝析压力（P B 1）。

泡点线与露点线的交点为临界点（K ）。

在一定温压下，烃类物质等温加压引起凝结，减压导致蒸发。

但超过一定的温度压力后，出现逆蒸发和逆凝结现象。

逆凝结和逆蒸发现象出现于临界点与临界凝析温度点和临界凝析压力点之间，常称之为“逆行区”。