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凝析气藏

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特殊气藏的开发与开采

特殊气藏的开发与开采

特殊⽓藏的开发与开采第⼋章特殊⽓藏的开发与开采按照⽓藏的特征、开采特点和⽅式，可将其⼤体分为常规⽓藏和特殊⽓藏。

常规⽓藏⼀般是指以⽓体状态储存于储层，⽐较⼲净的天然⽓⽓藏；⽽特殊⽓藏主要是指或者是储层⽐较特殊，如煤层⽓⽓藏、疏松砂岩⽓藏等，或者是天然⽓性质⽐较特殊，如凝析⽓藏、⾼含硫⽓藏等。

特殊⽓藏由于储层或天然⽓性质⽐较特殊，在开采这类⽓藏时需要采取⼀些特殊的⼯艺措施。

本章主要介绍凝析⽓藏、煤层⽓⽓藏、⾼含硫⽓藏和疏松砂岩⽓藏的开采特点和开采过程中需要考虑的特殊⼯艺技术。

第⼀节凝析⽓藏的开发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1×1012m3的巨型⽓⽥中，凝析⽓⽥占68％，在储量超过1000×108m3的⼤型⽓⽥中则占56％。

早在20世纪30年代，美国已经开始采⽤间注⼲⽓保持压⼒的⽅法开发凝析⽓⽥，80年代⼜发展了注氮⽓技术。

前苏联主要采⽤衰竭式开发⽅式，也采⽤各种屏障注⽔⽅式开发凝析⽓顶油藏。

⽬前在北海地区，也有冲破“禁区”探索注⽔开发凝析⽓⽥的。

本节主要介绍凝析⽓藏的特点和分类，凝析⽓藏的开发特点，凝析⽓藏开发过程中的反凝析污染及解除⽅法。

⼀、凝析⽓藏的特点采出天然⽓和凝析油的⽓藏叫凝析⽓藏。

凝析油是汽油及相对密度⼤于汽油但⼩于0.786的其它馏分的混合物。

凝析⽓藏在原始状态下流体系统在储层中全部或绝⼤部分成⽓相存在（系统的临界温度低于储层温度）。

1、凝析⽓藏的⼀般特点凝析⽓藏的特点是，在地层条件下，天然⽓和凝析油呈单⼀的⽓相状态，并符合反凝析规律。

所以，凝析⽓藏既不同于油藏，也不同于⽓藏，可以将它们划为⼀种新的⼯业性油⽓储集类型。

凝析⽓藏与油藏的差别在于地层中液体和⽓体的相平衡状态，凝析⽓藏的油⽓⽐⽐较⾼，⽽且还不断上升（在衰竭式开发过程中）。

它与普通⽓藏的差别是，⽣产井的采出物中除了天然⽓还有液态凝析油。

当凝析⽓藏中有油环时，含凝析⽓部分的地层压⼒就相当于初凝压⼒；在地层压⼒明显超过初凝压⼒的⽓藏，就没有油环。

凝析气藏

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

凝析气藏开发_简介
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
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 。

凝析气藏开采理论与技术

凝析气藏开采理论与技术

典型P-T相图
泡点线和露点线的连接点称为临界点，用C 表示，该点的压力、温度称为临界压力(Pc)和临 界温度(Tc)。
典型P-T相图
相包络线上最高的饱和压力点称为最大饱和压力(用
pmax 表 示 ) 。 如 果 pmax 位 于 临 界 点 的 左 方 ， 称 为 最 大 脱 气 (泡点)压力；如果pmax位于临界点的右方，称为最大凝析 (露点)压力。
3、注气时机 开始实施注气保持压力的时间，
称为ห้องสมุดไป่ตู้气时机。
♦早期保持压力开采 ♦中晚期保持压力开采
（1）早期保持压力开采 ⊕地层压力与露点压力接近 ⊕凝析油含量高 ⊕储层连通性及物性
牙哈2～3凝析气藏凝析油、天然气日产量
（早期保持压力开采）
（2）中晚期保持压力开采
a. 原始地层压力大大高于露点压力，早期采用 衰竭式方法更经济实用。当地层压力降到接近露 点压力时，再采用注气保持压力开采方法。
（2）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。
（3）凝析油含量低。 （4）地质条件差。 （5）边水比较活跃。 （6）对一些具有特高压力的凝析气藏，当前注气工 艺尚不能满足特高压注气要求而又急需开发的，只能采 用衰竭式方法开发，待气藏压力降到一定水平才有可能 保持压力开采。
二、保持压力开发方式
第二节 凝析气藏的开发方式
凝析气藏开发方式: 衰竭式开发 保持压力开发
一、衰竭式开发方式 降压开采
优点： 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：
凝析油采出程度低。
适用条件：
（1）原始地层压力大大高于凝析气藏初始露点压力， 可以充分利用天然能量，采用先衰竭开采一段时间，直 到地层中压力接近露点压力。

13第十三章-凝析气井试井分析

13第十三章-凝析气井试井分析
2C1 K Krg M λ = ψspi −ψspwf (t =1) −ln St qm RT rw
(
)
凝析气井试井分析方法
复合气藏模型（压恢） 复合气藏模型（压恢）
q RT 1 C K∆t ψ (∆t) −ψ (0) = 2 KhM 2 ln Φ µc r C
m 1 2 i spb spb gi
凝析气井试井分析方法
两相拟压力方法
压 力 恢 复 试 井
4.2415×10−3 qt RT t p + ∆t ∆ψ2 pws =ψ2 p (P) −ψ2 p (P ) = lg i ws Kh ∆t
K= 4.2415×10−3 qt,mol RT mh
S' =1.151(
Ψ p (P 1) − Ψ p (P ) ws wf 2 2 m
单相气体拟压力方法
p
ρ ψsp = ∫p µ dP
r
ψ
µ
ψ
内 区
∂ψ ∂
外 区
ψ ψ
ψ ψ
1 ∂ ∂ sp Φ i cgi ∂ sp r = r ∂r ∂r K ∂t sp 2πhK =q m r r= rw (r →∞,t) = spi sp sp (r, t = 0) = spi
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
两相表皮系数： 两相表皮系数：
pdew 2 p 2pkrg L kh S2 p = −3 ∫p µg zg − µg zg V +1dp 3.684×10 qt,mol RT
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
单相气体拟压力方法
1 λ tp S + 0.80907 + + −1ln 2 Krg Krg rw w

凝析气藏的形成

凝析气藏的形成
随T↑，水平线段缩 短（A’B’ ＜AB） 。 96.8℃的 P-V曲线： 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。
2、双组分烃类物系相图
气液两相共存的最高温度 K1和最高压力B1，分别称为临 界凝析温度和临界凝析压力。
（105Pa）
液相
临界点K为泡点线（DB1曲
线）与露点线（BK1曲线）的 交点。已经不再是两相共存的 最高温度或压力。 K1为临界凝结温度（最高 临界温度），代表气液两相并 存的最高温度
粘度、表面张力等。
纯物质临界点也是气液两相共存的最高温、压点。 临界温度：临界点C的温度——纯物质能液化的最 高温度。即液体能维持液相的最高温度。当T﹥TC时，
无论再加多大压力，该物质也不液化。
临界压力：临界点C的压力——临界温度时纯物质 的气体液化所需的最低压力。
表： 若干物质的临界参数
物质名称 临界温度 临界压力 物质名称 临界温度 临界压力 (℃) (atm) (℃) (atm)
K点：临界点，该点的 T、 临界点 P即为临界温度和 临界温度 临界 压力。该 T以上，气体 压力 在任何P下都不能液化。
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：
198.0 187.8 280.0 234.7 267.0 296.7 346.3 369.4 390.6
33.3 32.9 40.0 29.9 27.0 24.6 21.2 19.0 18.5
71.1℃时： 丙烷被压缩到A开始 液化；气体量↓，液体 量↑，V丙烷逐渐↓； 到B点时，气体全部 液化，因液体压缩性小， 故加极大P，V也不变。 从A到B：液相与气 相共存。 相共存 P没变，表明 在一定T下，液体有一 定的饱和蒸气压。T ↑， 液体饱和蒸气↑。

凝析气藏

凝析气藏

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，发的问题。
7.判断油气藏类型还主要靠其相图。
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
（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
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；
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。

凝析气藏gas condensate reservoir资料

凝析气藏gas condensate reservoir资料
2.凝析油气体系相态变化与其组分、组成和压力、温 度之间系密的关切相关，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。
1.2凝析气藏 的开发特征
2.国内外 研究现状
2.国内外研究现状
2.国内外 研究现状
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。
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。
1.2凝析气藏 的开发特征
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。
Gas Condensate Reservoir
船舶与海洋工程
2013.4.2
EGR 生产特征 机理及展望 国内外 及开发机理 研究现状 定义及 开发特征
1.定义及 开发特征
1.1凝析气藏的定义 1.2凝析气藏的开发特征

6.凝析气藏及非常规气藏资料

6.凝析气藏及非常规气藏资料

33.5
环己烷 280.0
40.0
硫化氢 100.4
88.9 正己烷 234.7
29.9
甲烷
-82.1
45.8 正庚烷 267.0
27.0
乙烷
32.3
48.2 正辛烷 296.7
24.6
丙烷
96.8
42.0 正癸烷 346.3
21.2
正丁烷 152.0
36.0 正十一烷 369.4
19.0
异丁烷 134.9
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。
在地下烃体系呈气相，在地面同时有气和凝析油产出。 并不是地下所有气体采到地面都变成了凝析油。
凝析气藏的形成条件： 烃类物系中气体数量多于液体数量,才能为液相反溶于气
相创造有利条件； 地层埋藏较深，地层温度介于烃类物系的临界温度与凝析
临界温度），代表气液两相并 无论温度多高，体系也不能液化
存的最高温度
的压力。
等温加压情况下： A→B→1→2→E，在A 点物质为气相，加压至 B 点，开始出液滴（露 点），压力继续增加至 1点，液体数量逐渐增 大；但从1到2 点，加 压反而使液体逐渐减少， 气相增多，至2 点物质 全部气化。由1→2，等 温增压出现气化特征， 称为逆蒸发；由2→1， 等温减压出现液化特征， 称为逆凝结。
气相 （℃）
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” 。这是凝析 气藏形成的基本原因。
3、多组分烃类物系的相态与凝析气藏的形成
存液相
凝析气
气液双相
存气相 正
（18.7MPa）
等 常温
（15.5MPa）

第六章 6.2 凝析气藏形成

第六章 6.2 凝析气藏形成

A=C2/C3
Z=A+B
Z>450：纯气藏 80<Z<450：凝析气藏 15<Z<80：带油环凝析 气藏 7<Z<15：凝析气油藏 Z<7：油 藏
在液态烃中加入甲烷 等气态烃,则可降低物系的 临界温度。随着甲烷数量 增加,正癸烷逐渐被混合, 临界点沿C-B曲线移动,这 表明混合物中甲烷的百分 含量渐增,气体压力也加大, 于是在逐渐降低温度的情 况下,能使液态正癸烷气化。 在自然条件下,随着地下深 处压力和温度的增加,含有 各种甲烷同系物的压缩气 能够溶解液态烃越来越多; 相反,当气相所处的压力和 温度逐渐降低,则早先溶于 气相的液态烃又会逐渐分 离出来。
218.5 72.9 33.5 88.9 45.8 48.2 42.0 36.0 36.0 44.6
正戊烷 异戊烷 环己烷 正己烷 正庚烷 正辛烷 正癸烷 正十一烷 正十二烷
198.0 187.8 280.0 234.7 267.0 296.7 346.3 369.4 390.6
33.3 32.9 40.0 29.9 27.0 24.6 21.2 19.0 18.5
2.多组分烃类物系的相态
临界凝结温度K1： 气液两相共存时的最 高温度。 泡点线：纯油区 内等温降压时，第一 个气泡冒出时压力构 成的曲线4。 露点线：凝析气 区内等温降压时，第 一个油珠析出时的压 力构成的曲线5。 多族分烃类物系的相图
K-临界点(T=52.8℃)； K1-临界凝结温度； 1（C)-压力超过泡点压力 的纯油藏； 2（B)-压力超过露点压力 的凝析气藏； 3（A)-纯气藏； 4-泡点曲线； 5-露点曲线； 6（D）-物系中液体所占体 积百分率（油气藏）。 多族分烃类物系的相图

第4章 凝析气藏开发总结

第4章 凝析气藏开发总结
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。
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

凝析气藏反凝析伤害评价及解除方法案例

凝析气藏反凝析伤害评价及解除方法案例

一、背景介绍凝析气藏是一种特殊的天然气储层类型，是指在一定的温度和压力条件下，天然气中的一部分水汽随着天然气分离出来，形成水相和气相共存的储层。

凝析气藏由于其特殊的地质构造和气体特性，开发过程中容易产生凝析现象。

二、凝析气藏反凝析伤害评价1. 形成原因由于凝析气藏中的天然气在采出过程中由于压力的减小和温度的降低，使得原来溶解在天然气中的液态成分开始逸出，逸出的液态成分在管道中会逐渐凝析形成水相。

2. 伤害评价凝析现象的发生会导致管道内液态水的积聚，增加了管道内的流体阻力，降低了输送效率，并且在特殊情况下会导致管道的堵塞，严重影响产气系统的正常运行。

凝析现象还会损坏管道和设备，增加了维护成本，降低了设备的使用寿命。

3. 解除方法a. 增加输送温度和压力，减少凝析发生的可能性；b. 通过化学方法改变液态成分的性质，减小凝析点，避免液态成分的凝析；c. 采用隔离和分离设备，及时将液态水与气态分离，避免凝析现象的产生。

三、凝析气藏反凝析伤害解除方法案例1. 某油田凝析气藏开发中出现了严重的凝析现象，导致气体输送量锐减，管道出现堵塞现象。

经过调查发现，主要是因为管道温度过低和气体压力不足导致了凝析现象的发生。

2. 针对该情况，油田采取了以下措施：a. 对管道进行加热处理，增加管道的温度，减少凝析现象的发生；b. 调整生产工艺，增加天然气的压力，防止凝析现象的发生；c. 对已经凝析的水相进行隔离和分离处理，恢复管道的正常运行。

3. 经过以上措施的实施，油田成功解除了凝析现象的伤害，恢复了正常的气体输送量，有效提高了气田的产能和效益。

四、结论凝析气藏反凝析伤害评价和解除方法是凝析气藏开发过程中十分重要的环节，对于避免或解除凝析现象的伤害，保障气田的正常运行和产量稳定具有重要意义。

在实际操作中，针对不同的情况，需要采取相应的措施，及时有效地解除凝析伤害，确保气田的稳定运行和高效开发。

五、凝析气藏反凝析伤害预防措施1. 持续监测和控制气体温度和压力，以确保在允许范围内；2. 定期对管道进行检修和保养，防止管道温度过低和气体压力不足；3. 建立完善的生产工艺管理制度，对凝析现象进行及时预警和处理；4. 采用先进的化学处理技术，调整液态成分的性质，提高凝析点，减小凝析现象的发生。

凝析气藏开发 简介

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。

凝析气藏的开发方式

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

凝析气藏的开发机理ppt课件
凝析气藏的特性包括地层压力高、气藏压力系数低、气藏温度低、气油比高、采 收率高等。
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

5.11 凝析气藏的形成原理

5.11 凝析气藏的形成原理

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”。

凝析气藏气井的开采

凝析气藏气井的开采

1.4 凝析气藏气井的开采
4、凝析气藏的基本特征
➢ 凝析气藏类型复杂 孔隙型砂岩储层居多,在碳酸岩裂缝孔隙性储层也有
➢ 凝析气的反转凝析和再蒸发现象 ➢ 凝析气藏埋藏深、温度高、压力高
我国凝析气藏埋深一般在：2000-5000m，地层压力25～56MPa， 温度70～100℃ ➢ 富含腐蚀性流体：H2S，CO2 ➢ 产出“四低一高”的凝析油 低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡，高馏分
>600 250～600 100～250 50～100
1.4 凝析气藏气井的开采
3、凝析油
➢ 主要成分： C5～C8烃类，又叫轻质油 ➢ 颜色：淡黄色半透明状液体 ➢ 用途：炼油、乙烯、苯、甲苯等原料 ➢ 分布：我国凝析油主要分布在新疆油田、中原
油田、东海油田等，尤其新疆的塔里木油田， 凝析油储量占全国总储量的80%。
引自《油层物理》第一章第3小 节，烃类相图特征
开采指导：确保地层压力 始终高于上露点压力！
1.4 凝析气藏气井的开采
2、凝析气藏的分类
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，如下表所示。
类型
特高含凝析油凝析气藏 高含凝析油凝析气藏 中含凝析油凝析气藏 低含凝析油凝析气藏
凝析油含量，g/m3
1.4 凝析气藏气井的开采
6、凝析气藏气井的开采
2）保持压力开采 定义：利用注入剂驱替，并保持地层压力，避免地层中的反凝析。 类型：
➢ 循环注干气 ➢ 注氮气 ➢ 注二氧化碳（不推荐使用）
藏
般为几十MPa
凝析油1m3
凝析～反常凝析
1.4 凝析气藏气井的开采
5、凝析气藏气井生产时现象分析
1.4 凝析气藏气井的开采
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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。
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
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 2.6.1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%；
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。
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
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
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；
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。
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）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 2.6.1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；
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
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：
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 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。
（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
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。
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