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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。
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。
