凝析气藏开发_简介

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。

雅克拉凝析气藏开发中油气比异常变化原因分析摘要：雅克拉凝析气田是中石化最大的整装凝析气田，2005年投入衰竭开发。

随着生产的持续，气藏气油比出现初期缓慢上升，后下降再上升的趋势，有异于正常凝析气田压力低于露点后气油比单调上升的情况。

通过分析认为，前期主要受反凝析和多孔介质双重影响，出现总体上升，实际先升后降再升的情况；气油比下降阶段则主要受边水推进影响；当边水推进影响达到一定程度后气油比恢复上升趋势。

关键词：凝析气藏气油比水侵多孔介质一、雅克拉凝析气藏简介雅克拉凝析气田位于塔里木盆地北部，在新疆维吾尔自治区阿克苏地区境内，构造位置处于沙雅隆起雅克拉断凸中段雅克拉构造带。

1984年SC2井发现该构造，随后相继部署多口探井，1987年S5井在白垩系卡普沙良群钻遇工业油气流从此发现了白垩系凝析气藏，1991年投入试采，2005年正式采用直井+水平井方式进行衰竭式开发。

根据流体相态实验显示，该凝析气藏属中高含凝析油型凝析气藏，且地露压差小。

二、生产过程中气油比异常变化理论上，衰竭开采的凝析气藏随着压力的降低，初期气油比基本保持不变，压力降低至露点压力以下后由于反凝析左右，气油比不断上升(1)。

但通过近6年的开发，发现雅克拉凝析气藏的气油比先平稳，随后下降最后上升的异常情况。

从图1地层压力、气油比变化曲线上可以看出，基本可以分为3个阶段，即气油比缓慢上升阶段、下降阶段、和气油比上升阶段。

图1 压力、气油变化曲线三、气油比异常变化原因分析1、多孔介质作用阶段：2005.8-2007.2实际凝析油气体系的相平衡过程和渗流过程发生在地下多孔介质中，流体于储层介质间会发生相互作用。

有研究表明，在某一地层温度下，多孔介质的存在对露点的影响使凝析气藏真实露点升高，其影响程度随地露压差的变大而变大（2）。

阶段内地层压力高于露点压力，地层中未发生反凝析，因此气油比变化大趋势基本稳定在4800m3/t左右。

但流压测试结果显示，在2006年9月井底流压开始低于露点压力，即在井筒附近出现反凝析。

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。

近年来，我国相继发现了一系列深层的、近临界的、高含蜡的、富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系复杂、开发难度大；尤其是富凝析气藏，富含大量凝析油，尽可能地提高凝析气藏中凝析油的采收率是这类气藏开发追求的主要目标之一。

如何合理高效开发凝析气藏面临着许多问题和挑战。

凝析气藏开发方式主要为衰竭开发和保压开发。

目前，绝大多数凝析气藏仍采用衰竭式开发方式，但随着凝析气藏衰竭压力的降低，凝析油析出问题加剧，应不失时机地采取循环注气保持地层压力开采，可以阻止凝析油反凝析，提高采收率。

但对于高温高压富凝析气藏，注气保持地层压力，会大大增加开采成本。

可将凝析气藏先衰竭生产到一定程度，再实行循环注气，使反凝析到岩石孔隙中的凝析油蒸发，既降低开采成本，又能提高凝析油的采收率。

目前国内外关于凝析油能否在多孔介质中被蒸发，蒸发程度如何，以及对渗流的影响，在认识上一直存有争论，开展凝析油多孔介质蒸发现象的实验研究，对提高凝析油采收率，指导开发方式的制定，具有重要的现实意义。

无论采取哪种开发方式，都面临着复杂的相态变化。

凝析油气体系相平衡过程发生在地下的多孔介质中，流体与储层介质是一个相互作用的系统，他们之间存在多种界面，界面现象极为突出，因此，界面张力，毛细管力，润湿等作用均会对流体在储层中的渗流产生巨大影响。

急需开展凝析气流体气液固相态特征研究、渗流特征、近临界流体相态特征，以及注气过程中的相态变化对开发方式的影响方面的研究工作，为现阶段凝析气藏转变开发方式提供技术支持。

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。