第4章 凝析气藏开发

261 第二节 底水驱气藏临界产量的确定底水驱气藏工程研究的主要任务之一是确定气井的临界产量和见水时间。

尽管目前的底水驱气藏临界产量和见水时间的计算方法不太令人满意，但几十年以来，一直受到人们的重视，并且有许多气藏工程师仍在进行深入的研究。

气藏工程师们普遍认为，如果气井的配产超过了井的临界产量，那么该井必定见水，故而在设计合理产量时总以临界产量作为一个约束条件，控制其合理产量小于临界产量，以实现无水开采的愿望。

针对这一点，本节特从Dupuit 临界产量计算公式的推导出发，介绍一些实用性强的底水驱气藏临界产量确定方法。

一、Dupuit 临界产量计算公式的推导当气井井底之下的地层带存在水层并与气层处于同一压力系统时，气井投产后井附近必定产生一个压差（即压力降漏斗)，它可以扩展水层带使水进入井筒。

根据气一水界面的形状，称这种现象为“水锥”。

水锥对井的产量产生极大的影响，因为当水进入井筒后，要举升气一水混合物，井筒内必须增大流体流速。

当水进入井筒的量太大时，可能产生严重的积液而使气井停产。

为了解决这一问题，人们引入了“临界产量”这一概念：当气井的产量低于该井的“临界产量”时，气井就不会有水侵入。

相反，若气井的产量超过了该井的“临界产量”，则气井将会很快见水。

Dupuit 在解决地下水工程问题时[9]，首先提了“临界产量”这一概念，并认为如果产水不超过该“临界产量”时，则水面之上的气体滞流不动而只采出水。

正因为如此，人们把该临界产量称为“Dupuit 临界产量”。

气藏开发工作者将该临界产量的计算公式应用于底水驱气藏之中，得到气井临界产量为： we g g 22wg g ln )(0864.0r r B b h K q sc μρπ-∆= (4-55) 式中：sc q —气井的临界产量，m 3/d ；g K —气层的渗透率，μm 2；wg ρ∆—水一气密度差，g/cm ；h —气层有效厚度，m ；b —气井射开厚度（从气层顶算起，如图4-4所示)，m ；g B —气体积系数，m 3/m 3；g μ—气层条件下油、气粘度，mPa.s ；e r —气井泄油半径，m ；262 w r —气井半径，m ；g —重力加速度，m/s 2，一般取g =9.807 m/s 2。

第一章油田开发设计基础油田勘探开发程序1油田勘探开发是个连续的过程。

按照目的和任务的不同，分为三个阶段区域勘探（预探）：在一个地区（指盆地、坳陷或凹陷）开展的油气田勘探工作。

可细分为普查和详查2．工业勘探（详探）:在区域勘探出具有工业价值的油田后，进行下一步的详探工作。

工业勘探过程可以分为构造预探和油田详探两个阶段。

（1）试油：对详探井的资料进行分析，确定井的生产能力和相关参数。

产量数据，地下地面的油气水产量，不同压力下的稳定产量；压力，原始地层压力、静压、流压、套压；油气水的性质；边底水能量的大小；地层的温度状况。

（2）试采：在试油以后，油井以比较高的产量生产，暴露出油藏的生产问题，以便在开发方案中加以考虑。

认识油井生产能力，即主力油层的产量变化，递减状况。

认识油层天然能量的大小及驱动类型和驱动能量的转化。

认识油层的连通情况和层间干扰情况。

认识生产井的合理工艺技术和油层增产改造措施。

（3）开辟生产试验区:是指在详探程度较高和地面建设条件比较有利的地区选择一块区域，用正规井网正式开发作为生产实验区，开展各种开发生产实验。

目的: 提前了解在正式开发中可能会遇到的问题，及时采取相应策略，以及各种措施的可行性、技术界限，是整个油田开发的先导。

选取原则:1）生产试验区开辟的位置和范围对全油田应具有代表性。

通过试验区认识的油层分布规律、流体运动特点对全油田具有较为普遍的意义。

2）试验区应具有相对的独立性，把试验区对全油田合理开发的影响减小到最小程度。

3）试验区要具有一定的生产规模。

4）试验区的开辟还应尽可能考虑地面建设。

5) 抓住油田开发的关键问题（转注时机与天然能量），对比性强3．正式投入开发(1)基础井网：是以主要含油层系为目标设计的第一批生产井和注水井，是开发区的第一套正式的井网。

任务: 合理开发主力油层，建成一定的生产规模。

兼探开发区的其他油层，解决探井、资料井所没有完成的任务。

4．油田开发( oilfield development)的特点：不可重复性和持久性、时变性和实践性、具有明确的目标，科学技术是第一生产力。

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。

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。

凝析气藏开发技术发展现状及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发重点研究室）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。

在我国这类气田已遍布全国，在新疆各油区更展示了美好的前景。

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，以及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，全国勘明储量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，而且主要分布在中国石油股份公司。

随着勘探程度向深部发展，越来越多的凝析气田相继发现，研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景。

一、凝析气田开发方面已成熟的技术和问题主要有：1、油气藏流体相态理论和实验评价技术（1）通过“七五”到“九五”的研究，已基本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的流体样品。

（2）近临界态流本相态的研究已得到发展，临界点的测试已取得成功，对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新的认识；在采用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的固相沉积得到研究，并建立了相应的测试方法和模拟评价技术；但由于凝析油组份的复杂性，目前模拟的理论模型只能达到拟合而预测的可靠性差。

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。