凝析气藏开发方式浅析_郑小敏
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保持压力开发方式的选择要注意保持压力开 采的时机与压力保持的水平问题。当储层压力与 露点压力很接近时，应选择早期保持压力开采；当 储层压力高于露点压力时，选择衰竭开采一段时间 后进行后期保持压力开采则比较经济。另外，必须 根据注入气源获得的难易程度和保持压力开发的 经 济 效 益 情 况 ，选 择 全 面 或 部 分 保 持 压 力 的 开 发方式。
（5）油区采油，凝析气区循环注气。在油区采 油的同时，凝析气区采凝析油，加工分离出的干气 又回注到气区以保持地层压力。这种方法比较适 用于原油和凝析油储量较大、凝析油含量高的带油 环凝析气藏。同第 4 种方法一样，干气长期不能外 输，回注气体也必须增加大量的设备和投资。
（6）打注水屏障，同时开采油区和凝析气区。 沿油气界面注水可以将含油区和气区分开，同时也 保持了油区和气区压力，阻止原油侵入气区，再选 择最佳开发方式同时分别开发油区和气区[6]。通常 将这种方法应用于油环宽度大和油水界面很少移 动的情况下。打注水屏障也会造成部分凝析气被 封闭，形成一定的残余气饱和度，导致部分凝析油 损失在地层中。另外，完钻大量的注水井也大大增 加了开发成本。
1.2 保持压力开发方式
保持压力开发方式是提高凝析油采收率的主 要方法，其原理主要是利用注入剂驱替富含凝析油 的湿气，同时保持压力，避免在储层中发生反凝析 作用。对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力
收稿日期：2008-07-21；改回日期：2008-08-26 基金项目：该文受油气藏地质及开发工程国家重点实验室基金项目(PLN018)资助 作者简介：郑小敏（1980-），女，2002 年毕业于西南石油大学石油工程专业，目前为该校在读博士研究生，主要研究方向为气田、凝析气田开发工程
摘要：凝析气藏的开发不同于一般气藏，除了要考虑天然气采收率外，更重要的还需要考虑提 高凝析油采收率的问题。针对衰竭式、保持压力和部分保持压力 3 种开发方式，研究了纯凝析 气藏和带油环凝析气藏开发方式的选择，并进行举例论证。 关键词：凝析气藏；开发方式；纯凝析气藏；带油环凝析气藏；大张坨凝析气藏 中图分类号：TE349 文献标识码：A
图 1 大张坨凝析气藏不同注入介质开发效果对比
注采井数/口
注入介质
2/2
残余气
2/2
残余气
2/3
残余气
表 1 注残余气不同方案开采指标预测结果
注气时间/a
衰竭式开采 13a 油采收率/% 气采收率/%
衰竭式开采 8a 油采收率/% 气采收率/%
7
56.18
62.78
55.16
61.50
7
59.48
67.37
和注气提高采收率技术。
60
特种油气藏
第 15 卷
开采 ，凝 析 油 的 损 失 可 达 到 原 始 储 量 的 30% ～ 60%。
主要的适用条件由凝析气藏凝析油含量和储 量、储层的非均性、储层的渗透性和连通性、经济 效益等因素决定。根据美国的研究成果可归纳为 3 个方面[1，3]：
（1）凝析油含量在 250 cm3/m3以上和天然气储 量超过 80×108 m3即可以采取保持压力开采方式。
（4）地层流体构成中间组分含量相对增加，反 映在气藏低部位注气见效明显。 （下转第 63 页）
第 15 卷 第 6 期 2008 年 12 月
特种油气藏 Special Oil and Gas Reservoirs
文章编号：1006-6535（2008）06-00059-03
凝析气藏开发方式浅析
Vol.15 No.6 Dec.2008
郑小敏 1，钟立军 2，严文德 3，杨大千 2
（1. 西南石油大学，四川 成都 610500；2. 中石油集团测井有限公司，陕西 西安 710201； 3. 中油川庆钻探工程公司，四川 成都 610500）
在历史拟合的基础上，预测了多种方案，优选
出注入气体为天然气处理厂残余气，前期循环注气 开采 7 a，后期衰竭式开采 8 a 的开发方案。其中， 前 5 a 实行“二注三采”，5～7 a 时实行“二注二采”， 8～15 a 时对 2 口井采气，预计该方案凝析油采收率 可达 60.2%，干气采收率达 65.66%。而衰竭式开采 凝析油采收率为 34.98%，干气采收率为 68.23%，注 气开发比衰竭式开发可提高凝析油采收率 26%，凝 析油采出量提高 1.72 倍。
59.18
66.21
7
60.50
66.81
60.20
65.66
备注
对比方案 后备方案 推荐方案
3.2.4 实施效果 （1）注采基本平衡，凝析油含量稳定 。日 [10] 产
凝析油 200 t/d，日产气 37×104 m3/d，日注气 30× 104 m3/d，累计注采比为 0.760，凝析油含量稳定在 500 cm3/m3左右。
（4）凝析气区保压，先开发油环。通过向气区 储层顶部注干气保持气区压力来减少先开发油环 方案中气区反凝析现象的发生，同时根据油区的实 际情况选择衰竭式或者向油区注水保持压力的方 式进行开采，并适当保持从气区到油区的压力差， 这样可以保证原油采收率比前种方法更高，整个油 气藏的开发都能达到很好的效果。
第6期
郑小敏等:凝析气藏开发方式浅析
61
3.1 气藏地质特征
大张坨气藏是一个断鼻状岩性构造凝析气藏， 气藏目的层板Ⅱ1 气层组在平面上连片，边底部以 构造控制为主，气层分布集中在渗透砂岩主体部 位。储集层为单一砂体，气层平均有效厚度为5.62 m， 孔隙度为 20%，渗透率为 150×10-3μm2。
2 带油环凝析气藏开发方式的选择
当凝析气藏带有油环时，由于开发时必须要同 时考虑气藏的凝析问题和油环的开发问题，使其开 发方式变得异常复杂。根据多年来带油环凝析气 藏国内外的开发经验，有以下几种典型的开发方式[4，5]：
（1）先衰竭开发凝析气区，暂不开发油环。衰 竭方式开采凝析气区导致气区和油区之间产生较 大的压差，油区原油向气区推进，油气界面上升，油 区压力下降，油区形成非生产性衰竭和原油脱气， 使得凝析油和原油的损失较大，通常原油采收率小 于 10%。因此，此种开发方式不太合理，只有在市 场迫 切 需 要 天 然 气 和 资 金 严 重 受 限 的 情 况 下 才 被 采 用。
3.2 开发方案研究
3.2.1 注气开发方式和注入介质 由于气藏受外来气源限制，设计使用自身产出
的气，经过处理厂脱油、净化后再回注到气藏中，以 部分保持地层压力和驱替湿气[8]。通过对比研究， 采用回注 80%的处理厂残余气，比回注 100%的干 气减少凝析油采收率 10%左右，但比采用衰竭式开 采可提高凝析油采收率 26%，具有良好的经济效 益。注入的介质构成为：C1为 87.19%，C2为 9.58%， C3为 0.36%，C4为 0.01%，CO2为 2.35%，N2为 0.51%。 3.2.2 循环注气速度和时间的确定
1 纯凝析气藏开发方式的选择
纯凝析气藏不含油环，较带油环凝析气藏开发 方式简单，但需要考虑减小凝析油在储层的析出、 提高其采收率问题。
1.1 衰竭式开发方式
在地层压力高于露点压力时，利用衰竭式开采 凝析气藏与开采常规气藏相同；随着压力降至露点 压力以下，储层析出凝析油，需要考虑凝析油对地 层内气体流动的影响。
（2）衰竭方式同时开发油区和气区。按比例 同时衰竭式开采油区和气区，控制开采速度和油层 压力，形成从气区到油区的压力差，保持油气界面 的 基 本 稳 定 ，防 止 原 油 侵 入 气 区 ，降 低 原 油 的 损 失。该方法投资成本低，可同时开采原油、凝析油
和天然气，较早实现经济效益。由于是衰竭式开 采，原油、凝析油的采收率均较低，对于油环较大、 凝析气区凝析油含量高的情况不太适用。
衰竭式开采适用条件为[2]： （1） 原 始 地 层 压 力 高 ，产 层 压 力 远 高 于 露 点 压 力。 （2）凝析油含量高，但气藏面积小。有些凝析
气藏虽然凝析油含量较高，面积较大，但被断层分 割为不连通的小断块，保持压力开采无经济效益， 可以考虑衰竭式开采。
（3）凝析油含量低。如果凝析气藏主要含轻 质、密度不大的凝析油（凝析油含量低于100 cm3/m3）， 采用衰竭式开采也能获得较高的凝析油采收率。
带油环凝析气藏的开发方式多种多样，但必须 根据气藏的实际情况选择相应的开发方式，以提高 油环原油和气区凝析油的采收率，达到减小投资成 本，早日实现经济效益的目的[7]。
3 大张坨凝析气藏循环注气开发方案研究
大港油田所属板桥油气田的大张坨凝析气藏， 凝析油含量高达 630 cm3/m3以上，是中国高含凝析 油凝析气藏的典型代表，开发方式的合理选择为日 后成功开发该气藏起到了决定性作用，并为以后更 好地开发凝析气藏起到了借鉴作用。
（3）封存凝析气区，先开发油环。充分利用凝 析气区气体的弹性能量来驱替原油，随着油区的开 采将形成从气区到油区的压力梯度，油区能较长时 期的自喷生产。但随着气区压力下降，气区储层将 出现反凝析现象，造成部分凝析油损失在地层中。 如果气区孔隙体积远大于油区，并且凝析油含量 不 高，这种开发方式所造成的反凝析损失则不明显。
（2）气 藏 压 降 速 度 减 缓 ，单 位 压 降 采 出 量 增 加。注气前衰竭式开发时单位压降采出量为
0.72×108 m3/MPa，注气后单位压降采出量为 2.12× 108 m3/MPa，提高近 2 倍。
（3）凝析油量增产明显。注气开发比衰竭式 开发平均月增产凝析油 3 000 t，阶段采收率提高 6.01%。
从多种方案中优选出日产量为 40×104 m3/d 井 流物的方案为最佳方案。回注气量按采出分离器 气量的 80%计算，日回注气量为 30×104 m3/d。注 气 7a 后，注入干气前缘将到达生产井，干气突破后 会大大降低气驱效率，导致产油量大幅度下降，经 济效益降低。因此，循环注气时间确定为 7 a，之后 采用衰竭式开采。 3.2.3 开发方式数值模拟研究
（5）油区采油，凝析气区循环注气。在油区采 油的同时，凝析气区采凝析油，加工分离出的干气 又回注到气区以保持地层压力。这种方法比较适 用于原油和凝析油储量较大、凝析油含量高的带油 环凝析气藏。同第 4 种方法一样，干气长期不能外 输，回注气体也必须增加大量的设备和投资。
（6）打注水屏障，同时开采油区和凝析气区。 沿油气界面注水可以将含油区和气区分开，同时也 保持了油区和气区压力，阻止原油侵入气区，再选 择最佳开发方式同时分别开发油区和气区[6]。通常 将这种方法应用于油环宽度大和油水界面很少移 动的情况下。打注水屏障也会造成部分凝析气被 封闭，形成一定的残余气饱和度，导致部分凝析油 损失在地层中。另外，完钻大量的注水井也大大增 加了开发成本。
1.2 保持压力开发方式
保持压力开发方式是提高凝析油采收率的主 要方法，其原理主要是利用注入剂驱替富含凝析油 的湿气，同时保持压力，避免在储层中发生反凝析 作用。对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力
收稿日期：2008-07-21；改回日期：2008-08-26 基金项目：该文受油气藏地质及开发工程国家重点实验室基金项目(PLN018)资助 作者简介：郑小敏（1980-），女，2002 年毕业于西南石油大学石油工程专业，目前为该校在读博士研究生，主要研究方向为气田、凝析气田开发工程
摘要：凝析气藏的开发不同于一般气藏，除了要考虑天然气采收率外，更重要的还需要考虑提 高凝析油采收率的问题。针对衰竭式、保持压力和部分保持压力 3 种开发方式，研究了纯凝析 气藏和带油环凝析气藏开发方式的选择，并进行举例论证。 关键词：凝析气藏；开发方式；纯凝析气藏；带油环凝析气藏；大张坨凝析气藏 中图分类号：TE349 文献标识码：A
图 1 大张坨凝析气藏不同注入介质开发效果对比
注采井数/口
注入介质
2/2
残余气
2/2
残余气
2/3
残余气
表 1 注残余气不同方案开采指标预测结果
注气时间/a
衰竭式开采 13a 油采收率/% 气采收率/%
衰竭式开采 8a 油采收率/% 气采收率/%
7
56.18
62.78
55.16
61.50
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59.48
67.37
和注气提高采收率技术。
60
特种油气藏
第 15 卷
开采 ，凝 析 油 的 损 失 可 达 到 原 始 储 量 的 30% ～ 60%。
主要的适用条件由凝析气藏凝析油含量和储 量、储层的非均性、储层的渗透性和连通性、经济 效益等因素决定。根据美国的研究成果可归纳为 3 个方面[1，3]：
（1）凝析油含量在 250 cm3/m3以上和天然气储 量超过 80×108 m3即可以采取保持压力开采方式。
（4）地层流体构成中间组分含量相对增加，反 映在气藏低部位注气见效明显。 （下转第 63 页）
第 15 卷 第 6 期 2008 年 12 月
特种油气藏 Special Oil and Gas Reservoirs
文章编号：1006-6535（2008）06-00059-03
凝析气藏开发方式浅析
Vol.15 No.6 Dec.2008
郑小敏 1，钟立军 2，严文德 3，杨大千 2
（1. 西南石油大学，四川 成都 610500；2. 中石油集团测井有限公司，陕西 西安 710201； 3. 中油川庆钻探工程公司，四川 成都 610500）
在历史拟合的基础上，预测了多种方案，优选
出注入气体为天然气处理厂残余气，前期循环注气 开采 7 a，后期衰竭式开采 8 a 的开发方案。其中， 前 5 a 实行“二注三采”，5～7 a 时实行“二注二采”， 8～15 a 时对 2 口井采气，预计该方案凝析油采收率 可达 60.2%，干气采收率达 65.66%。而衰竭式开采 凝析油采收率为 34.98%，干气采收率为 68.23%，注 气开发比衰竭式开发可提高凝析油采收率 26%，凝 析油采出量提高 1.72 倍。
59.18
66.21
7
60.50
66.81
60.20
65.66
备注
对比方案 后备方案 推荐方案
3.2.4 实施效果 （1）注采基本平衡，凝析油含量稳定 。日 [10] 产
凝析油 200 t/d，日产气 37×104 m3/d，日注气 30× 104 m3/d，累计注采比为 0.760，凝析油含量稳定在 500 cm3/m3左右。
（4）凝析气区保压，先开发油环。通过向气区 储层顶部注干气保持气区压力来减少先开发油环 方案中气区反凝析现象的发生，同时根据油区的实 际情况选择衰竭式或者向油区注水保持压力的方 式进行开采，并适当保持从气区到油区的压力差， 这样可以保证原油采收率比前种方法更高，整个油 气藏的开发都能达到很好的效果。
第6期
郑小敏等:凝析气藏开发方式浅析
61
3.1 气藏地质特征
大张坨气藏是一个断鼻状岩性构造凝析气藏， 气藏目的层板Ⅱ1 气层组在平面上连片，边底部以 构造控制为主，气层分布集中在渗透砂岩主体部 位。储集层为单一砂体，气层平均有效厚度为5.62 m， 孔隙度为 20%，渗透率为 150×10-3μm2。
2 带油环凝析气藏开发方式的选择
当凝析气藏带有油环时，由于开发时必须要同 时考虑气藏的凝析问题和油环的开发问题，使其开 发方式变得异常复杂。根据多年来带油环凝析气 藏国内外的开发经验，有以下几种典型的开发方式[4，5]：
（1）先衰竭开发凝析气区，暂不开发油环。衰 竭方式开采凝析气区导致气区和油区之间产生较 大的压差，油区原油向气区推进，油气界面上升，油 区压力下降，油区形成非生产性衰竭和原油脱气， 使得凝析油和原油的损失较大，通常原油采收率小 于 10%。因此，此种开发方式不太合理，只有在市 场迫 切 需 要 天 然 气 和 资 金 严 重 受 限 的 情 况 下 才 被 采 用。
3.2 开发方案研究
3.2.1 注气开发方式和注入介质 由于气藏受外来气源限制，设计使用自身产出
的气，经过处理厂脱油、净化后再回注到气藏中，以 部分保持地层压力和驱替湿气[8]。通过对比研究， 采用回注 80%的处理厂残余气，比回注 100%的干 气减少凝析油采收率 10%左右，但比采用衰竭式开 采可提高凝析油采收率 26%，具有良好的经济效 益。注入的介质构成为：C1为 87.19%，C2为 9.58%， C3为 0.36%，C4为 0.01%，CO2为 2.35%，N2为 0.51%。 3.2.2 循环注气速度和时间的确定
1 纯凝析气藏开发方式的选择
纯凝析气藏不含油环，较带油环凝析气藏开发 方式简单，但需要考虑减小凝析油在储层的析出、 提高其采收率问题。
1.1 衰竭式开发方式
在地层压力高于露点压力时，利用衰竭式开采 凝析气藏与开采常规气藏相同；随着压力降至露点 压力以下，储层析出凝析油，需要考虑凝析油对地 层内气体流动的影响。
（2）衰竭方式同时开发油区和气区。按比例 同时衰竭式开采油区和气区，控制开采速度和油层 压力，形成从气区到油区的压力差，保持油气界面 的 基 本 稳 定 ，防 止 原 油 侵 入 气 区 ，降 低 原 油 的 损 失。该方法投资成本低，可同时开采原油、凝析油
和天然气，较早实现经济效益。由于是衰竭式开 采，原油、凝析油的采收率均较低，对于油环较大、 凝析气区凝析油含量高的情况不太适用。
衰竭式开采适用条件为[2]： （1） 原 始 地 层 压 力 高 ，产 层 压 力 远 高 于 露 点 压 力。 （2）凝析油含量高，但气藏面积小。有些凝析
气藏虽然凝析油含量较高，面积较大，但被断层分 割为不连通的小断块，保持压力开采无经济效益， 可以考虑衰竭式开采。
（3）凝析油含量低。如果凝析气藏主要含轻 质、密度不大的凝析油（凝析油含量低于100 cm3/m3）， 采用衰竭式开采也能获得较高的凝析油采收率。
带油环凝析气藏的开发方式多种多样，但必须 根据气藏的实际情况选择相应的开发方式，以提高 油环原油和气区凝析油的采收率，达到减小投资成 本，早日实现经济效益的目的[7]。
3 大张坨凝析气藏循环注气开发方案研究
大港油田所属板桥油气田的大张坨凝析气藏， 凝析油含量高达 630 cm3/m3以上，是中国高含凝析 油凝析气藏的典型代表，开发方式的合理选择为日 后成功开发该气藏起到了决定性作用，并为以后更 好地开发凝析气藏起到了借鉴作用。
（3）封存凝析气区，先开发油环。充分利用凝 析气区气体的弹性能量来驱替原油，随着油区的开 采将形成从气区到油区的压力梯度，油区能较长时 期的自喷生产。但随着气区压力下降，气区储层将 出现反凝析现象，造成部分凝析油损失在地层中。 如果气区孔隙体积远大于油区，并且凝析油含量 不 高，这种开发方式所造成的反凝析损失则不明显。
（2）气 藏 压 降 速 度 减 缓 ，单 位 压 降 采 出 量 增 加。注气前衰竭式开发时单位压降采出量为
0.72×108 m3/MPa，注气后单位压降采出量为 2.12× 108 m3/MPa，提高近 2 倍。
（3）凝析油量增产明显。注气开发比衰竭式 开发平均月增产凝析油 3 000 t，阶段采收率提高 6.01%。
从多种方案中优选出日产量为 40×104 m3/d 井 流物的方案为最佳方案。回注气量按采出分离器 气量的 80%计算，日回注气量为 30×104 m3/d。注 气 7a 后，注入干气前缘将到达生产井，干气突破后 会大大降低气驱效率，导致产油量大幅度下降，经 济效益降低。因此，循环注气时间确定为 7 a，之后 采用衰竭式开采。 3.2.3 开发方式数值模拟研究
