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。
凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。
塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。
新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。
气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。
因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。
1.3 产出“四低一高”的凝析油凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。
2凝析气藏的开采特征凝析气藏的开发阶段和常规气藏基本相同，可划分为产量上升阶段、稳产阶段、产量递减阶段、低压小产阶段，并可采用定产量、定井口压力、定生产压差等工作制度进行开采。
此外，凝析气藏的基本特征有别于常规气藏，所以凝析气藏在开采时还具备自身的特点。
由下表2可以看出，凝析气藏的组分特点、地层压力、开采动态及开采方式比常规气藏都要复杂得多，具体如下。
3凝析气藏的开发方式在凝析气藏开釆过程中，当地层压力降低到露点压力以下时，会出现反凝析现象，反凝析现象的特点是稳定凝析油比重下降、高馏分含量下降，而且反凝析后形成的凝析液会被毛管力束缚或滞留在液相相对渗透率较低的孔隙中而很难被釆出。
为尽可能地提高干气和凝析油的采收率，凝析气藏合理的选择开发方式就显得尤为重要。
通常来说，凝析气藏的开发方式主要有衰竭式开发、保持压力开发和部分保持压力开发3种形式。
纯凝析气藏不含油环，开发方式简单，但仍需考虑减小凝析油在储层的析出、提高其采收率问题，所以就纯凝析气藏概述衰竭式开发和保持压力开发方式的适用条件和优缺点，并介绍几种比较常用的保持压力开发方式。
3.1衰竭式开发方式在地层压力高于露点压力（即上露点压力）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。
衰竭式开采适用条件为：（1）原始地层压力远高于露点压力。
（2）凝析油含量低。
如果凝析气藏的凝析油含量低于100cm3/m3（主要含轻质凝析油），采用衰竭式开采也能获得较高的凝析油采收率。
（3）边水比较活跃。
通过边水补充地层能量减缓地层压力的下降速度，保证气藏达到较高的凝析油采收率。
（4）具有特高压力的凝析气藏，当前注气工艺尚不能满足注气要求而又急需开发时，只能釆取衰竭方式开采，待气藏压力降到一定水平后才有可能釆用其它开采方式。
（5）保持压力开采无经济效益的凝析气藏，可以考虑衰竭式开采。
例如凝析油含量高，但气藏面积小的气藏和某些特殊地理环境下(如海上)的气藏等。
衰竭式开采的主要优点：对储层的认识程度（如连通性、非均质性等）要求低，钻井较少、毋须建设注气增压设施，前期开发投入小；与循环注气相比，衰竭式开采可以直接销售产出的油气，投资回报期短，获得收益时间快。
其主要缺点：凝析油的采收率较低；给后续开采带来一系列问题，使开采工艺技术复杂化。
在我国，除少数凝析气田采用注气开采方式以外，衰竭式开采是主要开发方式。
例如白庙凝析气藏、春晓凝析气藏、塔河南凝析气藏。
3.2保持压力开发方式3.2.1保压开采适用条件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，同时保持地层压力，避免（或减缓）在储层中发生反凝析作用。
对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可达到原始储量的30%～60%。
保持压力开发方式主要的适用条件由凝析气藏凝析油含量、凝析油和干气总储量、储层的非均质性、储层的渗透性和连通性及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凝析油含量在250cm3/m3以上和天然气储量超过80×108cm3/m3即可以采取保持压力开采方式。
②凝析油含量在135cm3/m3以上、天然气日采出量在71×104m3/d以上，有较大的凝析油储量（国外一般为30×104t）和具有经济效益的条件下，可以考虑采取保持压力开采方式。
③对于地层埋深在2000m左右的凝析气藏采取保持压力开采方式时，其回注干气的下限为凝析油含量为80～100cm3/m3，较深的地层要求含量更高。
选择保持压力开发方式要注意保持压力开采的时机与压力保持的水平。
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，可以选择衰竭开采一段时间后进行后期保持压力开采，充分利用地层能量，则比较经济。
另外，必须根据保持压力开发的成本收益情况，选择全面或部分保持压力的开发方式。
3.2.2常用保压开采方式（1）循环注干气对于凝析油含量比较高的凝析气藏可采用循环注干气方式开采。
干气对凝析油具有反蒸发作用，可以降低反凝析油饱和度，改善油气流动性能，最终提高开发效果。
国外在20世纪30年代就釆用注干气的方式来开采凝析气田，通过注气保持地层压力，防止凝析油反凝析，提高凝析油采收率。
开展注气开采较早的国家有美国、前苏联和加拿大等，最常见的是循环回注产出气。
20世纪50年代，随着气价的升高，循环注气开采方式仅用于凝析油含量较高的凝析气田，并由完全保持地层压力到部分保持地层压力的开采方式。
该方法的优点是可以获得较高的凝析油采收率，在注气期凝析油的采收率一般能达到50%~60%，停注之后，再采出天然气和剩余的凝析油。
缺点是在注气阶段产出的气体不能出售，甚至还需要补充一部分天然气，所以需要增加注气的投资，这在一定程度上限制了循环注气的应用范围。
（2）注氮气注氮气保持压力凝析气藏是由于可供回注的天然气不足，或天然气售价较高，用于回注经济不合算时，在国内外常用的一种方法。
从制氮、注氮到脱氮已经形成了一整套工艺流程和配套设备，所以注氮气是一种比较成熟有效的方法。
从理论上讲，凡是可以回注天然气的气藏均可以改用注氮气。
当前采用这种工艺的主要原因有：①凝析油采收率高，气体经过多次接触可形成混相驱。
②氮气的的波及效率高。
通常置换相同空间体积的储层所需的氮气比天然气的体积小。
③氮气可以从空气中得到，来源广，供应可靠，可就地建厂。
④氮气为惰性气体，对设备没有腐蚀作用。
但是，制氮装置投资大，需要大量的增压设备，并且注氮是凝析气藏的露点压力升高。
因此，国外用于注氮气的气藏，多数是天然气和氮气混注，地面增压各成系统，达到注入压力后再混合至井口，或采用氮气于天然气分注。
（3）注二氧化碳在较长一段时间内，美国、加拿大、前苏联都采用干气作为循环注入介质。
随着天然气价格的升高，推迟出售天然气和购买天然气来维持常规循环注干气的做法，对于许多凝析气藏来说在经济上已经不可取。
二氧化碳作为干气的一种替代物，能使干气尽早出售，凝析油的采收率也比较高，但二氧化碳的来源缺乏，且对设备具有一定的腐蚀性。
（4）注空气考虑到上述做法的优缺点，有关专家设想注入空气以提高凝析油的采收率。
根据目前的研究证明，注空气能引起两种氧化反应：燃烧和低温氧化。
燃烧的最低有效温度接近343℃，通常高于正常油气层温度。
Burger和Sahuque等人的研究表明，低温氧化反应时氧的消耗是在150℃以上的温度下开始的，通常也高于正常油气层温度。
由此可见注入空气时发生氧化反应的可能性是很小的。
目前的实验室研究表明，使用空气和氮气作为凝析气藏的注入介质，其作用是相似的。
由此可见，如果各方面的条件允许的话，注空气将是一种既经济又简单的方法。
（5）上述方法的综合使用每一种保持地层压力的方法都各有所长，各有所短，具体选用何种注入介质以保持地层压力，主要看在技术和经济上是否可行。
从当前的情况来看，循环注干气和注氮气是保持压力开采凝析气藏的最主要采用的办法。
4凝析气藏开发的成熟技术4.1油气藏流体相态理论和实验评价技术（1）目前已基本形成配样PVT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。
但对于饱和凝析气藏取样问题，如何有效取得具有代表性的流体样品仍存在一定的技术难题。
（2）近临界态流体相态的研究得到发展，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也取得了新的认识。
但准确确定临界点的问题还没有取得合理的解决方法。
（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问题得到研究，并建立了相应的测试方法和模拟评价技术。
但由于凝析油组分的复杂性，目前模拟所用理论模型只能达到拟合，预测的可靠性差。
（4）初步建立了多孔介质中凝析油气相态的测试方法，为研究多孔介质对凝析油气相态影响提供了基础。
另外，建立了考虑多孔介质吸附和毛管压力影响的理论模型，但由于当前测试手段的限制，物理模拟对理论模型的检验还不够充分。
