凝析气藏开发 简介

132023年11月上 第21期 总第417期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技1凝析气藏相关概念烃类流体在原始条件下呈单相气态，含有一定量的汽油馏分、煤油馏分以及少量胶质、沥青质等高分子烃类化合物，在降压开采过程中，当地层压力低于露点压力时，一部分乙烷至己烷的中间烃以及C7+重质成分从气相中析出，成为液态的凝析油，地下气态的烃在地面条件下生产油、气两种产品，这样的气藏称为凝析气藏。

凝析气藏在开发过程中，降压过程导致储层中和地面都会有凝析油析出，部分储层中的凝析油往往很难采出。

在p 一T 相图中，包络线内部是气液两相区，露点线液体体积(用V%表示)为0，泡点线为100%。

不同V%曲线都汇聚到临界点C。

当凝析气藏储层压力等温降压至露点以下时，出现反凝析现象，即随压力继续下降，凝析液反而不断增多；当达到一个最大点时，反凝析现象终止，对应的压力点称为最大反凝析压力。

从临界温度到最大凝析温度，每一温度下都有对应的最大凝析压力点，这些压力点的连线与露点线形成的包围区，称作反凝析区。

凝析气藏开发方式之一是衰竭式开发方式，优点是简单低耗，对开发工程设计及储层条件要求低，容易实施。

缺点是凝析油采出程度低。

衰竭式开发方式适应条件为原始地层压力大大高于初始露点压力；气藏面积小，储量小，开采规模有限，保持压力开采无经济效益；凝析油含量低、地质条件较差、边水比较活跃的气藏。

凝析气藏开发方式之二是保持压力开发方式，优点是提高凝析油和凝析气的采收率，缺点是成本增加。

保持压力开发方式适应条件为储层较均质，连通性好，有较大的油气储量的气藏。

2兴9气藏开发概况兴9井钻遇地层自上而下为新生界第四系、上第三系、下第三系。

其中砾岩气藏发育在下第三系沙三下段。

岩性是灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩呈等厚互层，厚度一般在300m以上，最厚700m 左右。

上部岩性是褐灰色泥岩夹灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩，厚度一般在300m以上；下部是褐灰、深色泥岩与灰色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩、含砾砾岩和细砾岩互层，厚度一般在400m 以上。

凝析气藏物化性质气藏作为地质勘探和开发中的重要矿物资源，其开发利用和综合评估也面临着严峻的挑战。

气藏的物化性质是其开发利用的关键基础性条件，对气藏的安全开发具有十分重要的意义。

本文将从气藏的结构、形成条件和物化性质三个方面对气藏物化性质进行凝析，以期对其开发利用提供指导意义。

一、气藏结构与形成条件气藏是一种储层类型，是指以气体组成的岩石储层，气体包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等多种烃类物质。

气藏分为深层气藏和浅层气藏，一般来说，深层气藏存在于超过2000米的岩层中，浅层气藏存在于1000米以下的岩层中。

气藏的形成条件是其物化性质的重要决定因素，气藏的形成主要受烃源岩和控制层对其影响。

烃源岩是气藏所依赖的烃源，其物质分为生物烃、无机烃和混合烃。

控制层也被称作隔层，其厚度可以在几米到数十米或更大。

在控制层的作用下，烃源岩中的有机质可以分解、积累，最终形成气体储层。

二、气藏物化性质气藏的物化性质既受到深层地质条件又受到浅层地质条件的影响，包括了流动性、储层压力、储集量、含气量等几方面。

首先是流动性，流动性是指气藏中气体的流动性质，它在气藏开发利用中具有重要作用。

流动性受温度、压力以及气体组分等因素影响，通常来讲，温度越高、压力越低、气体组分越简单，流动性越好。

其次是储层压力，储层压力是指气藏内部的绝对压力，它可以反映出气藏的构造特征和流体特征。

从流体特征的角度上来看，储层压力是影响气藏的流动性的一个重要因素，通常来讲，储层压力越大，流动性越差。

紧接着是储集量，储集量是指气藏容积和图层段厚度比积数值，反映了气藏内部储集能力。

储集量也受到构造特征和流体特征的双重影响，通常来讲，储集量越大，意味着气藏的储集能力越强，可以吸引更多的气体。

最后是含气量，含气量描述的是气藏中气体的含量，是指气藏中气体的占比，是气藏的质量指标。

它受到温度、压力和拉压力的影响，其值可以由地质调查、实验室分析和工程测试确定。

三、综合性结论气藏是地质勘探和开发中的重要矿物资源，其开发利用和综合评估也面临着严峻的挑战。

凝析气藏开发技术发展现实状况及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发关键研究室）凝析气田在世界气田开发中占有特殊关键地位, 据不完全统计, 地质储量超出1万亿方巨型气田中凝析气田占68%, 储量超出1千亿方大型气田中则占56%, 世上富含凝析气田国家为前苏联、美国和加拿大, 她们有丰富开发凝析气田经验, 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, 前苏联关键采取衰竭式开发方法, 采取多种屏降注水方法开发凝析气顶油藏。

70年代已开始注气, 现在在北海地域, 也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田。

在中国这类气田已遍布, 在新疆各油区更展示了美好前景。

依据第二次油气资源评价结果, 中国气层气关键分布在陆上中、西部地域, 以及近海海域南海和东海, 资源总量为38×1012m3, 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, 而且关键分布在中国石油股份企业。

伴随勘探程度向深部发展, 越来越多凝析气田相继发觉, 研究和发展相关开发技术相关键实际意义和应用前景。

一、凝析气田开发方面已成熟技术和问题关键有:1、油气藏流体相态理论和试验评价技术（1）经过“七五”到“九五”研究, 已基础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流体样品。

（2）近临界态流本相态研究已得到发展, 临界点测试已取得成功, 对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新认识; 在采取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固相沉积得到研究, 并建立了对应测试方法和模拟评价技术; 但因为凝析油组份复杂性, 现在模拟理论模型只能达成拟合而估计可靠性差。

白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术、存在的问题1.层位分散，常规压裂改造难度大白庙、桥口气田主要含气层系为S2下、S3上、S3中、S3下四套，气藏埋深2630.0〜4090.0m。

四套层系受沉积环境影响具有不同的储层特征，由于层系多、井段长、层位分散、层间差异大，常规的笼统压裂工艺不但不能有效改造物性差的储层，使相当一部分储量不能得到有效动用，而且造成压裂液体效率低，影响压裂成功率和措施效果。

2.地露压差小，反凝析污染严重白庙、桥口凝析气藏地露压差小，地层反凝析和井筒积液严重，降低了气井产能和稳产期。

气藏采用衰竭式开发方式，随着压力的不断降低，凝析液不断析出，气井普遍存在积液现象，气井产能下降快，稳产难度大。

3.气田压力逐渐下降，排液采气效果逐年变差近几年，大部分气井低产、低能，作业时洗井液和气举时井液、高压气回流地层的现象比较普遍。

既污染伤害地层，又损失高压气，严重影响到气井正常生产。

二、低渗凝析气藏挖潜工艺技术研究1.多段压裂工艺1）压裂方式：由于凝析气藏低渗、非均质、井段长，单层压裂地层压力下降快，反凝析现象严重，稳产期短；同时多次的压裂改造易污染地层，施工成本高，因此，选用多段压裂工艺，一次对气层进行充分改造。

在综合考虑多段压裂工艺的技术上，优选封隔器加滑套，顶部悬挂密封的方式实施多段压裂。

(2)压裂工艺：①对需要避压的层，采用封隔器加盲管避开避压层段。

②针对套管完井的水平井，为避免因射孔段过长，压裂产生过多裂缝，每个压裂段射孔长度控制在2〜4m③为提高压裂工艺成功率，采取“低砂比、造长缝”的原则，结合“低起步、小台阶加砂”技术，合理控制砂比，降低人工裂缝对砂浓度的敏感性。

2.精细分层压裂工艺近年来，针对一般压裂井，为充分改造压裂层，提高薄差层的动用程度，需大力研究推广2〜3段的精细分层压裂工艺，提高压裂针对性。

对此我们通过开展技术攻关，对压裂工艺进行改进与创新，实现了卡一压二、卡二压二、卡二压三、卡三压二和卡三压三分层压裂工艺。

凝析气藏注CO2驱采气原理浅析摘要：目前我国大多数凝析气藏在开发过程中发生严重的反凝析现象，造成凝析油损失严重。

目前比较有效的开发方式主要是循环注气，本文主要研究向地层注入CO2后，在地层压力温度下超临界状态的CO2密度接近液体的密度，天然气的主要成分CH4的密度和粘度较小，在重力分异作用下，使超临界CO2向下沉降并位于储层低部位，向前流动并驱替天然气。

随着向储层注入CO2，原油中CO2含量增加，凝析油体积发生明显膨胀，提高地层中凝析油的流动能力。

在向地层注CO2过程中，可以降低凝析油的粘度；注入地层中的CO2与地层水的混合物略呈酸性可以溶解岩石中的某些胶结物；随着CO2注入增加，油水界面张力也随之增大，不利油水体系的稳定，易于破乳，破乳后粘度降低凝析油更易流动，且水中溶解二氧化碳呈弱酸状态，易溶蚀脱落颗粒，改善近井带储集空间和渗流条件，为凝析气藏有效开发提供理论支持。

关键词：注CO2驱埋存机理；膨胀机理；解堵机理凝析气藏是流体相态变化极为复杂的特殊气藏，开发难度很大。

开发过程中，随着压力的降低，将会有凝析液析出来粘附于岩石表面，束缚水也开始参与流动形成油水乳化物，导致气相渗透率急剧下降，而对于低孔低渗的凝析气藏，一旦产生堵塞伤害，很难为气相留出足够的通道，产能降低，可能突然出现气井停产的现象[1]。

凝析气藏的开采价值与凝析油含量具有直接的相关性，但是对于确定的凝析气藏而言，凝析油的含量已经确定，面临的难题是如何将凝析油有效地采出。

凝析气藏大多采用衰竭式开发方式，因此储层压力下降快、油气产量递减快、反凝析现象严重，存在着反凝析现象，形成污染造成产能迅速降低，进一步提高凝析气藏采收率的重要途径主要是循环注气驱。

由于CO2在原油中溶解度较大，且具有较强抽提烃类物质和降低凝析气露点压力的能力，在开采凝析气藏时经常采用注CO2驱采气，使得CO2在解除凝析气藏反凝析、改善气藏开发效果、提高采收率方面得以广泛应用[2]。

凝析油和凝析气是石油和天然气在高温高压条件下形成的混合物。

凝析油是指从凝析气藏中采出的轻质油，可以在地下以气相存在。

凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种特殊油气藏，具有相态复杂、流动特征难以预测等特征。

在开发过程中，地层压力不断降低，气相中的重烃会发生相态变化，在地层中析出凝析油，形成气液两相。

凝析气的开采方式与干气藏开发方式有很大区别。

对于凝析气藏来说，除了把地下天然气采出来之外，还要防止在地层压力下降时出现凝析油析出从而导致损失。

因此，根据凝析气藏中凝析油的含量及经济性，其开发方式主要有两种：衰竭开发和保持地层压力开发。

对于天然气中凝析油含量低的凝析气藏，从经济的角度来看，衰竭开发费用较低，是可取的。

保持地层压力开发是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是针对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可以达到原始凝析油储量的30%-60%。

不同气藏开发难点及开发方式一、水驱气藏开发难点:与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。

1、采气速度低为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。

2、产能递减快边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的,边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后,井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减,甚至水淹。

3、采收率低在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。

气藏非均质性越强，水侵强度越大,气藏一次采收率越低。

4、建设投资大，采气成本高由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏.由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作,我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作,取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。

本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征,以供同类气藏开发借鉴和参考。

二、水驱气藏开发阶段的划分和特征根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为:无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。

有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。

1、无水采气阶段无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。

第五章油气聚集与油气藏的形成5.11 凝析气藏的形成原理一、凝析气藏基本概念在地下深处较高温、压条件下的烃类气体，采到地面后，温度、压力降低，凝结出部分轻质液态烃，这种含有一定数量液态烃的气藏--凝析气藏。

在一定温度、压力范围内，存在逆蒸发和逆凝结现象，使一部分液态烃反溶于气相形成单一气相。

地下：单一气相（油逆蒸发气化或分散于气相中），称为凝析气。

地面：气、油同产，产气为主，液态烃称为凝析油。

二、凝析气藏的形成机制1. 纯物质的相态在一定温度压力条件下，等温加压使气态物质液化；随温度的增高，气体液化所需要的最低压力增大；当达到一定温度时，无论加多大的压力都不能使物质液化，该点就是临界点。

临界点的温度是气相物质维持液相的最高温度，称为临界温度； 临界温度时，该物质气体液化所需的最低压力，称为临界压力。

1. 纯物质的相态71.1℃的P-V曲线：（1）随P ↑，V丙烷↓ ；（2）过A点后，V丙烷继续↓ ，但P 保持不变；（3）过B点后，即使加极大压力，V 也不变。

87.8℃的P-V曲线：随T ↑，水平线段缩短（A’B’＜AB）。

96.8℃的P-V 曲线：水平线段缩成一点K，在此温度以上的曲线，水平线段完全消失。

泡点线露点线临界点P (105P a )T(℃)由1→2，等温增压，汽化。

出现凝析气。

由2→1，等温减压，液化。

出现凝析油。

由3→4，等压降温，汽化，出现凝析气。

由4→3，等压增温，液化，出现凝析油。

气液两相共存的最高温度点称临界凝析温度（T K 1）。

——逆蒸发、逆凝结双组分烃类物系相图2. 双组份烃类物系相图气液两相共存的最高压力点称临界凝析压力（P B 1）。

泡点线与露点线的交点为临界点（K ）。

在一定温压下，烃类物质等温加压引起凝结，减压导致蒸发。

但超过一定的温度压力后，出现逆蒸发和逆凝结现象。

逆凝结和逆蒸发现象出现于临界点与临界凝析温度点和临界凝析压力点之间，常称之为“逆行区”。

一、背景介绍凝析气藏是一种特殊的天然气储层类型，是指在一定的温度和压力条件下，天然气中的一部分水汽随着天然气分离出来，形成水相和气相共存的储层。

凝析气藏由于其特殊的地质构造和气体特性，开发过程中容易产生凝析现象。

二、凝析气藏反凝析伤害评价1. 形成原因由于凝析气藏中的天然气在采出过程中由于压力的减小和温度的降低，使得原来溶解在天然气中的液态成分开始逸出，逸出的液态成分在管道中会逐渐凝析形成水相。

2. 伤害评价凝析现象的发生会导致管道内液态水的积聚，增加了管道内的流体阻力，降低了输送效率，并且在特殊情况下会导致管道的堵塞，严重影响产气系统的正常运行。

凝析现象还会损坏管道和设备，增加了维护成本，降低了设备的使用寿命。

3. 解除方法a. 增加输送温度和压力，减少凝析发生的可能性；b. 通过化学方法改变液态成分的性质，减小凝析点，避免液态成分的凝析；c. 采用隔离和分离设备，及时将液态水与气态分离，避免凝析现象的产生。

三、凝析气藏反凝析伤害解除方法案例1. 某油田凝析气藏开发中出现了严重的凝析现象，导致气体输送量锐减，管道出现堵塞现象。

经过调查发现，主要是因为管道温度过低和气体压力不足导致了凝析现象的发生。

2. 针对该情况，油田采取了以下措施：a. 对管道进行加热处理，增加管道的温度，减少凝析现象的发生；b. 调整生产工艺，增加天然气的压力，防止凝析现象的发生；c. 对已经凝析的水相进行隔离和分离处理，恢复管道的正常运行。

3. 经过以上措施的实施，油田成功解除了凝析现象的伤害，恢复了正常的气体输送量，有效提高了气田的产能和效益。

四、结论凝析气藏反凝析伤害评价和解除方法是凝析气藏开发过程中十分重要的环节，对于避免或解除凝析现象的伤害，保障气田的正常运行和产量稳定具有重要意义。

在实际操作中，针对不同的情况，需要采取相应的措施，及时有效地解除凝析伤害，确保气田的稳定运行和高效开发。

五、凝析气藏反凝析伤害预防措施1. 持续监测和控制气体温度和压力，以确保在允许范围内；2. 定期对管道进行检修和保养，防止管道温度过低和气体压力不足；3. 建立完善的生产工艺管理制度，对凝析现象进行及时预警和处理；4. 采用先进的化学处理技术，调整液态成分的性质，提高凝析点，减小凝析现象的发生。

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。