凝析气藏
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《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是一种重要的能源资源，具有独特的气液变相态特性。
气液变相态渗流研究对于了解凝析气藏的开发利用、提高采收率及保障能源安全具有重要意义。
本文将围绕凝析气藏气液变相态渗流理论展开深入研究，为实际工程应用提供理论依据。
二、凝析气藏基本特性凝析气藏是指在地下高压高温环境下，烃类组分凝结为液体的气藏。
凝析气藏的主要特点是存在多相渗流，包括气体、轻质油和重质油等多种相态。
在储层条件下，由于温度和压力的变化，各相态之间会发生相互转化，导致渗流规律复杂多变。
三、气液变相态渗流理论基础在凝析气藏中，气液变相态渗流主要涉及以下几个方面：相态分布、多相渗流模型和传质过程等。
在理论研究过程中，我们需要充分考虑气体、液体的性质和流动特点，分析多相态间的转化关系以及其在不同储层条件下的分布特征。
在此基础上，我们提出了一种新型的气液变相态渗流模型，该模型能够更准确地描述凝析气藏的渗流规律。
四、模型建立与求解（一）模型建立针对凝析气藏的气液变相态渗流问题，我们建立了多相渗流模型。
该模型考虑了气体、轻质油和重质油等多种相态的分布和转化关系，以及储层条件对各相态的影响。
通过引入状态方程和物质守恒原理，我们建立了相应的数学模型。
（二）模型求解在模型求解过程中，我们采用了数值模拟方法。
通过对方程进行离散化处理，将其转化为易于求解的线性方程组。
在求解过程中，我们充分考虑了多相态的分布特征和转化关系，确保计算结果的准确性。
此外，我们还对求解过程中可能出现的问题进行了分析，并提出了相应的解决方案。
五、实验验证与结果分析（一）实验验证为了验证模型的准确性，我们进行了室内实验和现场试验。
室内实验主要针对不同储层条件下的凝析气藏进行模拟实验，以验证模型的适用性。
现场试验则通过收集实际生产数据与模型计算结果进行对比分析，以验证模型的可靠性。
（二）结果分析通过实验验证，我们发现所建立的多相渗流模型能够较好地描述凝析气藏的气液变相态渗流规律。
凝析气藏气井的开采
1.4 凝析气藏气井的开采
4、凝析气藏的基本特征
➢ 凝析气藏类型复杂 孔隙型砂岩储层居多,在碳酸岩裂缝孔隙性储层也有
➢ 凝析气的反转凝析和再蒸发现象 ➢ 凝析气藏埋藏深、温度高、压力高
我国凝析气藏埋深一般在：2000-5000m，地层压力25～56MPa， 温度70～100℃ ➢ 富含腐蚀性流体：H2S，CO2 ➢ 产出“四低一高”的凝析油 低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡，高馏分
>600 250～600 100～250 50～100
1.4 凝析气藏气井的开采
3、凝析油
➢ 主要成分： C5～C8烃类，又叫轻质油 ➢ 颜色：淡黄色半透明状液体 ➢ 用途：炼油、乙烯、苯、甲苯等原料 ➢ 分布：我国凝析油主要分布在新疆油田、中原
油田、东海油田等，尤其新疆的塔里木油田， 凝析油储量占全国总储量的80%。
引自《油层物理》第一章第3小 节，烃类相图特征
开采指导：确保地层压力 始终高于上露点压力！
1.4 凝析气藏气井的开采
2、凝析气藏的分类
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，如下表所示。
类型
特高含凝析油凝析气藏 高含凝析油凝析气藏 中含凝析油凝析气藏 低含凝析油凝析气藏
凝析油含量，g/m3
1.4 凝析气藏气井的开采
6、凝析气藏气井的开采
2）保持压力开采 定义：利用注入剂驱替，并保持地层压力，避免地层中的反凝析。 类型：
➢ 循环注干气 ➢ 注氮气 ➢ 注二氧化碳（不推荐使用）
藏
般为几十MPa
凝析油1m3
凝析～反常凝析
1.4 凝析气藏气井的开采
5、凝析气藏气井生产时现象分析
1.4 凝析气藏气井的开采
凝析气藏开发ppt课件
藏判断法.
(2)按圈闭特点分类：分为构造型、地层型、岩性圈闭型和混
合型。
(3)按气水关系和驱动条件分类：分为边水型、底水型、无
边水或底水型。
.
13
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏分类
2. 按流体分布情况分类 ：
(1)不带油环的凝析气藏。 (2)带油环的凝析气藏，但油环不具有工业价值。 (3)带油环的凝析气藏，油环具有工业价值。 (4)凝析气顶油藏。油藏的地下体积大于气顶的地下体积。
.
4
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
油气藏按流体性质分类可以分为：黑油油藏、挥发油油
藏、凝析气藏、湿气气藏和干气气藏。因此，首先应该识
别凝析气藏与这些类型的油气藏的不同之点。 根据它们的
气油比进行判断：
油气藏类型 黑油 挥发油 凝析气 湿气 干气
气油比（m3/m3） 0356.2
.
7
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
除上述特征外，凝析气藏在原始地层条件下， 为单相气相状态，生产后在地面可以同时 产出 天然气和凝析油。而凝析油一般为无色或浅黄、 黄褐色、相对密度为0.72--0.80左右。综合上 述特点即可对凝析气藏加以正确地判断。
.
8
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
3. 按凝析油含量分类
由于各国的凝析气田储量及开发情况，以及外采工艺技术水平不 同，各国的分类标准也不尽相同。
.
14
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏分类
3. 按凝析油含量分类
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凝析气藏的开发
(2)按圈闭特点分类：分为构造型、地层型、岩性圈闭型和混
合型。
(3)按气水关系和驱动条件分类：分为边水型、底水型、无
边水或底水型。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏分类
2. 按流体分布情况分类 ：
(1)不带油环的凝析气藏。 (2)带油环的凝析气藏，但油环不具有工业价值。 (3)带油环的凝析气藏，油环具有工业价值。 (4)凝析气顶油藏。油藏的地下体积大于气顶的地下体积。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
油气藏按流体性质分类可以分为：黑油油藏、挥发油油
藏、凝析气藏、湿气气藏和干气气藏。因此，首先应该识
别凝析气藏与这些类型的油气藏的不同之点。 根据它们的
气油比进行判断：
油气藏类型 黑油 挥发油 凝析气 湿气 干气
气油比（m3/m3） 0356.2
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7
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏判断方法
除上述特征外，凝析气藏在原始地层条件下， 为单相气相状态，生产后在地面可以同时 产出 天然气和凝析油。而凝析油一般为无色或浅黄、 黄褐色、相对密度为0.72--0.80左右。综合上 述特点即可对凝析气藏加以正确地判断。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
3. 按凝析油含量分类
由于各国的凝析气田储量及开发情况，以及外采工艺技术水平不 同，各国的分类标准也不尽相同。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
凝析气藏分类
3. 按凝析油含量分类
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凝析气藏的开发
凝析气藏开发_简介
倍。 ③ 液态溶剂处理凝析气井近井地带 ④ 采用富气处理凝析气井近井地带
富气指脱了凝析油后富含C3-C4组分的C1混合物 。 ⑤ 甲醇前置段塞+干气处理凝析气井近井地带
二、开发特征
（2）凝析气藏开发中、后期多种保持压力开发技术
① 注气开发技术 有四种注气保持压力技术很有新意 a.凝析气藏开发中后期低于最大凝析压力下的注气开发
二、开发特征
▪ 8）再就提高气井产量和保持压力开发的两项关 键技术展开说明
（1）凝析气井增产技术 ① 注干气（C1为主）单井吞吐 a.地层压力低于最大凝析压力 b.主要的增产机理是把凝析油挤向地层深处，清扫
近井地带
二、开发特征
② CO2处理凝析气井近井地带 乌克兰季莫菲也夫凝析气田处理后产量提高了0.3-0.5
低含凝析油的凝析气藏： 5000 m3/m3<GOR<18000 m3/m3 45g/m3<CN<150g/m3
中等含凝析油的凝析气藏：2500 m3/m3<GOR<5000 m3/m3 150g/m3<CN<290g/m3
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 高含凝析油凝析气藏： 1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
谢谢！
技术 b.以储气库方式后期开发凝析气藏 c.后期注N2开发部分水淹的凝析气藏 d.气水交替注入开发凝析气藏
二、开发特征
② 注水开发技术 a. 屏障注水 b. 水气交替注入 c. 直接注水
三、反凝析
凝析气藏反凝析可以引起储层气相渗流特征严重劣化 凝析气藏－井底压力大于露点压力凝凝析气析 Nhomakorabea气
井
单相区
三、反凝析
▪ 3）要千方百计地提高中间烃（C2—C6）和凝析油（C7+) 的地面回收率 。
富气指脱了凝析油后富含C3-C4组分的C1混合物 。 ⑤ 甲醇前置段塞+干气处理凝析气井近井地带
二、开发特征
（2）凝析气藏开发中、后期多种保持压力开发技术
① 注气开发技术 有四种注气保持压力技术很有新意 a.凝析气藏开发中后期低于最大凝析压力下的注气开发
二、开发特征
▪ 8）再就提高气井产量和保持压力开发的两项关 键技术展开说明
（1）凝析气井增产技术 ① 注干气（C1为主）单井吞吐 a.地层压力低于最大凝析压力 b.主要的增产机理是把凝析油挤向地层深处，清扫
近井地带
二、开发特征
② CO2处理凝析气井近井地带 乌克兰季莫菲也夫凝析气田处理后产量提高了0.3-0.5
低含凝析油的凝析气藏： 5000 m3/m3<GOR<18000 m3/m3 45g/m3<CN<150g/m3
中等含凝析油的凝析气藏：2500 m3/m3<GOR<5000 m3/m3 150g/m3<CN<290g/m3
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 高含凝析油凝析气藏： 1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
谢谢！
技术 b.以储气库方式后期开发凝析气藏 c.后期注N2开发部分水淹的凝析气藏 d.气水交替注入开发凝析气藏
二、开发特征
② 注水开发技术 a. 屏障注水 b. 水气交替注入 c. 直接注水
三、反凝析
凝析气藏反凝析可以引起储层气相渗流特征严重劣化 凝析气藏－井底压力大于露点压力凝凝析气析 Nhomakorabea气
井
单相区
三、反凝析
▪ 3）要千方百计地提高中间烃（C2—C6）和凝析油（C7+) 的地面回收率 。
浅析凝析气藏的开发特征及技术措施
地层边底水不活跃
●地层边底水的含水量是影响凝析气藏开发的重要因素之一
●地层边底水的压力变化对凝析气藏的开发也有一定影响
●地层边底水的温度变化可能也会对凝析气藏的开发产生影响
地层边底水不活跃
●地层边底水的不活跃性会增加凝析气藏的开发难度
●底层边底水的不活跃性会导致开发成本的增加
●底层边底水的不活跃性会影响到凝析气藏的产量
含凝析油较多
●凝析气藏与凝析油藏的区别：1、凝析气藏与凝析油藏在含油量 上有所不同，2、凝析气藏与凝析油藏的开发方式有所不同。
●凝析气藏中含凝析油的特点：1、凝析气藏中含有一定量的凝析 油，2、凝析气藏中的凝析油可以提供额外收益，3、凝析气藏 含凝析油会对开发产生影响。
含凝析油较多
● 凝析气藏的开发需要考虑凝析油的处理方式，可以采用凝析油回注技术， 需要合理的处理凝析油资源。
浅析凝析气藏的开发特征 及技术措施
凝析气藏
凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地 下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压 力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油， 这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏相态变化存在一定的特殊性, 比 一般的气藏资源更加复杂, 其含有凝析油的特点决定了特殊的开发 特征, 要求运用特殊开发方式进行开发, 特别是要结合气藏资源的 天然气、凝析油和原油性质特点以及整体开发特征, 科学选择开发 方式, 提升整体油气采收率。
●凝析气藏开发中, 纯凝析气藏多采用衰竭式开发、保持压力开发等方式, 而 带有油环的凝汽气藏可先对气藏进行衰竭式开发, 对油环暂时不动;也可以 同步开发油气藏;还可以先进行油环开发, 对凝析气区域进行保压。对岩性、 构造双重控制下的凝析气藏, 原始凝析油含量多在400克/立方米以上, 存在 较多油环和原油资源。作为凝析气藏开发最常用的方式, 衰竭式开发中气 藏所处地层压力不断下降,井筒流体受压降后反凝析作用会析出原油, 进一 步加快了压降进程, 造成采收率下降。因此, 对该类气藏资源的开发要特别 注意生产压差的控制。
13第十三章-凝析气井试井分析
2C1 K Krg M λ = ψspi −ψspwf (t =1) −ln St qm RT rw
(
)
凝析气井试井分析方法
复合气藏模型（压恢） 复合气藏模型（压恢）
q RT 1 C K∆t ψ (∆t) −ψ (0) = 2 KhM 2 ln Φ µc r C
m 1 2 i spb spb gi
凝析气井试井分析方法
两相拟压力方法
压 力 恢 复 试 井
4.2415×10−3 qt RT t p + ∆t ∆ψ2 pws =ψ2 p (P) −ψ2 p (P ) = lg i ws Kh ∆t
K= 4.2415×10−3 qt,mol RT mh
S' =1.151(
Ψ p (P 1) − Ψ p (P ) ws wf 2 2 m
单相气体拟压力方法
p
ρ ψsp = ∫p µ dP
r
ψ
µ
ψ
内 区
∂ψ ∂
外 区
ψ ψ
ψ ψ
1 ∂ ∂ sp Φ i cgi ∂ sp r = r ∂r ∂r K ∂t sp 2πhK =q m r r= rw (r →∞,t) = spi sp sp (r, t = 0) = spi
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
两相表皮系数： 两相表皮系数：
pdew 2 p 2pkrg L kh S2 p = −3 ∫p µg zg − µg zg V +1dp 3.684×10 qt,mol RT
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
单相气体拟压力方法
1 λ tp S + 0.80907 + + −1ln 2 Krg Krg rw w
(
)
凝析气井试井分析方法
复合气藏模型（压恢） 复合气藏模型（压恢）
q RT 1 C K∆t ψ (∆t) −ψ (0) = 2 KhM 2 ln Φ µc r C
m 1 2 i spb spb gi
凝析气井试井分析方法
两相拟压力方法
压 力 恢 复 试 井
4.2415×10−3 qt RT t p + ∆t ∆ψ2 pws =ψ2 p (P) −ψ2 p (P ) = lg i ws Kh ∆t
K= 4.2415×10−3 qt,mol RT mh
S' =1.151(
Ψ p (P 1) − Ψ p (P ) ws wf 2 2 m
单相气体拟压力方法
p
ρ ψsp = ∫p µ dP
r
ψ
µ
ψ
内 区
∂ψ ∂
外 区
ψ ψ
ψ ψ
1 ∂ ∂ sp Φ i cgi ∂ sp r = r ∂r ∂r K ∂t sp 2πhK =q m r r= rw (r →∞,t) = spi sp sp (r, t = 0) = spi
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
两相表皮系数： 两相表皮系数：
pdew 2 p 2pkrg L kh S2 p = −3 ∫p µg zg − µg zg V +1dp 3.684×10 qt,mol RT
凝析气井试井分析方法
单相气体拟压力方法
单相气体拟压力方法
1 λ tp S + 0.80907 + + −1ln 2 Krg Krg rw w
凝析油 凝析气
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%。
凝析气藏的形成
随T↑，水平线段缩 短（A’B’ ＜AB） 。 96.8℃的 P-V曲线： 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。
2、双组分烃类物系相图
气液两相共存的最高温度 K1和最高压力B1，分别称为临 界凝析温度和临界凝析压力。
（105Pa）
液相
临界点K为泡点线（DB1曲
线）与露点线（BK1曲线）的 交点。已经不再是两相共存的 最高温度或压力。 K1为临界凝结温度（最高 临界温度），代表气液两相并 存的最高温度
粘度、表面张力等。
纯物质临界点也是气液两相共存的最高温、压点。 临界温度：临界点C的温度——纯物质能液化的最 高温度。即液体能维持液相的最高温度。当T﹥TC时，
无论再加多大压力，该物质也不液化。
临界压力：临界点C的压力——临界温度时纯物质 的气体液化所需的最低压力。
表： 若干物质的临界参数
物质名称 临界温度 临界压力 物质名称 临界温度 临界压力 (℃) (atm) (℃) (atm)
K点：临界点，该点的 T、 临界点 P即为临界温度和 临界温度 临界 压力。该 T以上，气体 压力 在任何P下都不能液化。
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：
198.0 187.8 280.0 234.7 267.0 296.7 346.3 369.4 390.6
33.3 32.9 40.0 29.9 27.0 24.6 21.2 19.0 18.5
71.1℃时： 丙烷被压缩到A开始 液化；气体量↓，液体 量↑，V丙烷逐渐↓； 到B点时，气体全部 液化，因液体压缩性小， 故加极大P，V也不变。 从A到B：液相与气 相共存。 相共存 P没变，表明 在一定T下，液体有一 定的饱和蒸气压。T ↑， 液体饱和蒸气↑。
2、双组分烃类物系相图
气液两相共存的最高温度 K1和最高压力B1，分别称为临 界凝析温度和临界凝析压力。
（105Pa）
液相
临界点K为泡点线（DB1曲
线）与露点线（BK1曲线）的 交点。已经不再是两相共存的 最高温度或压力。 K1为临界凝结温度（最高 临界温度），代表气液两相并 存的最高温度
粘度、表面张力等。
纯物质临界点也是气液两相共存的最高温、压点。 临界温度：临界点C的温度——纯物质能液化的最 高温度。即液体能维持液相的最高温度。当T﹥TC时，
无论再加多大压力，该物质也不液化。
临界压力：临界点C的压力——临界温度时纯物质 的气体液化所需的最低压力。
表： 若干物质的临界参数
物质名称 临界温度 临界压力 物质名称 临界温度 临界压力 (℃) (atm) (℃) (atm)
K点：临界点，该点的 T、 临界点 P即为临界温度和 临界温度 临界 压力。该 T以上，气体 压力 在任何P下都不能液化。
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：
198.0 187.8 280.0 234.7 267.0 296.7 346.3 369.4 390.6
33.3 32.9 40.0 29.9 27.0 24.6 21.2 19.0 18.5
71.1℃时： 丙烷被压缩到A开始 液化；气体量↓，液体 量↑，V丙烷逐渐↓； 到B点时，气体全部 液化，因液体压缩性小， 故加极大P，V也不变。 从A到B：液相与气 相共存。 相共存 P没变，表明 在一定T下，液体有一 定的饱和蒸气压。T ↑， 液体饱和蒸气↑。
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- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
预计泰国的凝析油需求将由2003 年的11.8 万桶/ 日增至2008 年的23.4 万桶/ 日和2013年的33.7 万桶/ 日。其中由凝析油分离 装置加工的将由2003 年的7.0 万桶/ 日增至2008 年的17.0 万桶/ 日和2013 年的24.0万桶/ 日,其余的将送往石化厂和炼厂。中国 的凝析油需求预计将由2003 年的5.9 万桶/ 日增至2008 年的 22.4 万桶/ 日和2013年的27.0 万桶/ 日。 预计在今后几年, 还会有一些供应凝析油的装置投产, 产量将 不断增加。凝析油与非炼厂来源的液化石油气和石脑油增加,将 使中东地区油品逐渐轻质化,使得液化石油气、石脑油和汽油占 油品的份额将继续增加, 至2007 年将超过50%以上; 同期, 燃料 油、沥青和润滑油等产品的份额将会下降, 而中馏分油则基本保 持不变。
从上世纪末开始, 中国石油天然气集团公司将“凝 析油气田开采新技术研究”列为“九五”重点科技攻 关项目, 随后科技部将其列为国家“ 十五”重点科技 攻关项目。据悉, 近10 年的研发已创新5 项关键技术, 其中一体化的高压集气、处理及注气系统设计技术、 高压循环注气技术、复杂地层条件钻井技术已达到国 际领先水平。我国利用这一项目的研究成果, 塔里木凝 析气田在国内首次实现高压循环注气开发, 取得很好的 效益。目前已开发牙哈、桑吉、柯克亚等凝析气藏11 个,形成3 个凝析气田群, 可年产凝析油118 万吨, 年产 天然气29 亿立方米。与美国、俄罗斯等循环注气项目 相比较, 牙哈凝析气田开发技术指标处于国际领先水平。
目前波斯湾地区已有大量凝析油分离装置能力投产, 预计 到2008 年将有更多能力开工。究其原因, 主要是因为: 首先, 该地区的许多国家积极推进天然气资源的开发, 而凝析油分 离有助于处理来自新建天然气加工装置的多余液体; 其次, 这 类装置投资较少, 并能快速建成; 第三, 将凝析油分离与现有 的炼厂整合, 立即提高轻、中馏分的产量而不需投资燃料油 裂化产能。波斯湾地区2004 年凝析油加工能力为123 万桶/ 日, 2008 年将增至176 万桶/ 日, 2011 年将增至300 万桶/ 日。 这将使苏伊士以东地区占世界凝析油加工能力的比例从2004 年的约60%增至2011 年的70%以上。亚太地区的凝析油分离 装置能力也将增加, 部分是因为分离装置可生产大量石化原 料和汽油。沙特和伊朗希望利用分离装置帮助满足快速增长 的国内运输燃料需求( 包括汽油和柴油) 。凝析油分离装置将 成为炼厂的一个很大的组成部分。
（二） 中东及亚太地区的凝析油产量与供需
中东及亚太地区是世界凝析油的主要生产和消费地区。 近年来, 中东地区凝析油产量不断提高, 成为凝析油的主要生 产基地。其中波斯湾地区凝析油产量增长最快, 特别是在沙特、 卡塔尔和伊朗; 亚太地区的主要生产地则在澳大利亚、印度尼 西亚、马来西亚、泰国等国家。中东及亚太地区凝析油产量 预测见表2。
（二）作为乙烯原料
随着国民经济的不断发展和人民生活质量的日益提 高, 人们的生活中需要大量的乙烯系列产品, 从而要求 乙烯工业要有相应的发展。根据国民经济国内生产总值 GDP 的增长速度, 预测2015年乙烯求量为2500 万吨, 2020年接近4000 万吨。
据有关部门预测, 2006 年以后, 世界石脑油资源将 出现短缺。受石脑油资源供应紧张的影响,未来乙烯裂 解原料中石脑油的比重将有所下降, 乙烷、LPG 和中 间馏分油所占比重将略有上升。凝低、产率高的优势。 如澳大利亚的LAMINARIA、印度尼西亚的BONTANG、 BRC 石蜡基凝析油等裂解性能较好。如果全馏分凝析 油不适合作裂解原料, 可切割取出一定的轻馏分作为 裂解原料, 余下的组分是很好的柴油馏分。这将大大 降低生产成本。中海油壳牌惠州项目的原料采用的就 是石脑油和凝析油结合的方式。 此外, 凝析油还是管式炉裂解制取乙烯的良好原料, 也可经蒸汽转化制取合成气或氢气。凝析油经加工亦 可制得轻质液体燃料。
我国的凝析油资源状况及利用情况
（一）我国的凝析油资源状况
目前国内凝析油的产地主要有新疆油田、中原油 田、东海油田等, 尤其我国新疆的塔里木油田,凝析油 藏量占全国的80%。据专家分析, 新疆塔里木油田的 凝析油的质轻, K 值高, 烷基性强, 工业优化试验乙烯 收率可达34.35%, 丙烷收率18.15%。目前该油田的凝 析油已引起国内乙烯界的密切关注。
（三）凝析油芳构化
凝析油芳构化是指以凝析油为原料, 经过芳构化, 分离后生产苯、甲苯、二甲苯的工艺过程。凝析油芳 构化是一个极其复杂的过程, 中间有许多步骤, 包括裂 解、脱氢、烯烃齐聚、环化、六员化和脱氢等。凝析 油原料烃类组成很多, 但大部分在C5 和C9 之间。由于 在尾气中我们发现甲烷、乙烷和丙烷占大部分, 而烯烃 成分有但是很少, 说明烯烃的出现和转化是芳构化的关 键。并且在微反试验中发现, 无论什么烯烃在反应过程 中收率具有极大值, 意味着这些化合物都经历了二次反 应, 即齐聚等反应。
目前我国炼油厂加工凝析油的主要方式大致有如下 两种:(1)与较重的原油掺炼生产石脑油为化工装置提供 原料。可与中间基原油和胜利油、卡宾达原油掺炼, 生 适合芳烃的重整料, 或与石蜡基原油如尼罗油掺炼生产 适合乙烯的裂解料。(2) 作为裂解料直接进乙烯装置裂 解, 如BONTING 凝析油, 扬子石化、金山石化都具备 直接进乙烯裂解的能力。
据报道, 在新疆呼图壁县曾建成一套加工2 万吨/ 年凝析 油生产混合芳烃( BTX) 的工业示范装置。该项目是中国科 学院原新疆化学研究所历时8 年的研究成果。此项目是在 1995 年“西部之光”项目“轻烃的综合利用加工”课题研 究的基础之上不断发展而来的, 其间历经1996 年的自治区重 点科技项目计划“ 万吨级凝析油生产BTX 工业性示范装 置”、1998 年的国家重点工业试验项目“年加工两万吨凝 析油生产BTX 工业性示范装置”几个发展阶段, 直至现在新 疆鸿新石油化工有限公司的成立, 终于走出了一条完整的产 业化之路。小课题可以带动大项目,目前多套正式的工业化 装置正在酝酿实施之中。例如在凝析油最为丰富的库车县, 2006 年底就在酝酿筹建60 万吨芳构化项目, 据说选址在库 车县化工园区内。项目建设主要内容: 建设60 万吨芳构化装 置, 年用凝析油60 万吨, 生产芳烃产品( 苯、甲苯、二甲苯) 30万～40 万吨。大型化的凝析油芳构化装置计划实施后, 必 将有力地促进资源优势向经济优势的高效转化。
凝析油的产量随天然气产量的增加而增加, 世界 凝析油产量已从1995 年的180 万桶/ 日增至2000 年 的250 万桶/ 日和2005 年的280 万桶/ 日。其中, 中 东凝析油产量由1995年的20 万桶/ 日增加到2005 年 的62 万桶/ 日; 亚太地区凝析油产量从1995 年的30 万桶/ 日增至2005 年的59 万桶/ 日。面对困难重重 的销售市场, 凝析油生产者有三个解决办法: 一是将 凝析油与原油混合出售; 二是采用特制的蒸馏分离装 置加工凝析油; 三是寻求新的销路, 如石化工业和电 力部门。
（二）我国的凝析油开采技术的开发
凝析油的开采与普通石油、天然气的开采不一样。 如采用常规办法, 开采时会导致压力下降,气体溶解油的能 力降低, 凝析油析出, 吸附在岩石表面, 难以采出。要想提 高凝析油的采收率, 最有效的办法是循环注气, 就是将凝 析气采到地面后分离出凝析油和轻烃液化气, 然后重新将 不含凝析油的天然气压缩增压后注入地下, 使凝析油一直 溶解在地下气体中随气体采出。
从资源量来说, 目前我国的凝析油气开发才刚起步。但 可以预见的是, 凝析油气一旦进入大规模开采阶段, 将为全 国特别是新疆炼化产业发展提供“粮食”保证, 而且随着对 其投资的加大,无疑也将带动气田所在地区经济的发展, 还由 于凝析油较轻, 如果长距离运输会产生大量的损耗,并不经济, 所以应以就近加工为主。预计今后新疆的炼化企业将会有长 足的发展, 这将带动边疆民族地区经济的进一步繁荣。
塔里木盆地是我国最大的内陆沉积盆地, 被天山、昆 仑山和阿尔金山所环绕。也许恰好与其地势相匹配, 塔里 木盆地油气资源量高达160 亿吨, 与松辽盆地、渤海湾盆 地并列为中国油气资源大于100 亿吨的三大盆地之一。 自1989 年塔里木石油大会战以来, 在新疆地区已相继 发现了牙哈、吉拉克、英买力、迪拉等13 个高压凝析气 田, 凝析油气当量近2.8 亿吨。2005 年年底, 塔里木盆地 已投入开发凝析气田5个, 累计建成天然气产能28.9 亿立 方米、凝析油产能118 万吨。目前, 仅牙哈凝析气田就日 产凝析油2190 吨、天然气373 万立方米, 可以保证向西气 东输管道日输气350 万立方米。
塔里木凝析气田的开发难度更大。第一, 凝析气埋 藏深, 在地下5000 米左右, 地层压力高达50兆帕以上 ( 500 个大气压) , 要求注气压力必须达到52 兆帕, 注气 能力达到350 万方/ 天, 而这样的注气压力和注气能力 国内首创、在国际上也屈指可数; 第二, 含蜡高, 而蜡会 随温度变化形态, 规律十分复杂, 目前国际上没有成熟 理论技术可以借鉴, 必须有新的理论和技术指导; 第三, 工艺技术复杂。需要解决钻井、完井, 高压条件下凝析 气的收集、输送, 高压循环注气系统设计、施工、运行 等一系列技术难题。 搞好凝析油气藏的高效开发一直是一项世界难题, 如果开采工艺和措施选择不当, 就会导致80%以上的凝 析油滞留地下采不出来, 造成巨大的资源浪费和经济损 失。
中国石油正在凭借一个领先国际的高端技术集群, 对海内外特殊油气田导入大规模的商业开发, 并在新 一轮国际油气竞争开启时处于优势地位。中国有望在 全球凝析油气田的开发上成为领跑者。
我国的凝析油利用现状及前景
（一）作为炼油原料
目前, 我国还没有专门加工凝析油的炼油装置, 一般采 取掺炼的方式进行加工。例如, 从1999年起, 金山石化、 扬子石化、镇海炼化开始加工平湖凝析油, 都是通过掺炼 的方式加工的, 金山、扬子掺平湖油的能力都在20 万吨/ 年以上。2002 年一季度, 扬子石化和天津石化分别购进 了BONTANG SENIPAH、HANDIL凝析油进行加工。