凝析气藏开发教程
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凝析气藏
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。
凝析气藏开发ppt课件
选择的主要依据有以下几点：
(1)凝析油的地质储量：凝析油的地质储量大于N万t， 即可选择注气开采方式。因此, 一般凝析油的注气采收 率最低为60％，地质储量为N万t时，注气采出0.6N万t。 凝析油的采出量与注气地面工程总投资相平衡时，即为 注气的界限储量。这个界限在国外一般为30万t。
29
凝析气藏的开发
21
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
1.衰竭式开采时的井网系统
(2)环状布井或线状布井及丛式布井
这种井网形式主要取决于含气构造形态。如为圆形或弯状含 气构造上，即可采用环状井网，而在长轴背斜上，则可采用线状 或排状布井系统。此外，当气藏埋藏较深时，可以采用在地面集 中的丛式布井系统，每口井的偏斜角度和方向不同。
带油环的凝析气藏判断方法 2．C1／C5+比值法
这个方法是用Cl与C5+的摩尔含量比值来判断 的。该比值小于52为带油环的凝析气藏，大于 52则为不带油环的凝析气藏。根据前苏联100个 凝析气藏检验，其符合率为83％。
11
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
带油环的凝析气藏判断方法
3. 根据储层流体组份的组合判断法 4．秩类法 5．Z因子法 6．势函数法 7. 准数法 8．摩尔油气比与采出的摩尔数之和判断法
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
3．凝析气藏注气的井网系统
凝析气藏的注采井网多采用五点井网系统。如 图7—2所示A，B为注气井，C，D， E，F，G， H，I为生产井。当干气突入生产井时，则残留 一部分未被驱替的湿气。如果把原来的生产井 G转为注气井时，则可能会把残余的部分进一 步驱扫，提高了凝析油采收率。 五点法井网 注气，当干气突破以前湿气的累积采出量等于 用气藏体积表示的累积注入量。而当累积注入 量为五点井网单位体积的70％时，即产生干气 突破.此后则湿气迅速下降,以致逐渐降到零。
(1)凝析油的地质储量：凝析油的地质储量大于N万t， 即可选择注气开采方式。因此, 一般凝析油的注气采收 率最低为60％，地质储量为N万t时，注气采出0.6N万t。 凝析油的采出量与注气地面工程总投资相平衡时，即为 注气的界限储量。这个界限在国外一般为30万t。
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凝析气藏的开发
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凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
1.衰竭式开采时的井网系统
(2)环状布井或线状布井及丛式布井
这种井网形式主要取决于含气构造形态。如为圆形或弯状含 气构造上，即可采用环状井网，而在长轴背斜上，则可采用线状 或排状布井系统。此外，当气藏埋藏较深时，可以采用在地面集 中的丛式布井系统，每口井的偏斜角度和方向不同。
带油环的凝析气藏判断方法 2．C1／C5+比值法
这个方法是用Cl与C5+的摩尔含量比值来判断 的。该比值小于52为带油环的凝析气藏，大于 52则为不带油环的凝析气藏。根据前苏联100个 凝析气藏检验，其符合率为83％。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
带油环的凝析气藏判断方法
3. 根据储层流体组份的组合判断法 4．秩类法 5．Z因子法 6．势函数法 7. 准数法 8．摩尔油气比与采出的摩尔数之和判断法
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
3．凝析气藏注气的井网系统
凝析气藏的注采井网多采用五点井网系统。如 图7—2所示A，B为注气井，C，D， E，F，G， H，I为生产井。当干气突入生产井时，则残留 一部分未被驱替的湿气。如果把原来的生产井 G转为注气井时，则可能会把残余的部分进一 步驱扫，提高了凝析油采收率。 五点法井网 注气，当干气突破以前湿气的累积采出量等于 用气藏体积表示的累积注入量。而当累积注入 量为五点井网单位体积的70％时，即产生干气 突破.此后则湿气迅速下降,以致逐渐降到零。
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 。
第4章 凝析气藏开发
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法 3） 凝析气藏
与油藏的差别是： 1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。烃类体系处 于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。而在凝析 气藏中，当地层压力高于初始凝析压力时，油、气处于单相气相态，C5以 上组分（凝析油）也处于气相。 2）油藏原始气油比一般不超过600—700m3/t，凝析气藏的气油比大，且 在衰竭式开发过程中变得更大。 与纯气田的差别是： 1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气。 2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，出现反凝析，当地层压力处于初 始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，部分残留在储层 中，造成凝析油的损失。
4.1.3 烃类类型的判别方法
2、4参数判别法
利用油气藏流体中天然气、凝析气或溶解气的组成分析资料，计算四个参 数，分别为C2+（%），C2/C3，100×[C2/（C3+C4）]和100×（C2+/C1）。
参
数
名
气
藏
无油环凝析气藏
带油环凝析气藏
油
藏
C2+，% C2/C3
100×C2+/C1
0.1～5.0 4～160 0.1～5.0
油罐油密度g/cm3 ＞0.966 0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802 ＜0.780 ＜0.739
油气藏类型 重质油藏 普通黑油油藏 黑油油藏与挥发性油藏过渡带 挥发性油藏 挥发性油藏与凝析气藏过渡带 凝析气藏 低含凝析油凝析气藏～湿气气藏
5
4.1 凝析气藏特征及类型判别
1、天然气储量
1)天然气
4.1.2 容积法计算储量
凝析气藏开采理论与技术
典型P-T相图
泡点线和露点线的连接点称为临界点，用C 表示，该点的压力、温度称为临界压力(Pc)和临 界温度(Tc)。
典型P-T相图
相包络线上最高的饱和压力点称为最大饱和压力(用
pmax 表 示 ) 。 如 果 pmax 位 于 临 界 点 的 左 方 ， 称 为 最 大 脱 气 (泡点)压力；如果pmax位于临界点的右方，称为最大凝析 (露点)压力。
3、注气时机 开始实施注气保持压力的时间，
称为ห้องสมุดไป่ตู้气时机。
♦早期保持压力开采 ♦中晚期保持压力开采
（1）早期保持压力开采 ⊕地层压力与露点压力接近 ⊕凝析油含量高 ⊕储层连通性及物性
牙哈2～3凝析气藏凝析油、天然气日产量
（早期保持压力开采）
（2）中晚期保持压力开采
a. 原始地层压力大大高于露点压力，早期采用 衰竭式方法更经济实用。当地层压力降到接近露 点压力时，再采用注气保持压力开采方法。
（2）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。
（3）凝析油含量低。 （4）地质条件差。 （5）边水比较活跃。 （6）对一些具有特高压力的凝析气藏，当前注气工 艺尚不能满足特高压注气要求而又急需开发的，只能采 用衰竭式方法开发，待气藏压力降到一定水平才有可能 保持压力开采。
二、保持压力开发方式
第二节 凝析气藏的开发方式
凝析气藏开发方式: 衰竭式开发 保持压力开发
一、衰竭式开发方式 降压开采
优点： 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：
凝析油采出程度低。
适用条件：
（1）原始地层压力大大高于凝析气藏初始露点压力， 可以充分利用天然能量，采用先衰竭开采一段时间，直 到地层中压力接近露点压力。
第4章 凝析气藏开发总结
3
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特点
1) 地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力(最大凝析压力)区 间内，会有一部分凝析油在储集层中析出，并滞留在储集层岩石孔隙表面而造成 损失。凝析油气体系的相态和组分组成都会随压力、温度改变而变化，而且，多 孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会 对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作 用。
气油比m3/m3 ＜35
35～125 125～350 350～625 625～1425 1425～12467 ＞10686
油罐油密度g/cm3 ＞0.966
0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802
＜0.780 ＜0.739
油气藏类型 重质油藏
普通黑油油藏 黑油油藏与挥发性油藏过渡带
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 近井区高速流动效应影响分析
P,MPa 0
初始露点压力
So
0
近井区域特征
rd
r,m
压力分布
rd
r,m
凝析油饱和度分布
较低的压力；高的凝析油饱和度； 高界面张力；高流速。
Ωg =
G= A
0.01hφ S gi
Bgi
（4－2）
单储系数（108m3/km2.m)
SG=F
G= Ah
0.01φ S=gi
Bgi
0.01φ Ssi
Tsc pi pscTZi
（4－3）
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.2 容积法计算储量
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特点
1) 地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力(最大凝析压力)区 间内，会有一部分凝析油在储集层中析出，并滞留在储集层岩石孔隙表面而造成 损失。凝析油气体系的相态和组分组成都会随压力、温度改变而变化，而且，多 孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会 对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作 用。
气油比m3/m3 ＜35
35～125 125～350 350～625 625～1425 1425～12467 ＞10686
油罐油密度g/cm3 ＞0.966
0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802
＜0.780 ＜0.739
油气藏类型 重质油藏
普通黑油油藏 黑油油藏与挥发性油藏过渡带
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 近井区高速流动效应影响分析
P,MPa 0
初始露点压力
So
0
近井区域特征
rd
r,m
压力分布
rd
r,m
凝析油饱和度分布
较低的压力；高的凝析油饱和度； 高界面张力；高流速。
Ωg =
G= A
0.01hφ S gi
Bgi
（4－2）
单储系数（108m3/km2.m)
SG=F
G= Ah
0.01φ S=gi
Bgi
0.01φ Ssi
Tsc pi pscTZi
（4－3）
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.2 容积法计算储量
气田及凝析气田开发4-2
t2时刻 1 p1(t2 ) 2 p2 (t2 ) G p1(t2 ) G p2 (t2 )
α1、α2
由
G
Vp
TSC pScT
pi Zi
pi
ZiBiblioteka 每个气层的储量G1、G2由 1 p1 G p1 qn
或 2 p2 Gp2 qn
层间窜流量qn
3、有三层或更多气层同时开采 对每个气层可分别写出储量计算公式
第二节 压降法计算气藏储量
●储量计算最常用的方法
-容积法和压降法
S、h、φ、 Sg、Bg
●求G
●分析气藏动态 ●判别驱动类型 ●预测产量指标
一、气驱气藏物质平衡方程式
●基本假设
1、Vp=const，T=const；
2、在任意时间，整个气藏内的压力处于平衡状态；
3、气藏储层物性是均一的，各向同性的,而且天然气 性质是均一的；
128
0
50
100
150
200
Gp（108m3）
注意 弹性水驱气藏的压降储量线也会发生上翘， 只是其气层能量补给来自地层水
四、压降法储量和容积法储量的关系 理论上应当一致，但实际往往存在差异 1、影响容积法储量计算精度的因素
●含气面积。确定含气面积常用气水界面预 测和地震资料解释成果来圈定，会造成一 定的误差。
1、直线型
气藏在开采过程
中p/Z～GP自始
至终呈直线关系 ，反映气驱定容 气藏的特性。
Gp
如四川相国寺石炭系气藏压降储量线
视 30 地 层 压 20 力
p/Z （MPa）10
10 20
42.51
30 40
50
Gp（108m3）
●气藏的特点
凝析气藏开采理论与技术-张继成-东北石油大学20161213
缺点： ① 需要补充大量的投资，购置高压压缩机； ② 需要增加注气井； ③ 在凝析气藏循环注气阶段，所采出天然气 要回注地下，无法销售，影响凝析气藏整体开 发的销售收入； ④ 有的凝析气田自产气量少，不能满足回注 气量，需要从附近气田购买天然气，增加开发 成本。
3、注气时机 开始实施注气保持压力的时间， 称为注气时机。
1、总气态原始地质储量
G Vhci Bgi
G — 储层凝析气总气态（干气、凝析油和凝析水折算
气）地质储量，标况体积，108m3
Vhci — 凝析气藏原始含气有效孔隙体积， 108m3 Bgi — 原始储层凝析气地层体积系数，即储层气体积与 地面标准条件下气体积之比，m3/m3
G Gk Vhci Bgi
底油衬托含气区 有1条油气边界线和2条油水边界线 油水内边界线处于油气边界线以内 不存在纯油区
气
油
水
气顶底水块状凝析气-油藏 油气和油水边界线各只有1条
第二节 凝析气藏的开发方式
凝析气藏开发方式: 衰竭式开发
保持压力开发
一、衰竭式开发方式 降压开采
优点：
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： 凝析油采出程度低。
◇ 同时开采油环和凝析气顶
㈠只开采凝析气顶不开采油环
1、原因 ◆油环比较窄，在油环中钻井把 握性低、原油采收率低，经济效益差 等因素。 ◆含油区暂时未被发现，而且国 民经济和市场对天然气迫切需要。
2、衰竭式开发方式 问题： （ 1 ）油区原油侵入气区，使油气过渡 带变宽。 （ 2 ）凝析气区进行高速开发时，导致 油区压力逐渐下降，造成油区非生产性衰 竭和原油脱气，油相渗透率降低，粘度增 加，渗流能力大大减弱，后期针对油环的 调整开发难度加大。
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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 气油比（m3/m3） 0356.2 356.2534.3
定义： 当地层温度大于80℃，地层压力大于15MPa时，地
下的液态石油变成气态。当开采时，由于温度和压力 的下降、气态石油变成液态石油。具有这种特性的气 藏叫凝析气藏。
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
带油环的凝析气藏判断方法
凝析气藏分类
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
(1)按储层类型分类：可以分为层状、块状和透镜体的凝析
气藏判断法.
(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。
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。
凝析气藏的开发
凝析气藏概论 凝析气藏判断方法及其分类 凝析气藏开发工程论证 凝析气藏开采中有关参数的确定方法 凝析气藏开采动态
凝析气藏的开发
凝析气藏概论
凝析气藏是—种既不同于一般气藏也不同于油藏 的特殊类型气藏。其开采技术比一般气藏和油藏复杂 得多。因为，开发凝析气田时除考虑天然气采收率外， 更重要的还需考虑提高凝析油采收率的问题。 国外从30年代初至今对凝析气田开发已有七十年 的历史和经验。我国从50年代起，陆续发现不少凝析 气田，并相继投入了开发。
带油环的凝析气藏判断方法 3. 根据储层流体组份的组合判断法 4．秩类法 5．Z因子法 6．势函数法 7. 准数法 8．摩尔油气比与采出的摩尔数之和判断法
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
油气藏分类的目的是便于在勘探与开发中应用。 主要按以下分类原则进行分类。 1.按地质特点分类原则进行分类
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
影响井网和井网密度的因素有：技术经济指标气水动力学因素； 地质特点如储层性质的均匀程度、含气构造形态、以及储层埋藏 深度等；特别当凝析油含量高、储集层厚度大、 倾角也大时，则 凝析油含量可能呈梯度分布的特点。考虑上述因素，可把凝析气 藏的井网系统分为以下几类：
带油环的凝析气藏判断方法 在勘探阶段查明是带油环的凝析气藏或者 不带油环的凝析气藏不仅对开发这类油气藏具 有重要价值，同时对指导勘探也具有十分重要 的意义。近些年来苏联的研究人员根据流体样 品分析，应用数理统计法对凝析气藏具有或不 具油环进行多种方法的判断。
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
带油环的凝析气藏判断方法 1．C5+含量法 根据储层流体分析结果、用C5+含星作为标 志，判断凝析气藏是否带有油环。即C5+含星大 于1.75％，为带油环的凝析气藏；而C5+含量小 于1.75％时，为不带油环的凝析气藏。用这个 方法对苏联100个凝析气藏进行检验，结果符合 率为86％。
3. 按Байду номын сангаас析油含量分类
由上述分类标准可以看出，前苏联的第二种分类与美国的分类比较近似．只 是美国又分出—个特高含量类型。因此，建议采用美国这种分类较为适宜。 即四种分类级别，对小于7g／m3这一级可以删掉，以便于简化和应用。
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
开发层系
井网及井网密度
凝析气田开采方式的论证
凝析气
湿气 干气
534.326715
26715
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
按摩尔组成进行判断:
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
根据前苏联持列平Γ·Φ对150多个油气藏的研究认为烃 类分子量与地层流体密度和不同油气藏有密切关系。由 此进行判断:
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。
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
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
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
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
开发层系
当气藏或凝折气藏包括多套含气层时，必需考虑开发层系问题。换句话
说，是用一套井网开发多套层系，还是用不同井网分层系进行开采。主要 应考虑以下因素：
(1)气藏和凝析气藏的流体性质是否相同；
(2)各含气层的原始气一油界面或气一水界面及其压力系统是否一致； (3)各含气层的储层性质及产能情况，以及各层的储量分布特点等； (4)包括所有含气层在内的含气井段大小，及其对后期改造的影响。
凝析气藏判断方法
目前世界各国已发现的凝析气藏的埋藏深度一般都在
1500—5000m的范围。在不同的埋藏深度其压力和温度也
不相同。而压力和温度对烃类流体性质及其相态影响很大。 例如在2500—5000m范围内多为凝析油饱和度不高的凝析
气藏，而在1500—3000m的凝析气藏则凝析油饱和度较高，
一般具有较大的油环。在勘探阶段对凝析气藏的正确判断 是非常重要的。
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
带油环的凝析气藏判断方法 2．C1／C5+比值法 这个方法是用Cl与C5+的摩尔含量比值来判断 的。该比值小于52为带油环的凝析气藏，大于 52则为不带油环的凝析气藏。根据前苏联100个 凝析气藏检验，其符合率为83％。
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
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。
凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类