考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法_吴克柳
水驱凝析气藏地层压力计算方法
准确计算水驱凝析气藏地层压力的方法具有重大 的现实意义 。 以往计 算 地 层 压 力 方 法 ， 均未同时考虑 反凝析液 、 水蒸汽含 量 、 水 侵、 岩石及束缚水压缩性等 对地层压力的影响 ， 且考虑反凝析时也未考虑多孔介 质吸附及毛管力的作 用 ， 因此用其计算水驱凝析气藏 的地层压力误差较大
１ ． １ 露点压力以上的衰竭数学模型 设气相 、 液相 和 吸 附 相 三 相 体 系 由 Ｎｃ 种 物 质 组
∑Ｙ
ｉ
＝
∑Ｘ
ａ ｉ
＝
∑Ｚ
ｉ
＝１
只存在气相和吸附相 ， 两相的 对于物料平衡方程 ， 平衡常数为
ＶＡ ａ ／ Ｋｉ Ｘ ＝ Ｙｉ ｉ
（ ） ４
） 基金项目 ： 国家自然科学基金项目 （ 资助 。 Ｎ ｏ ． ５ ０ ９ ７ ４ １ ２ ８ ， 第一作者及通讯作者 ： 吴克柳 ， 男， 武 汉） 现为中国石油大学（ 北 京） 在读博士研究生， 主要从事气田及凝 １ ９ ８ ５ 年 １ 月生 ， ２ ０ ０ ８ 毕业于中国地质大学 （ ： 析气田开发研究 。Ｅ－ｍ ａ ｉ ｌ ｗ ｕ ｋ ｅ ｌ ｉ ｕ １ ９ ８ ５ ０ １ ０ ９＠１ ６ ３． ｃ ｏ ｍ
衡方程为
。为 此 笔 者 建 立 了 考 虑 多 孔
Hale Waihona Puke Ｖ ＋Ａ ＝ １ａ Ｙｉ Ｖ ＋Ａ Ｘｉ ＝Ｚ ｉ
（ ） １ （ ） ２ （ ） ３
毛管力 、 水 蒸 汽 含 量、 水及岩石压缩性影响 介质吸附 、 的水驱凝析气藏物质 平 衡 方 法 ， 通过计算可得到不同 时期的地层压力 。 归一化条件为
１ 凝析油饱和度计算模型
［ １ １ ２］ －
…， ， 成， 总摩尔数为 １， 总组 成 为 Ｚ 平衡 ｉ＝１， ２， Ｎｃ） ｉ（ …， ， 时气相 摩 尔 数 为 Ｖ ， 其 组 成 为 Ｙｉ（ 液 ｉ＝１， ２， Ｎｃ） …， ， 相摩尔数为 Ｌ， 其组 成 为 Ｘ 吸附相 ｉ＝１， ２， Ｎｃ） ｉ（
凝析气藏
复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求 也高。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征 5.我国西部，多为带油环的凝析气藏或带凝析气 顶的油藏。
6.许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往
往成片分布，发的问题。
7.判断油气藏类型还主要靠其相图。
变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直 接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下 游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发 凝析气藏。
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2开发特征
3.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相 态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点 和难点。 4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含 蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系
（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
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.2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 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
2我国主要气田类型的地质和开发特征 2.6.1地质特征 3）凝析气井采出井流物组成分布特征 开采初期，凝析气井采出的原始井流物组成分 布一般具有以下规律：
甲烷（C1）含量约在75-90%左右； C2+含量在7-15%范 围。若C2+>10%，凝析气藏一般有油环； 气体干燥系数（C1/C2+C3 ，均为摩尔或体积含量比）， 在10-20之间；
④ 凝析气井稳定和不稳定试井方法研究； ⑤ 凝析气井近井带凝析油饱和度分析和临界流动饱和 度的实验和理论研究； ⑥ 凝析气藏水平井开采技术研究； ⑦ 凝析油气一些工程参数的测定研究等。
注CO2改善页岩凝析气藏反凝析伤害效果评价
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 12 月第 42 卷第 6 期Dec. ，2023Vol. 42 No. 6DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202212003注CO 2改善页岩凝析气藏反凝析伤害效果评价李鹏飞1 王爱方2 张成林1 徐恒艳3 王斌4（1.中国石油长庆油田公司生产运行部，陕西 西安710018；2.中国石油长庆油田公司第四采油厂，陕西 榆林718500；3.中国石油长庆油田公司第五采油厂，陕西 榆林718600；4.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安710016）摘要：为解决常规反凝析伤害评价方法中忽略近井地带反凝析叠加效应和远井地带单相凝析气渗流特征导致评价效果失真的问题，基于长岩心驱替实验，建立了一种考虑叠加效应和远井单相流的反凝析伤害评价新方法，模拟了实际页岩储层衰竭开发中的反凝析伤害，评价了注甲醇、干气和CO 2解除反凝析的效果，研究了CO 2注入体积和注入压力对反凝析伤害评价指标的影响。
结果表明：当压力降至最大反凝析压力时，气相渗透率伤害率达到80.2%~83.1%，驱替压差由5 MPa 快速增至15 MPa ，气相渗流阻力提高幅度约达200%；CO 2注入后气相渗透率提高倍数达3.2，气油比变化率达到23.1%，岩心压差降低率达到36.1%，说明注CO 2效果最好，其次是甲醇，注干气效果最差；CO 2最佳注入压力9 MPa ，注入量0.15 PV ，油气平衡时间9.9 h 。
研究成果为高效开发页岩凝析气藏和解除反凝析伤害提供了思路和方法。
关键词：反凝析伤害；凝析气；页岩；渗透率；CO 2；注入压力中图分类号：TE372 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）06-0151-08Effect evaluation of CO 2 injection on mitigat retrograde condensate dam⁃age of condensate gas in shale gas reservoirLI Pengfei 1，WANG Aifang 2，ZHANG Chenglin 1，XU Hengyan 3，WANG Bin 4（1.Production Operation Department of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710018，China ；2.No.4 Oil Production Company of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Yulin 718500，China ；3.No.5 Oil Production Company of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 718600，China ；4.Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company ，Xi ’an 710016，China ）Abstract ：In order to overcome the evaluation distortion of conventional evaluation method for retrograde conden‑sate damage ， which ignores near -wellbore retrograde condensate superposition effect and far -wellbore single phase condensate gas flow characteristics ， based on long -core displacement experiment ， a new evaluation method is estab‑lished considering superposition effect and far -well single -phase flow ， simulating retrograde condensate damage of shale reservoir in actual depletion development and evaluating retrograde condensate removing effect of the injec‑tions of methanol ， dry gas and CO 2. Influence of CO 2 injection volume and injection pressure on evaluation indexes of retrograde condensate damage is studied. The results show that ， when the pressure drops to the maximum retro‑grade condensate pressure ， gas permeability damage rate is 80.2%~83.1%， with displacement pressure difference rapidly increasing from 5 MPa to 15 MPa and gas flow resistance increasing by 200%. After CO 2 injection ， gas per‑meability increases by 3.2 times with gas -oil ratio changing rate of 23.1% and core differential pressure decreasing收稿日期：2022-12-02 改回日期：2023-02-06基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（2016ZX05050-02）。
考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
吴克柳;李相方;许寒冰;唐宁依;王姜立
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2013(020)005
【摘要】水侵量计算是实现气藏高效开发的基础工作.基于水驱气藏物质平衡方程,利用生产动态数据计算水侵量是较为简便的计算方法,但对于凝析气藏来说,当压力低于露点压力后,凝析油析出,水驱气藏物质平衡方程不再适用.通过物质平衡原理,建立了考虑反凝析现象、水侵及岩石、束缚水和凝析油弹性膨胀的水驱凝析气藏物质平衡方程,推导出水驱凝析气藏水侵量计算方法.实例应用表明,与常规水驱气藏计算的水侵量相比,水驱凝析气藏计算的水侵量较小,其考虑了凝析油析出,计算的水侵量较为准确.
【总页数】4页(P86-88,96)
【作者】吴克柳;李相方;许寒冰;唐宁依;王姜立
【作者单位】石油工程教育部重点实验室中国石油大学,北京102249;石油工程教育部重点实验室中国石油大学,北京102249;中油勘探开发研究院,北京100083;中油大港油田分公司,天津300280;中油冀东油田分公司,河北唐山063004
【正文语种】中文
【中图分类】TE33
【相关文献】
1.边水凝析气藏型储气库多周期注采水侵量计算模型
2.考虑反凝析影响的边水凝析气藏r见水时间预测模型
3.考虑反凝析影响的凝析气井产能试井问题
4.凝析气顶油藏气顶油环协同开发方式下水侵量计算模型
5.考虑反凝析的边水凝析气藏见水时间预测新方法
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
有水气藏水体活跃程度评价新方法
doi：10.3969/j.issn.1004-275X.2019.07.051有水气藏水体活跃程度评价新方法刘俊丰，李金龙，温中林，陈智芳，李拉毛才旦（青海油田采气一厂开发地质研究所，青海格尔木816000）摘要：以水侵常数为评价指标，基于气藏工程方法与计算机自动拟合方法，利用气藏气井实际生产数据求取各气井控制区域水侵常数，结合气井井位数据，绘制气藏水侵常数分布图。
通过该方法分析S气藏2-5-11小层，确定各单井水侵强度为1.2~4.92，平均水侵强度为2.49，判定该小层水体较活跃。
通过气藏水侵常数分布图发现小层整体水体较活跃，东北部与西南部水体最为活跃，气藏外部水体侵入存在两条明显水侵路径，小层被水侵入封割为4个独立区域，区域内受水侵影响较小。
有水气藏水体活跃程度评价新方法为明确气藏水侵特征与水体活跃程度，制定气藏治水方案提供技术支撑。
关键词：水体活跃程度；水侵强度；自动拟合方法中图分类号：TE371文献标志码：A文章编号：1004-275X（2019）07-119-05A new method for evaluating the activity of water bodies in water reservoirs.Liu Junfeng，Li Jinlong，Wen Zhonglin，Chen Zhifang，Lilamao Caidan.(Geological Institute for the Development of Gas Production and Production Plant in Qinghai Oilfield,816,000in Qinghai,Qinghai,China)Abstract:Based on the gas reservoir engineering method and computer automatic fitting method,the water invasion constants in the control areas of gas wells are obtained from the actual production data of gas wells,and drawn the distribution map of water invasion constants in gas reservoirs with the data of gas wells.Through the analysis of S gas reservoir2-5-11formation by this method,the water invasion intensi-ty of each single well is determined to be1.2-4.92and the average water invasion intensity is2.49,which indicates that the water of the small formation is more active.Through the distribution map of water inva-sion constants of gas reservoirs,it is found that the whole water in the small layer is more active,and the water in the northeast and southwest are the most active.There are two obvious water invasion paths for the water invasion outside the gas reservoir.The small layer is enclosed and cut into four independent ar-eas by water invasion,and the influence of water invasion in the region is less.A new method for evaluat-ing water body activity in water-bearing gas reservoirs provides technical support for defining water inva-sion characteristics and water body activity and formulating water control schemes for gas reservoirs.Key words:Water Activity;Water Invasion Intensity;Automatic Fitting Method气藏投入开采后，及早的判别气藏类型，识别水侵情况，有针对性的调整开发方案，能有效地防止水侵对气藏带来的伤害，目前在判别气藏水侵的方法体系已经较为成熟可靠，主要分为以下三种。
凝析气藏的液相伤害与防治
ｆ ｒ ａｉ ｎ ｗ ｔｒ ｗ ｌ ｒ ｓ ｌ ｉ ｒ ａ ｄ ｗ ｆ ｇ ｓ ｐ ｒ ｅ ｂ ｌ ｙ ｈ ｒ ｕ ｈ ｏ ｕ ｎ ｅｒｅ ａ ， ｉ ｐ ｐ ｒ ｉ ｔｏ ｕ ｅ ｔ ｇ ａ ｅ ｏ ｍ ｔ ａｅ ｉ ｅ ｕ ｔ ｎ ａ ｂ ｅ ｋ ｏ ｎ ｏ ａ ｅ ｏ ｍ ａ ｉ ｔ．Ｔ ｏ ｇ ｄ ｃ ｍｅ ｔ ｒ ｔ ｖ ｌ ｔ ｓ ａ ｅ ｎ ｄ ｃ ｓ ｒ ｒ ｒ ｄ ｉ ｉ ｈ ｒ ｅ ｏ
维普资讯
断
２ｏ ｏ ８年 ７月
块
油
气
田 第 ｌ 第 ４期 ５卷
Ｆ Ｕ Ｔ Ｂ Ｏ Ｋ Ｏ Ｌ＆ Ｇ ＳｎＥＵ） Ａ Ｌ － Ｌ Ｃ Ｉ Ａ
文章 编 号 ：０ ５ ８０ ２０ ）４－ ８． １０ — ９７ｌ０ ８０ ． ０ －４ － ０ ０
用 注 甲醇 和 注 Ｃ ２ Ｏ 混相 来解 除 。
关键词
凝 析 气藏 ； 凝析 污 染 ； 害机 理 ； 锁 ； 价 方 法 ； 治 措 施 伤 水 评 防
文 献 标 识 码 ： Ａ
中 图分 类 号 ：Ｅ ７ Ｔ ３２
Ｓ ｕ ｙｏ ａ ａ ｅａ ｄ ｐ ｅ ｅ ｔ ｎ ｏ ｑ ｉ ｈ ｓ ａ ｏ ｄ ｎ ａ ｅｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｔ ｄ ｎ ｄ ｍ ｇ ｎ ｒ ｔ ｅ ｅ ｖ ｉｓ ｏ ｉ ｆ ｎ
计算凝析气藏地质储量和重组总井流体组分的方法
计算凝析气藏地质储量和重组总井流体组分的方法
陈远千
【期刊名称】《断块油气田》
【年(卷),期】1997(004)005
【摘要】在计算凝析气藏的原始地质储量和确定总井流体的偏差系数时，拟临界压力和拟临界温度是必须的。
为了得到总井流体的拟临界参数，应当在井口分别取得气体和液体样品，并在实验室内测定气体和液体中每个成分的摩尔分量。
本文提供了计算凝析气藏原始地质储量和重组总井流体组分的方法。
【总页数】5页(P1-4,26)
【作者】陈远千
【作者单位】中国石油天然气总公司石油勘察开发科学研究院
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.9
【相关文献】
1.柯克亚凝析气田X8段非均质凝析气藏储量精细计算 [J], 薛陶峰;杨辉廷;颜其彬;刘新辉
2.定容凝析气藏动储量计算简易新方法 [J], 鹿克峰;程超逸
3.潜山凝析气藏油环判定及动态储量计算方法研究 [J], 王迪;姜永;黄磊;吴浩君
4.异常高压凝析气顶油藏地质储量计算模型 [J], 张安刚;范子菲;郭双生;宋珩
5.带油环凝析气藏动态储量计算——以板中北高点带油环凝析气藏为例 [J], 余元洲;杨丽容;史长林;朱小丽;邢卫东
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
凝析气藏工业气流量计算方法
凝析气藏工业气流量计算方法
曹艳;王秀芝;宋传真;龙胜祥
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2009(030)005
【摘要】国土资源部颁发的<DZ/T0217-2005石油天然气储量计算规范>给出了我国东部地区气藏不同埋藏深度下估算的工业气流标准,但该标准没有考虑气藏储渗条件的影响,也没有明显体现凝析油成分对工业气流的影响,不适合凝析气藏的对照使用.根据投入产出平衡原理,提出了凝析气藏工业气流计算模型,以我国西部凝析气藏为例,根据目前各项参数测算了相应的工业气流,绘制了工业气流图版.提出的方法也适用于含硫化氢等其他复杂成分气藏工业气流的计算.
【总页数】3页(P596-598)
【作者】曹艳;王秀芝;宋传真;龙胜祥
【作者单位】中国石化,勘探开发研究院,北京,100083;中国石化,勘探开发研究院,北京,100083;中国石化,勘探开发研究院,北京,100083;中国石化,勘探开发研究院,北京,100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE112.12
【相关文献】
1.页岩凝析气藏物质平衡方程及储量计算方法 [J], 陈婷婷;喻高明;张艺钟
2.一种基于压力梯度的凝析气井产水量计算方法 [J], 李洪;李治平;王香增;张亮;王
才;郭珍珍
3.定容凝析气藏动储量计算简易新方法 [J], 鹿克峰;程超逸
4.潜山凝析气藏油环判定及动态储量计算方法研究 [J], 王迪;姜永;黄磊;吴浩君
5.凝析气藏工业气流影响因素分析 [J], 曹艳;王秀芝;宋传真;龙胜祥
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 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)。
10 8 m3 ； S o 为凝 式中：V p 为当前压力下储集层空间， 析油饱和度；ΔS w 为水侵造成储集层中增加的含水 10 8 m3 ； W p 为 饱和度；W e 为当前累计天然水侵量， 10 8 m3 ； B w 为当前地层压力下 当前累计采出水量， 地层水的体积系数；V hv 为凝析气占据的储集空间，
储集层岩石、 束缚水与凝析油的弹性膨胀量 为： ΔV = （ C w S wi + C o S o + C f ） （ p i － p） GB gi （ 1 － S wi w 为地层水压缩系数， MPa 压缩系 数， MPa。
； C o 为凝析油
将 G a 称为水驱凝析气藏的视地质储量， 通过 实际生产数据即可计算出该值。式 （ 11 ） 或式 （ 14 ） 为视地质储量与地质储量之间的联系方程 ， 二者关 系如图 1 所示。
DOI：10. 3969 / j. issn. 1006 － 6535. 2013. 05. 018
考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
1 1 2 3 4* 吴克柳 ， 李相方 ， 许寒冰 ， 唐宁依 ， 王姜立
（ 1. 石油工程教育部重点实验室
中国石油大学， 北京 102249 ； 唐山 063004 ）
2. 中油勘探开发研究院， 北京 100083 ；3. 中油大港油田分公司， 天津 300280 ； 4. 中油冀东油田分公司， 河北
摘要：水侵量计算是实现气藏高效开发的基础工作 。基于水驱气藏物质平衡方程 ， 利用生产动 态数据计算水侵量是较为简便的计算方法 ， 但对于凝析气藏来说， 当压力低于露点压力后 ， 凝 析油析出， 水驱气藏物质平衡方程不再适用 。通过物质平衡原理， 建立了考虑反凝析现象 、 水 束缚水和凝析油弹性膨胀的水驱凝析气藏物质平衡方程 ， 推导出水驱凝析气藏水侵 侵及岩石、 量计算方法。实例应用表明， 与常规水驱气藏计算的水侵量相比 ， 水驱凝析气藏计算的水侵量 较小， 其考虑了凝析油析出， 计算的水侵量较为准确 。 关键词：凝析气藏；水驱；物质平衡方程；水侵量；反凝析 中图分类号：TE33 文献标识码：A 文章编号： 1006 － 6535 （ 2013 ） 05 － 0086 － 03
综合以上推导可知， 当不考虑反凝析现象时， 计 算的水侵量偏大， 且随着生产进行， 反凝析越来越严 计算的偏差也越来越明显。因此， 凝析气藏水侵 重， 应考虑反凝析现象的影 量计算及水体能量评价时， 响， 为确定合理的控水措施等提供理论依据。
将产量移到公式左端， 则式（ 8 ） 化简变形为： C p B g （ 1 － S wi ） + W p B w （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） =G + W e （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） （ 11 ）
引
言
水侵量计算是气藏动态分析、 排水采气方案确
［1 － 6 ］
则原始地下储集层空间为： 于露点压力， V pi = GB gi 1 － S wi （1）
定及控水措施实施的前期基础性工作
。 国内
10 8 m3 ； B gi 为原 式中：G 为储集层原始天然气储量， 始条件下天然气体积系数；S wi 为束缚水饱和度。 随着开发进行， 当地层压力低于露点压力后， 凝析油析出
3
实例计算
1991 年 投 产， p i = 58. 72 某一边水凝析气藏，
88
8 3
特种油气藏
第 20 卷
MPa， G = 253. 28 × 10 m ， T = 134℃ ， p d = 54. 11
S MPa，
wi
= 0. 41 ， C f = 5. 1 × 10 － 4 MPa － 1 ， C w = 2. 3 ×
1
凝析气藏物质平衡方程建立
边底水驱动凝析气藏， 原始条件下地层压力大
收稿日期：20130112 ；改回日期：20130322 “凝析气藏相变渗流机理及其试井方法研究” （ 50974128 ） ；国家科技重大专项 “西非深水油田注采参数优化及单井产能预测 基金项目：国家自然科学基金 （ 2011ZX05030 － 005 － 04 ） 研究” 2008 年毕业于中国地质大学（ 武汉） 石油工程专业， 作者简介：吴克柳（ 1985 － ） ， 男， 现为中国石油大学（ 北京） 油气田开发工程专业在读博士研究生， 主要 从事气田及凝析气田开发研究。 * 参加此研究工作的还有李卫星。
第5 期
吴克柳等：考虑反凝析的凝析气藏水侵量计算新方法
87
10 m 。 由式（ 2 ） ～ （ 4 ） 可得当前压力下储集层空间 为： Vp = （ G － Gp ） Bg （5） （ W e － W p B w ） （ 1 － S wi ） 1 － S wi － S o － GB gi
8
3
其中， 令： Ga = G p B g （ 1 － S wi ） + W p B w （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） （ 12 ） ΔG = W e （ 1 － S wi ） （ 1 － C t Δp） B g （ 1 － S wi ） － B gi （ 1 － S wi － S o ） （ 1 － C t Δp） （ 13 ） 则式（ 11 ） 可写为： G a = G + ΔG （ 14 ）
可计算出水侵量。由式（ 7 ） 变形为： 动态数据， 1 － （ C w S wi + C o S o + C f ） （ p i － p） = （ G － G p ） B g （ 1 － S wi ） （ 1 － S wi － S o ） GB gi － （ W e － W p B w ） （ 1 － S wi ） （8） 令： C t = C w S wi + C o S o + C f Δp = p i － p （9） （ 10 ）
4
结
论
（ 1 ） 基于反凝析现象、 水侵量及岩石、 束缚水 推导出水驱凝析气藏物 与凝析油的弹性膨胀考虑， 质平衡方程。
气藏生产动态数据
Wo /10 4 m3 0. 01 20. 81 24. 27 25. 39 28. 72 29. 58 31. 35 31. 78 33. 52 39. 38 44. 72 49. 90 53. 73 62. 56 72. 30 79. 10 81. 20 84. 31 94. 74 Gp /10 8 m3 0. 01 8. 42 9. 85 10. 41 12. 08 12. 48 13. 40 13. 62 14. 40 17. 17 19. 73 22. 23 24. 07 28. 16 32. 62 35. 58 36. 47 37. 76 42. 22 Wp /10 4 m3 0. 00 0. 95 1. 02 1. 08 1. 20 1. 23 1. 29 1. 30 1. 38 1. 64 1. 77 1. 84 1. 87 1. 98 2. 24 2. 48 2. 54 2. 64 3. 15 z 1. 34 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 30 1. 29 1. 29 1. 28 1. 28 1. 27 1. 26 1. 26 1. 25 1. 25 1. 24
10 － 4 MPa － 1 ， C o = 2. 6 × 10 － 4 MPa － 1 ， 根据定容衰竭 实验确定开发过程中凝析油饱和度变化值 （ 图 2 ） ， 其拟合公式为： S o = 0. 0000523 p3 － 0. 0079984 p2 + 0. 1763146 p + 5. 3474683 （ 17 ）
［18 － 19 ］
外学者做了大量研究， 假设许多水侵模型， 推导了 有稳态水侵、 准稳态水侵、 非 各种水侵量计算公式， 稳态水侵模型等， 但计算非常复杂， 且水域静态参 数（ 孔隙度、 渗透率、 几何参 数 ） 及 常 用 动 态 参 数 （ 水侵常数、 无因次半径、 无因次时间步长 ） 等无法 准确获取， 计算偏差很大
图3
2 种方法计算的水侵量变化曲线
计算的水侵量， 且随凝析油不断析出， 差异越来越 显著。造成计算差异性的原因是常规气藏法将析 且 出的凝析油视为外来水而增大了计算的水侵量 ， 这种差异性随着凝析气藏中凝析油含量的增大而 增大。在凝析气藏开发过程中， 评价水侵量及水体 能量时应考虑反凝析现象对水侵量计算的影响 ， 才 能更科学地确定合理的控水措施 。
［7 － 15 ］
， 储集层被凝析气、 束缚水、 净水 （2）
8 3
侵量、 凝析油充满， 此时凝析气体积为： Vg = （ G － Gp ） Bg 为当前地层压力下天然气体积系数 。 凝析气占据储集层空间为： V hv = V p （ 1 － S wi － S o － ΔS w ） ΔS w = （ W e － W p B w ） （ 1 － S wi ） GB gi （3） （4） 10 m ； B g 式中：G p 为当前原始凝析气的累计产量，
［20 ］
，
+
（ C w S wi + C o S o + C f ） （ p i － p） GB gi （ 1 － S wi ）
式（ 7 ） 即为考虑反凝析、 弹性膨胀及边底水侵 入的凝析气藏物质平衡方程。
2
水侵量计算公式推导
基于建立的凝析气藏物质平衡方程 ， 结合生产
图1
水驱凝析气藏视地质储量变化示意图