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。
RVCGi
式中：
VCS MC nC = VgS 24055ng CS
RVCGi — 原始凝析气的体积凝析液气比，m3/m3 VgS、VCS — 分别为原始凝析气中标准条件下干气体积
第四章 凝析气藏开采理论与技术
第一节 流体相态特征及油气藏分类
凝析气藏： 是在一定地质条件（储层、烃类组 成、温度、压力等）下形成的气态矿藏。 凝析气组成中含有标况下为液态的 C5以
上烃类，在等温降压过程中存在反凝析
现象。是复杂类型特殊气藏。
凝 析 气 中 凝 析 油 含 量 一 般 在 30~
二、保持压力开发方式
1、适应条件 （ 1 ）储层较均质，较大范围内连通性好， 有较大的油气储量。 （ 2 ）市场对天然气需求有限，或天然气 价格低。 （ 3 ）循环注气能够大幅度提高凝析油采 收率。 （4）系统评价有效益。
2、优缺点
优点： 提高凝析油采收率。 一方面注气弥补采气造成的地下体积 亏空，保持了地层压力，使地层中烃类系 统几乎始终保持在单相气态下渗流，采气 井能在较长的时间内以较高的油气产量稳 定生产； 另一方面，由于注入剂驱替作用，使 更多的高含凝析油的凝析气得以采出。
以大幅度地提高凝析油采收率。
4、保持压力水平

完全保持地层压力
气体回注率接近1

部分保持地层压力 气体回注率小于1
5、注入剂
（1）干气 a. 注入干气作为驱替剂将地层中的 湿气驱向采气井的井底。 b. 干气与地层中已经析出的凝析油 接触，将其中的中间烃组分蒸发到气相 中而采出，减少了残留在地层中的反凝 析油饱和度。
j =1 m m
Z
j =1 m j =1
m
j
CS Z j M j
j =1
Z M
j
j
CS j
式中： Zj — C5以上各组分的摩尔分数 Mj — C5以上各组分的（考虑蒸汽水时则包含水组分） 的相对分子质量 ρCSj — C5以上j组分（考虑蒸汽水时则包含水组分）的 标准条件下密度，g/cm3
1000g/cm3之间。
C1~C4在标准条件下为气态，是天然 气主要成分。
C5~C16 在标准条件下为液态，是油 和凝析油主要成分。 其中石蜡油大致为 C18~C24 ，石蜡大致为 C25~C35 ，其余为固态残留物胶质、沥青 等成分。
C17以上在标准条件下为膏状或固态，
与黑油相比，凝析油具有以下特点： （1） C5~C16组分占绝大多数 （2）沸点小于200℃的汽油馏分（C6 ~ C12）含量高 （3 ）多数凝析油中沥青质、硫和蜡含 量低 （4 ）组成中包括烷烃、环烷烃和芳香 烃，通常以烷烃为主 （5）密度一般在0.66~0.84g/cm3之间
（2）氮气或氮气与天然气混合物 a. 注入干气作为驱替剂将地层中的湿气 驱向采气井的井底。 b. 干气与地层中已经析出的凝析油接触， 将其中的中间烃组分蒸发到气相中而采出， 减少了残留在地层中的反凝析油饱和度。 c. 将导致气藏露点压力升高，需要重新 考虑压力保持水平。
（3）水 有许多优越性，但很少实施，即使实 施，也是有针对性地为了提高带油环凝析 气藏的油环部分的水驱效果。
二、油气藏的分类
（a）干气藏
（b）湿气藏
（c）凝析气藏
（d）近临界态凝析气藏
（e）挥发性油藏 （f）黑油油藏
（a）干气藏
（b）湿气藏
（c）凝析气藏
（d）近临界态凝析气藏
（e）挥发性油藏
（f）黑油油藏
油藏 p 重 油
气藏
近 临 界 态 油 气
常 挥 规 发 油 油
常规凝析气
pmax 反 凝 析
湿 气
或者是国民经济急需要用气，油环原
油的储量比较大。
1、衰竭式开发方式
☆在活跃水驱条件下先开采气 顶后开采油环 ☆在定容条件下先开采气顶后 开采油环
2、保持压力开发方式
㈢先开采油环后开采凝析气顶 1、衰竭式开发方式
★ ★ 气顶气 气顶气+边底水
2、保持压力开发方式 ◇边缘或底部注水 ◇顶部注气和底部注水相结合 ◇屏障注水与边缘注水、面积注水
2、保持压力开发方式 ♦顶部注干气
♦顶部注氮气
第四节 凝析气藏储量计算
凝析气藏与干气藏的主要区别是储 层凝析气中含有标准条件下为液态的 C5 以上组分 ( 统称 C5+) ，还比较富含乙烷、 丙烷和丁烷成分。
凝析气藏计算储量分为干气储量和
凝析油储量。
一、容积法
将储层凝析气计算到标准条件下总
气态体积储量(G)、干气体积储量(Gg)和 凝析油地质储量(Gc)。
对凝析气藏和湿气藏：
Zi psT Bgi = 1 RMCGi piTs
对干气藏：
Z i psT Bgi = piTs
式中： ps — 标准压力，ps=0.101325MPa； Ts — 标准温度，Ts=273.15K； pi — 原始气藏(或分区)平均压力，MPa； T — 气藏(或分区)平均温度，K； Zi — pi、T条件下凝析气偏差系数，无量纲； RMCGi — 原始凝析气的摩尔凝析液气比，mol/mol。
干气与湿气： 即甲烷到丁烷。其中CH4为甲烷，C2+为重
烃气（2个碳数及以上的烃气）。 又叫贫气。 又叫富气。
烃气（烃类气体）主要为C1~C4的烷烃，
CH4≥95% 、 C2+<5% 的烃气，称干气，
பைடு நூலகம்
CH4≥95% 、 C2+>5% 的烃气，称湿气，
一、P-T相图
典型P-T相图
典型P-T相图
从低温到高温，由不同温度下的泡点组成的 连线称为泡点线，对应的压力称为泡点压力。
干 气
C
区 Tmax
T
不同类型油气藏在相图上位置示意图
三、凝析气藏的分类
（1）纯凝析气藏 （2）凝析气-油藏
指凝析气顶与油环共存的凝析气藏。
凝析气-油藏按油气分布结构分为5种类型。
油气界面
油水界面
油气和油水界面有4条内外边界线 存在纯油区
油水内边界线处于油气外边界线以内 不存在纯油区
底油衬托含气区 有1条油气边界线和2条油水边界线 存在纯油区
第三节 凝析气-油藏的开发程序
凝析气 - 油藏：是指凝析气和原油共
存于同一水动力系统中。
带油环（或带底油）凝析气藏：在储 层中凝析气占有体积大于原油占有体积。
凝析气顶油藏：在储层中原油占有体
积大于凝析气占有体积。
一、选择凝析气-油藏开发程序和开发方 式应考虑的因素
（1）油环和凝析气顶的大小，包括面积、厚
k 1 k 1
m
n


k
Vhci 0.01A h Sg
Sg 1.0 Swi Soi
k — 储量计算单元的编号 A — 含气面积，106m2 H — 有效厚度，m Sg — 含气饱和度 — 有效孔隙度 Swi — 束缚水饱和度 Soi —残余油饱和度 Sg — 含气饱和度
相结合
屏障注水：
在油气界面附近部署一定数量注水 井，一方面在油环开发过程中水对原油
起驱替作用，维持油藏压力，同时，对
气顶凝析气起到屏障封堵的作用，尽可
能阻止气顶气向油环气窜，保护气顶。
㈣同时开采油环和凝析气顶
1、衰竭式开发方式 ◇ 较大规模凝析气—油藏的衰 竭式开发
◇ 薄层凝析气—油藏的开发
原油和凝析气从油气界面处产出
典型P-T相图
由不同温度下的露点连成的线称为露 点线，对应的压力称为露点压力。
典型P-T相图
由泡点线和露点线一起构成了 P-T 相图中 的相包络线，在包络线上的点统称饱和点。
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)。
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。 （ 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。