第4章 凝析气藏开发总结
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是石油工业中一个重要的领域，其中涉及到的气液变相态渗流现象对于理解和掌握油气开采具有关键性的作用。
随着科技的发展和油气资源的日益紧张，对凝析气藏的开发和利用已经成为当前研究的重要方向。
因此，对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究具有重要的理论意义和实际应用价值。
二、凝析气藏的特点凝析气藏具有其独特的特点，其中最主要的是气液两相共存以及其随温度压力变化的相态变化特性。
由于温度和压力的变化，气藏中的油气将经历从液态到气态的转变，这给油气开采带来了巨大的挑战。
三、气液变相态渗流的基本原理气液变相态渗流是指在多孔介质中，气体和液体因温度、压力等条件变化而发生相态转变的过程。
这个过程涉及到多孔介质的物理性质、流体性质以及流体与介质之间的相互作用等因素。
在凝析气藏中，这种渗流现象尤为明显，其理论的研究对于油气开采具有重要的指导意义。
四、理论研究现状及发展趋势目前，国内外学者对凝析气藏的气液变相态渗流理论进行了大量的研究，取得了一定的成果。
然而，由于该问题的复杂性，仍有许多问题需要进一步的研究和探讨。
例如，多孔介质的物理性质对渗流过程的影响、流体在多孔介质中的流动规律、以及相态转变的机理等。
未来，随着科技的发展和研究的深入，我们期待能够更深入地理解这一过程，为油气开采提供更准确的指导。
五、研究方法及模型构建对于凝析气藏的气液变相态渗流理论的研究，主要采用的方法包括实验研究和理论分析。
实验研究主要是通过模拟实际环境下的油气流动过程，来观察和记录其变化规律。
而理论分析则是通过建立数学模型，对实验结果进行解释和预测。
在模型构建过程中，需要考虑多孔介质的物理性质、流体的性质以及流体与介质之间的相互作用等因素。
六、研究结果及讨论通过研究，我们发现凝析气藏的气液变相态渗流过程受到多种因素的影响，包括温度、压力、流体的性质以及多孔介质的物理性质等。
在这个过程中，相态的转变以及流动的规律等都有待于进一步的研究和探索。
《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，其开发利用具有重要的经济和战略意义。
然而，凝析气藏的开发难度大，其核心问题在于气液变相态渗流过程的研究。
因此，本文旨在探讨凝析气藏气液变相态渗流理论，以期为凝析气藏的开发提供理论支持。
二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中的轻质组分在压力降低时发生凝析，形成液态烃类物质的气藏。
凝析气藏具有复杂的物理性质和化学性质，其开发过程涉及多种相态变化和渗流过程。
因此，研究凝析气藏的气液变相态渗流理论对于提高采收率和经济效益具有重要意义。
三、气液变相态渗流理论1. 相态变化理论凝析气藏的相态变化是指在压力、温度等条件变化时，气藏中的气体和液体发生相互转化。
在开发过程中，随着压力的降低，天然气中的轻质组分逐渐凝析为液态烃类物质，形成气液两相共存的状态。
因此，研究相态变化理论是理解凝析气藏渗流机制的基础。
2. 渗流理论凝析气藏的渗流过程涉及多种物理和化学过程，包括气体扩散、液体流动、相态变化等。
在渗流过程中，气体的流动受到多种因素的影响，如孔隙结构、流体性质、温度压力等。
因此，研究渗流理论需要综合考虑这些因素的影响，建立合适的数学模型和物理模型。
四、凝析气藏开发过程中的问题及挑战在凝析气藏的开发过程中，存在许多问题和挑战。
首先，凝析气藏的物理性质和化学性质复杂，需要深入研究其相态变化和渗流机制。
其次，凝析气藏的采收率受到多种因素的影响，如储层性质、采收技术等。
此外，凝析气藏的开发过程中还需要考虑环境保护和安全生产等问题。
因此，需要建立完善的理论体系和技术体系来解决这些问题和挑战。
五、凝析气藏气液变相态渗流理论的研究方法1. 实验研究方法实验研究是凝析气藏气液变相态渗流理论研究的重要手段之一。
通过实验可以观察和分析凝析气藏的相态变化和渗流过程，为理论研究提供重要的数据支持。
2. 数值模拟方法数值模拟是另一种重要的研究方法。
通过建立数学模型和物理模型，可以模拟凝析气藏的相态变化和渗流过程，预测采收率和经济效益等指标。
《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。
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏作为一种非常规的天然气资源，其气液变相态渗流问题一直是国内外油气工程领域研究的热点问题。
该问题不仅关系到气藏的开发与利用，而且涉及到储层地质模型建立、流体传输过程等众多科学领域。
因此，开展凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，对于提高油气采收率、优化开发方案以及保障能源安全具有重要意义。
二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中的重烃组分可以在一定压力和温度范围内凝析为液体的非常规天然气资源。
在气藏的开发过程中，气液变相态渗流是一个复杂的物理过程，涉及气体与液体的相互转化、流动和传输等多个方面。
因此，研究凝析气藏的气液变相态渗流理论，对于理解其储层特征、开发策略以及提高采收率具有重要意义。
三、气液变相态渗流理论1. 理论基础凝析气藏的气液变相态渗流理论主要基于热力学、流体力学和相态转换理论。
在一定的温度和压力条件下，天然气中的重烃组分会发生相态转换，由气态转变为液态。
这一过程涉及到复杂的物理化学过程，包括相态平衡、传热传质等。
因此，研究这一过程需要综合考虑多种因素，如储层岩石的物理性质、流体性质以及地层条件等。
2. 渗流模型为了更好地描述凝析气藏的气液变相态渗流过程，需要建立相应的渗流模型。
目前，常用的渗流模型包括多孔介质模型、双连续介质模型等。
这些模型能够描述气体和液体在储层中的流动过程，以及相态转换过程中的传热传质现象。
通过建立合理的渗流模型，可以更好地理解凝析气藏的储层特征和开发过程。
四、研究方法与技术手段1. 实验研究实验研究是凝析气藏气液变相态渗流理论研究的重要手段之一。
通过实验，可以模拟储层条件下的气体和液体流动过程，观察相态转换现象，并获取相关参数。
这些参数对于建立合理的渗流模型和优化开发方案具有重要意义。
2. 数值模拟数值模拟是另一种重要的研究方法。
通过建立数学模型，模拟储层条件下的气体和液体流动过程，可以更深入地了解相态转换现象和渗流规律。
凝析气藏开发_简介
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 。
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。
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。
《2024年凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是指具有凝析性质（含液相组分）的气藏。
这种类型的气藏因为含有一定比例的液相，往往会导致其采出过程中出现气液变相态渗流现象，这给气藏的开采和开发带来了极大的挑战。
因此，对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究显得尤为重要。
本文旨在通过系统分析、实验研究以及理论建模等方式，对凝析气藏气液变相态渗流现象进行深入研究，为该类型气藏的高效开发和开采提供理论依据。
二、凝析气藏的基本特性凝析气藏具有显著的物理特性，其中最为关键的是其气液两相共存的特点。
在地下环境中，凝析气藏的气液相会随着压力和温度的变化而发生相态变化，这种变化不仅影响气藏的开采过程，也影响着采收率的评估。
在常规温度和压力下，气体状态以高压强度的压缩态为主，而在地壳深层条件下则会发生分离或重新结合等现象。
此外，其渗流机制也是独特的，不同阶段有着不同的变化，呈现出一种复杂的动态过程。
三、气液变相态渗流现象分析在凝析气藏的开采过程中，由于压力和温度的变化，气液两相会发生明显的相态变化。
这种变化会导致渗流规律发生改变，影响油气在地下岩石中的流动方向和速度。
对于气液变相态渗流现象的分析需要结合流体物理、岩石物理、地质工程等多学科的理论知识。
本文通过对渗流过程进行模拟分析，深入探讨相态变化与渗流规律的关系。
四、理论模型构建与实验研究为了更深入地研究凝析气藏的气液变相态渗流现象，本文构建了相应的理论模型。
该模型基于流体动力学、热力学等基本原理，结合凝析气藏的实际情况进行优化和调整。
同时，通过实验研究对模型进行验证和修正。
实验主要采用先进的流体模拟技术和物理模拟实验相结合的方式，通过改变压力、温度等参数来模拟地下环境的变化过程。
通过实验数据与理论模型的对比分析，不断优化模型参数，提高模型的准确性和可靠性。
五、研究结果与讨论通过理论模型和实验研究，本文得出了一系列关于凝析气藏气液变相态渗流的研究结果。
首先，明确了不同压力和温度条件下气液两相的相态变化规律；其次，揭示了相态变化对渗流规律的影响机制；最后，提出了针对凝析气藏的高效开发和开采策略。
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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
2、凝析气储量
应考虑凝析油，如果地下为两相，则气顶应按凝析气来计算，而油环 则按油藏储量来计算。
C5以上组分）的摩尔组成。按一定规律进行统计对比分析，即可得到φ1参
数判别法，其公式如下：
ϕ=1
C2 + C1 + C2 + C3 + C4
C3
C+ 5
4.1.3 烃类类型的判别方法
4、φ1参数判别法
分类标准为：
φ1＞450
气藏
80＜φ1＜450
无油环凝析气藏
60≤φ1≤80
带小油环凝析气藏
15＜φ1≤60
2）C1/C5+比值判别法
该方法的界限值为C1/C5+=52
C1/C5+＜52
带油环的凝析气藏
C1/C5+＞52
无油环凝析气藏
该方法根据102个凝析气藏检验表明，符合率为86%。
4.1.3 烃类类型的判别方法
6、判别凝析气藏是否带油环的方法
3）按等级进行分类的判别法 以油气藏烃类体系的组分和组成含量为依据，建立特征参数进行判别。
2)引起凝析气井井流物组分组成及相态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他烃类的地面回收率。
3)凝析油气在储集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。
4
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、凝析气藏的开发特征
4) 深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，埋藏深、压 力高、体系复杂。
＞6 ＞5.3
n
∑ φ = Rxi i =1
判别标准： φ＞11──带油环凝析气藏 φ＜9──无油环凝析气藏 φ=11～9──两种类型混合物 据102个油气藏检验表明，符合率可达91%。
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 常规油气分布理论
地层压力高于露点压力： 储层未有凝析油析出，为干气分布；
第4章 凝析气藏开发
4.1 凝析气藏特征及类型判别 4.2 凝析气井气油两相流动产能方程 4.3 凝析气藏的开发方式
1
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
1、凝析气藏特征
（1）高压、高温 （2）具有足够数量的气态烃和一定数量的液态烃 凝析油含量是由凝析油的密度、馏分组成、族分组成（烷烃、环烷烃）以 及某些物理性质所决定。 （3）具有一定的甲烷同系物 在高压下，液态烃在甲烷气体中的溶解度非常低，但当高分子气态同系物 增加时，可以明显提高液态烃的溶解度，有利于凝析气藏的形成。
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。
临界点 C
B
C1 线 泡点 80%
B2 D
40%
含量线 液
20% 10%
露 点 线
5% 油藏流体变化路径
1000
5%
A1
A2
B
500 0
50
100
150
200
250
300
350
油藏温度， F
油气藏流体PT相图
4.1.3 烃类类型的判别方法
p p
f
p maxs
C
Tm a xs
1、
相
psep
图 干气藏
地下流体密度（g/cm3）
＜0.225～0.250 0.225～0.45 0.425～0.65 0.625～0.900 ＞0.875
平均分子量
＜20 20～40 35～80 75～275 ＞225
表中的平均分子量由加和原则求得，即
n
∑ M = MiZi i =1
4.1.3 烃类类型的判别方法
3、地层流体密度和平均分子量判别法
可动气和可动油 可动气和不可动油 可动气
不同区域的流动特征：
凝
凝析气
I区：生产气油比是常数；进入I
析 气
I区
II区
III区 区的单相气与产出井流物有相同
井
的组分；
凝析油
两相区
单相区
II区：凝析油净聚集的区域，可
以采用等容衰竭来描述；
III区：组分不变，等于原始状态
三区油气分布示意图
对于近井区的描述过于简单，忽视了不同流动相间过渡区的存 在；对渗流过程中不同影响因素的考虑还不全面；I区边界定义合 理性还有待验证
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
C2+，%
0.1～5.0
C2/C3
4～160
100×C2/（C3+C4） 300～1000以上
100×C2+/C1
0.1～5.0
无油环凝析气藏
5～15 2.2～6.0
10～30
20～70
1～3
0.5～1.3
50～200
20～100
10～40
30～600
4.1.3 烃类类型的判别方法
3、地层流体密度和平均分子量判别法
油气藏类型
气藏 凝析气藏 挥发性油藏 普通黑油油藏 重质油藏
油气藏类型判别等级号（Rxi）
特征 参数
F1 F2 F3 F4
5 0～25 0～2 1～2 0.1～1.3
等
级
4
3
25～50
50～75
2～4
4～6
2～3
3～4
1.3～2.3 2.3～3.3
号（Rxi）
2
1
75～100 100～125
6～8
8～10
4～5
5～6
3.3～4.3 4.3～5.3
0 ＞125 ＞10
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
4.1.3 烃类类型的判别方法
6、判别凝析气藏是否带油环的方法
1）C5+含量判别法 判别标准为：
C5+含量（摩尔组成）＜1.75%
无油环凝析气藏
C5++含量（摩尔组成）＞1.75%
带油环的凝析气藏
该方法根据100个凝析气藏检验，符合率为86%。
Mo
=
44.29γ o 1.03 − γ o
（4－4）
凝析气中天然气的原始地质储量为
Gg = Gfg
（4－5）
凝析气中凝析油的原始地质储量为
Nc = 10−4 Gg / GOR
（4－6）
式中：Nc——凝析油的原始地质储量，104m3
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法
地层条件下的流体密度ρ由取样测得,若无实测资料,可用经验公式计
算： 当 M＜20时:
ρ =( M −16) /13.3
当20＜ M＜250时:
ρ=(lgM －0.74)/1.842
4.1.3 烃类类型的判别方法
4、φ1参数判别法
根据不同油气藏采出井流物（地下烃类体系）中C1、C2、C3、C4和C5+ （