气田、凝析气田
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天然气基础知识简介.
一、水合物的特点。 是一种白色结晶固体，外观形似松散的冰，或者致密的雪。 二、形成条件。 1、气体中水汽处于过饱和状态。 2、有足够高的压力和足够低的温度。 3、水合物的形成还和气体的波动有关。 三、水合物对输气生产的影响 1、水合物在弯头、阀门、节流装置处形成，使天然气流通面积减小，形 成局部堵塞，是下游压力降低。 2、水合物在节流孔板处形成，会影响计量天然气流量的准确性。 3、水合物不及时排除，堵塞严重，使上游天然气压力上升，引起安全事 故的发生。 四、防止水合物形成的措施 1、提高天然气的流动温度，即运用加热系统对天然气进行加热。 2、脱除天然气中的水汽，即对天然气进行干燥。 液体吸收法脱水：利用甘醇的亲水性进行吸收水汽。 固体吸附法脱水：利用分子筛、氧化铝、活性碳、硅胶吸附水汽能力 吸附脱离天然气中水汽
15 0.69 0.53 0.02 0.51 0.34
YiMi
∑=100%—17.09
二、天然气密度及相对密度 ①、天然气密度：单位体积天然气质量。Kg/m3 ρ=m/V ρ—密度， Kg/m3 m—天然气质量，Kg V—天然气体积，m3 ②、天然气相对密度 指相同压力温度下，天然气密度与空气密度的比值 G=M/28.96 G—相对密度 M—天然气分子量 三、天然气的粘度 表示天然气流动的难易程度的物理量，为天然气的粘度。与其组分的相 对分子质量、组成、温度及压力有关。低压条件下，粘度随温度升高而增大， 随相对分子量增大而减小。高压条件下，粘度随压力增大而增大，随温度增高 而减低，随相对分子量的增大而减小。 四、天然气具有膨胀性和可压缩性 五、天然气的热值 单位天然气完全燃烧所放出的热量叫热值，单位：KJ/m3 天然气的热值在9000Kcd/m3以上，煤气的热值为4000Kcd/m3
一、基本概念 为了达到某种生产目的，将各种设备、仪器以及相应管线等按不同方案进 行布置，这种布置方案就是工艺流程。输气站的工艺流程，即输气站的设备、 管线、仪表等的布置方案，通过输气站的设备、仪表及相应的工艺流程，完成 输气站承担的各种输气任务。 表示输气站工艺流程的平面图形，称为工艺流程图。 二、输气站设备的基本组成 1、分离器。用来分离天然气中少量液态水、沙砾等杂质，保证天然气气 质要求。 2、清管收发球筒。用来进行清管作业，发送和接收清管器，清除管内污物 3、自力式调压阀。用于自动调节输气站或用户的压力。 4、阀门。用以切断或控制天然气气流的压力、气量。 5、安全阀。管线设备超压时自动开阀泄压，保证管线安全。 6、流量计、温度表、压力表。用来测算天然气输进时的各种参数。 7、压力变送器、压差变送器、温度变送器。传输压力、压差、温度等电信 号至计量系统进行天然气流量计算。
第2章 气藏开发方案设计
Ewg Wm 100% Qm
18 废弃产量 按SY/T6098规定执行 19 废弃压力 按SY/T6098规定执行
20 递减率 气田（藏）产量开始下降时，对应前一年产量减少幅度， 用百分数表示。分为自然递减率和综合递减率。 21 自然递减率 未考虑各项措施增产量的递减率，
DN 1 Qgwh Qgn Qgi Qgwht 100%
Rqc Q pre 100%
Q
i 1
5
rpi
42 已投产气井
完成地面建设配套设施，具有一定生产能力并投入生产的气井。 43 气井开井 当月内连续生产24h以上的井定为开井，间歇采气井在一日内生产达 到规定时间的定为开井。 44 计划关井 由于作业占用、方案实施、调整方案、试井及用户等因素影响，上 报主管部门审批并同意关井的气井。
2.3 气田开发方案设计方法
二、开发技术政策-开发指标设计
2、气井废弃产量 根据《石油天然气行业标准》中的定义，当天然气的生产 经营成本大于等于销售净收入时的产量即为废弃产量。根 据现场提供的气价、税、生产操作成本等经济参数进行计 算。天然气价格，平均单井操作成本，资源税为增值税， 城建税，教育附加费。
45 气井利用率 报告期开气井数与全部投产井数之比
Rgu nop n gd nshp 100%
46 天然气商品率 报告期天然气商品与天然气工业产量之比
Rcn Qvgo Q go 100%
47 天然气生产自用率 报告期内生产自用气量与天然气工业产量之比，
Rgp Qapu Q go 100%
气田开发方案编制参考工作图
气田开发方案编制参考工作图
气田开发方案编制参考工作图
气田开发方案编制参考工作图
18 废弃产量 按SY/T6098规定执行 19 废弃压力 按SY/T6098规定执行
20 递减率 气田（藏）产量开始下降时，对应前一年产量减少幅度， 用百分数表示。分为自然递减率和综合递减率。 21 自然递减率 未考虑各项措施增产量的递减率，
DN 1 Qgwh Qgn Qgi Qgwht 100%
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42 已投产气井
完成地面建设配套设施，具有一定生产能力并投入生产的气井。 43 气井开井 当月内连续生产24h以上的井定为开井，间歇采气井在一日内生产达 到规定时间的定为开井。 44 计划关井 由于作业占用、方案实施、调整方案、试井及用户等因素影响，上 报主管部门审批并同意关井的气井。
2.3 气田开发方案设计方法
二、开发技术政策-开发指标设计
2、气井废弃产量 根据《石油天然气行业标准》中的定义，当天然气的生产 经营成本大于等于销售净收入时的产量即为废弃产量。根 据现场提供的气价、税、生产操作成本等经济参数进行计 算。天然气价格，平均单井操作成本，资源税为增值税， 城建税，教育附加费。
45 气井利用率 报告期开气井数与全部投产井数之比
Rgu nop n gd nshp 100%
46 天然气商品率 报告期天然气商品与天然气工业产量之比
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47 天然气生产自用率 报告期内生产自用气量与天然气工业产量之比，
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气田开发方案编制参考工作图
气田开发方案编制参考工作图
气田开发方案编制参考工作图
气田开发方案编制参考工作图
天然气基础知识
天然气基础知识一、概述天然气是从地下开采出来的一种可燃性气体,它是埋藏在地壳下面的生物有机体,经过漫长的地质年代和复杂的转化过程而形成的。
我国利用天然气有着悠久的历史，它是气体燃料中出类拔萃的新秀，具有清洁、无毒、热值高、使用调节方便等优点，广泛用于各行各业，如熬盐、化工、化肥、冶炼、碳黑生产，CNG汽车和城市民用等。
随着城市建设发展，城市天然气事业迅速壮大，公用、民用气用户大量增加，为减轻环境污染，天然气在各行各业不断受到重视，它是二十一世纪一种清洁、高效、优质的环保能源。
二、天然气的种类按照油气藏的特点，天然气可分为三类，即气田气、凝析气田气和油田伴生气。
⑴气田气热值一般为34.69MJ/Nm3(8300KCAL/Nm3），是指在开采过程中没有或只有较少天然汽油凝析出来的天然气，这种天然气在气藏中，烃类以单相存在，其甲烷的含量约为80％～90％，而戊烷以上的烃类组分含量很少。
⑵凝析气田气热值一般为48.36MJ/Nm3(11569KCAL/Nm3），这种天然气中戊烷以上的组分含量较多，但是在开采中没有较重组分的原油同时采出，只有凝析油同时采出。
⑶油田伴生气热值一般为45.47MJ/Nm3(10878KCAL/Nm3），这种天然气是油藏中烃类以液相或气液两相共存，采油时与石油同时被采出，天然气中的重烃组分较多。
按照天然气中烃类组分的含量多少，天然气可分为干气和湿气。
⑴干气是指戊烷以上烃类可凝结组分的含量低于100g／m3的天然气。
干气中的甲烷含量一般在90％以上，乙烷、丙烷、丁烷的含量不多，戊烷以上烃类组分很少。
大部分气田气都是干气。
⑵湿气是指戊烷以上烃类可凝结组分的含量高于100g／m3的天然气。
湿气中的甲烷含量一般在80％以下，戊烷以上的组分含量较高，开采中可同时回收天然汽油(即凝析油)。
一般情况下，油田气和部分凝析气田全可能是湿气。
按照天然气中的含硫量差别，天然气可分为洁气和酸性天然气。
LNG主要技术特点及今后发展方向
c、LNG的主要用途 1）作为清洁燃料汽化后供城市居民使用，具有安全、方便、快捷、污染小的特点 。 2）作代用汽车燃料使用。采用LNG作为汽车发动机燃料，发动机仅需作适当变动 ，运行不仅安全可靠，而且噪声低污染小，特别是在排放法规日益严格的今天，以 LNG作为燃料的汽车，排气明显改善。据资料报道：与压缩天然气（CNG） 比较
到78%或77%。 LNG续航里程强于CNG，而且国内LNG加气站网络也在逐步覆盖。以联合卡车 为例，两个500升的气罐可以达到800公里，除了个别情况，运距问题一般都能满足 用户需求。在LNG用户中，目前整个行业内个人散户不到30%，70%多的是集团客 户。而联合卡车90%的都是集团大客户。 由此可见在天然气行业中，LNG公路运输仍然是一片广阔市场前景。
三、油气对比介绍
一、LNG汽车“油改气”项目背景和意义
二、LNG汽车与其它燃料汽车的对比分析
一、 LNG汽车“油改气”项目背景和意义
众所周知：当前中国有两大矛盾制约着中国社会经济的发展
一是能源需求日趋 紧张与汽车保有量快 速攀升之间的矛盾；
二是巨大资源消耗 所带来环境污染与节能 减排之间的矛盾。
2、安全性对比
天然气的燃点为650℃，比汽柴油的燃点高，点火能也高于汽柴油，所以比 汽柴油更难点燃。天然气的爆炸极限为5～15%，且密度低于空气，因而稍有泄
漏即挥发扩散；而汽油燃点为427℃，爆炸极限为1.0%～7.6%；柴油燃点为
260℃，爆炸极限为0.5%～4.1%。由此可见，天然气汽车比汽油、柴油汽车更安 全。同时，天然气辛烷值高达130，具有汽柴油无法相比的抗暴性能。
的现状。
☞ 美国能源部下属 的能源信息署 (EIA) ，在一份最新报告
中称，9月份美国日
天然气基本知识
第一节天然气的组成一、天然气的类别及用途1．天然气的类别按照油气藏的特点，天然气可分为三类，即气田气、凝析气田气和油田伴生气。
l）气田气。
是指在开采过程中没有或只有较少天然汽油凝析出来的天然气，这种天然气在气藏中，烃类以单相存在，其甲烷的含量约为 80％～ 90％，而戊烷以上的烃类组分含量很少。
气田气在开采过程中一般没有凝析油同时采出。
2）凝析气田气。
是指在开采过程中有较多天然汽油凝析出来的天然气，这种天然气中戊烷以上的组分含量较多，但是在开采中没有较重组分的原油同时采出，只有凝析油同时采出。
3）油田伴生气。
是指在开采过程中与液体石油一起开采出来的天然气，这种天然气是油藏中烃类以液相或气液两相共存，采油时与石油同时被采出，天然气中的重烃组分较多。
按照天然气中烃类组分的含量多少，天然气可分为干气和湿气。
l）干气。
是指戊烷以上烃类可凝结组分的含量低于 100g／m的天然气。
干气中的甲烷含量一般在80％以上，乙烷、丙烷、丁烷的含量不多，戊烷以上烃类组分很少。
大部分气田气都是干气。
2）湿气。
是指戊烷以上烃类可凝结组分的含量高于100g／m3的天然气。
湿气中的甲烷含量一般在 80％以下，戊烷以上的组分含量较高，开采中可同时回收天然汽油（即凝析油）。
一般情况下，油田气和部分凝析气田全可能是湿气。
按照天然气中的含硫量差别，天然气可分为洁气和酸性天然气。
1）洁气。
通常是指不含硫或含硫量低于20mg／m3的天然气，洁气不需要脱硫净化处理，即可以进行管道输送和一般用户使用。
2）酸性天然气。
通常是指含硫量高于 20mg／m3的天然气。
酸性天然气中含硫化氢以及其它硫化物组分，一般具有腐蚀性和毒性，影响用户使用。
酸性天然气必须过脱硫净化处理后，才能进入输气管线；在供用户使用前一般应予脱硫。
2.天然气的用途随着天然气资源的不断发现和开采，天然气工业在改革开放的新形势下蓬勃发展，天然气的利用范围逐步扩大，它在社会主义四个现代化建设中显示出更重要的作用。
燃气分类与性质
燃气分类（按气源分类）
天然气
凝析气田气：凝析气田天然气由井口流出后，经减压、降温分 离为气、液两相。气相经净化后成为商品天然气。液相凝析 液主要是凝析油（可能还有部分凝析出的水分）。凝析气田 天然气成分，除含有甲烷、乙烷外、还含有一定数量的丙烷、 丁烷及戊烷等一些轻油馏分。甲烷含量在70%以上，乙、丙、 丁烷含量8%以上，戊烷和戊烷以上约占2-5%以上，所以热 值更高。 矿井气：主要组分是甲烷，其含量随开采方式而变，含氮量 较高，热值较低。 天然气可以压缩或液化，以便于储存和用车辆、船舶运输 远途运输。
燃气分类（按气源分类）
液化石油气 液化石油气是开采和炼制石油过程中，作为 副产品而获得的一种碳氢化合物。主要组分卫 丙烷、丙烯和丁烷、丁烯。常温、常压下呈气 态，热值在92-121MJ/Nm³；液态热值在4546MJ/kg。
燃气分类（按气源分类）
生物气
有机物质在隔绝空气及适宜的温度、含水率和酸 碱度条件下，受发酵微生物作用而生成的气体。总 成为生物气，也成沼气。主要成分是甲烷含量在 55-65%、二氧化碳含量在%，还含有少量的清、 硫化氢和氨等，热值约为20-25MJ/Nm³。
燃气的性质
6.比容：
单位质量的燃气所具有的容积 单位是：m3 /kg或Nm3/kg 其计算公式：γ =V/M 平均密度与比容的关系为：ρ ×γ =1 即二者互为倒数 7.沸点和露点 沸点是指一定压力下液体沸腾气化时的温度。 露点是指在一定压力下，气体冷却出现液体时的温度。 气态碳氢化合物在某一蒸气压时的露点就是在同一压力下 的沸点；燃气露点与其组成与压力有关，压力增大，露点升 高。
燃气的性质
4.平均密度： 单位体积的燃气所具有的质量 单位是：kg/m3或kg/Nm3 其计算公式：ρ =m/V 标准状态下，燃气的平均密度可用各组分的密度与其体 积分率的乘积求得 ρ = ∑ρ i×vi 5.相对密度（比重）： 燃气的平均密度与同状态下同体积的空气平均密度之比 。 是一个无单位的量 ，空气标准状态下的平均密度是： 1.293kg/m3 其计算公式：s= ρ 0/1.293
气田与凝析气田开发基本原理和方法
3
4 5 6
鄂尔多斯
东海 柴达木 松辽
10.70
5.10 2.63 1.80
2.90
2.48 0.86 0.76
9
10 11 12
渤海湾
以上小计 其它盆地 全国合计
2.16
45.09 10.80 55.89
0.62
18.43 3.60 22.03
1.油气田开发科学技术发展趋势
表2 中国天然气资源探明程度统计表 序 号 1 2 3 4 5 6 盆地名称 松辽 渤海湾 四川 鄂尔多斯 柴达木 塔里木 盆地面积 （104km2） 25.54 14.45 19.00 25.00 12.10 56.00 天然气资源量 探明地质储 （1012m2） 量（108m3） 1.80 2.16 7.19 10.70 2.63 11.34 1937.79 2659.41 14567.71 17473.34 2900.35 8622.39 探明率 (%) 10.75 12.31 20.26 16.33 11.03 7.60
（108m3）
气层气 生产量预测 溶解气 全国总计
2004-2010年 平均年新增天然气探明地质储量 2500~3000×108m3 2011-2020年 平均年新增天然气探明地质储量 1500~2500×108m3 2004-2020年 累积新增天然气探明地质储量 3.25~4.6×1012m3
1.油气田开发科学技术发展趋势
2010
133762 70493 52.7 44873 33.5 8695 3657 6.5 2006 844 1.5 7258 2927 5.8
2020
182517 84688 46.4 65616 35.9 11864 5302 6.5 3650 1631 2.0 16792 6335 9.2
第二讲气田开发总论资料
7、开发的效益性
◆气藏采收率高
◆定容封闭气藏采收率达50－90％，平均85％◆水驱气 Nhomakorabea35－65％
◆有不同开发程序、井网部署、层系划分、动
态特征和采气工艺技术
8、钻井工艺复杂性
◆压力控制要求高 ◆井身结构耐压、严密性要求高 ◆气体喷射迅猛性 ◆含H2S和CO2的腐蚀性
9、气井开采安全性
◆井身结构、井口、井场设备耐压高，密封性 要求高 ◆防火、防爆、安全可靠性要求高 ◆专有水合物防治问题
♣控制高产区采气速度 / 低产区产气速度小于3
4、排水采气是封闭性水驱气藏提高采收率 的重要技术。
♦早期重视水文地质研究，及早认识边底水封闭性
5、勘探开发一体化是开发好复杂的中、小 型气田的开发程序。
6、严格控制水侵和有效防腐技术是含硫气 田高效开发的保证。
7、水驱气藏采收率高低主要取决于水侵 强度和废弃压力的大小。
第二讲 气田开发总论
主讲：李士伦（教授） 2004年3月
第一节 气田开发特点和规律性认识
一、复杂性
1、埋藏的隐蔽性和模糊性 2、地质情况复杂性、非均质性、非连续性、非有 序性 3、地质、生产信息的分散性、非确定性和跳跃性 4、开发过程的系统性 5、开发的风险性 6、地层流体渗流的复杂性（多相渗流、物化渗流、 非牛顿流体渗流、流固耦合）
二、特殊性
1、生气成因的广泛性
◆腐泥质和腐植质干酪根均可为生气母质 ◆陆相和海相地层均了产生 ◆深浅层均可产气 ◆气体类型众多 ◆气藏纵向分布窗口比油藏广泛得多
2、盖底层的严密性
◆要求比油藏高得多
3、气体显示的隐蔽性
◆综合方法才能发现气层
4、气体流动的活跃性
◆气体粘度比水小100倍，比原油小2－3个数量级 ◆高渗流速度带来紊流和惯性效应，近井带常破坏 达西渗流定律 ◆非线性渗流方程，更具复杂性
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2
2、气田类型分布
天然气成因类型很多，有煤成气、生物气、湖 相泥岩气和碳酸岩气；无机成因的CO2和N2气。煤 成气的探明储量已增加到57％。
东部主要为湖相泥岩气、煤成气、浅层生物气。 东部和近海还发现28个CO2气田。
3
3、气田的层位分布
新生界、中生界、上古生界、下古生界和 元古界分别占探明地质储量的38％、17％、 30％、13％和2％，按储量大小依次为第三系、 石炭系、奥陶系、三叠系、第四系、白垩系、 二叠系、侏罗系和震旦系。泥盆系、志留系和 寒武系尚未获得天然气。
× 10-3µm2、孔隙度>15％为低渗气藏；有效渗透率<0.1 × 10-3µm2(绝 对渗透率<1× 10-3µm2）、孔隙度<10%为致密气藏。认识和掌握这类气 藏的特殊规律(地质和开发特征）是开发好低渗致密气藏的前提。确 定合理的开发方式、层系井网和气井生产制度是开发好这类气藏的基 础。采用先进实用配套的工艺技术是开发好这类气藏的保证。 1）低渗致密气藏的地质特征 （1）构造特征 ① 断裂活动引起一系列构造地层的变化。低渗透断块气藏是面积小、 物性差、产能小和储量不大。 ② 透镜体占相当大的比重，确定大小、形态、方位和分布是关键。 ③ 只要与裂缝配合，就能形成相对高产。
>30
20
小结
（1）以构造气藏为主 （2）以碎屑岩气藏为主 （3）以干气气藏为主 （4）以孔隙型、裂缝－孔隙型为主 （5）以气驱和弱弹性水驱为主 （6）未开发和试采气藏储量占相当比例 （7）以正常压力为主 （8）大型、特大型气藏储量占一定规模
结论：具有很大潜力，也有很大难度。
21
第四讲
气藏（田）的地质和开发特征
18
1）按储量大小划分 （1）极小气田：地质储量<10×108m3； （2）小气田：（10－50）×108m3； （3）中等气田：（50－300）×108m3； （4）大气田：（300－1000）×108m3； （5）特大气田：>1000×108m3。 2）按埋藏深度划分 （1）浅层气藏，埋深小于2000m; （2）中深气藏，埋深（2000－3200）m； （3）深层气藏，埋深（3200－4000）m； （4）超深气藏，埋深大于4000m。
煤油馏分及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态，并在地 层温度一定条件下在一定压力范围内符和反凝析规律 其地质特征： 1）高温、高压是形成凝析气藏的重要条件，压力起 主导作用，温度次之。 2）具有足够数量的气态烃。 3）具有一定数量的液态烃，临界值（气油比在 （600-800）m3/ m3间）。
24
4）井流物特点：
类型
微含 N2
低含N2
中含N2
高含 N2
特高含N2
N2 气藏
N2 （%）
<2.0
2.0~
10.0~
5.0~<10.0
50.0~<70.0 ≥70.0
<5.0
50.0
17
6、压力因素
异常高压，压力系数>1.8；常压，压力系数 0.9－1.3；低压，压力系数<0.9。
7、经济因素
1）按储量大小划分 2）按埋藏深度划分 3）按气井产能划分
小气顶油藏 大气顶油藏 大油环气藏 小油环气藏
<0.2 0.2~≤0.5 >0.5~≤0.7
>0.7
<0.5 0.5~≤1.0 >1.0~≤1.5
>1.5
12
目前可将含凝析油量大于50g/m3者称为凝析气 藏。(如下表所示）
表2－5 凝析气藏按凝析油含量的划分类型
类型 特高含凝析油的凝析气藏 高含凝析油的凝析气藏 中含凝析油的凝析气藏 低含凝析油的凝析气藏 微含凝析油的凝析气藏
25
（8） 油罐油凝固点<11℃ 。 （9） 油罐油的初馏点一般<80 ℃，200 ℃前馏分含量>45%。 （10） 油罐油的含硫量一般<0.5%。 （11） 油罐油含蜡量<0.1％ 。 （12）油罐油的胶质、沥青质含g 量一般<8%。
目前，世界上对凝析气藏凝析油含量划分尚未有统一 的标准，俄罗斯一般认为气油比在（18000-1000） m3/ m3之 间，美国也在17600 m3/ m3左右（凝析油含量（40.9-45）g/ m3）。
采气 条件
采油 条件
表2－2 气藏的储层物性分类
高渗透层 （I）
中渗透 层（II）
低渗透层 （II）
特高渗 （I1）
高渗（I2）
中渗
较低渗 低渗 （III1） （III2）
致密层 （IV）
——
>25
20~25 20~25 15~20 8~15
2~8
>1000
300~1000 50~300
15~50
0.1~10
凝析油含量（g/m3） >600
250~600 100~<250 50~<100
<50
13
5、组分因素
有75％以上气藏，其CH4含量超过90％，有 67.7％的气藏含CO2，有32.3％气藏含H2S，He含 量小于0.05％。
C2H6以上与CH4的摩尔分数含量之比<5为干气， >5为湿气。
含H2S、 CO2、N2的烃类气藏分类情况见下表 所示。
7
2、储层因素
1）按储层岩石分类：在沉积岩石学中一般分碎屑 岩和化学、生物岩。
2）按储集层形态分类：块状、层状和透镜体状。 3）按储层类型分：可分五类。 4）按储渗类型分类：孔隙型、洞穴型和裂缝型。
90％以上的气藏储层为缝、孔、洞复合型。
8
类别
亚类
孔隙度 （％） 渗透率 （10－ 3um2）
产出物
易出砂 长井段多层合采
高温高压 大产量。岩石变形
H2S腐硫蚀沉、积污染、 气液两相渗流
提高凝析油采收率 非均质、低渗透、
低产量
控制采气速度，排 水采气
出砂控制 储层变形，流固耦
和渗流 井控 高温高压测试井下 管柱、采气设备耐
压
防腐、净化技术
注气保持压力 气液两相渗流
气层改造，水平井， 储层预测
23
1、凝析气藏（田） 地下聚集的烃类物质在原始储层压力和温度下，汽、
14
表2－6 含H2S烃类气藏分类
类型
微含 H2S
低含 H2S
中含H2S
高含 特高 H2S气 H2S 含H2S 藏
H2S （g/m3）
<0.02
0.02~ <5.0
5.0~<30.0
30.0~ 150.0
150.0~ <770.0
>770.0
H2S(%)
<0.0013
0.0013 ~<0.3
0.3~<2.0
2.0~ <10.0
10.0~ <50.0
>50.0
15
表2－7 含CO2烃类气藏分类
类型
微含 CO2
低含 CO2
中含CO2
高含 CO2
特高含CO2
CO2 气藏
CO2 （%）
<0.01
0.01~ <2.0
10.0~ 2.0~<10.0
50.0
50.0~<70.0
≥70.0
16
表2－8 含N2烃类气藏分类
26
开发特征为：
1）在凝析气藏开发过程中，凝析油气体系会发生反凝析现象，凝析 油析出在地层中造成损失。凝析油气体系的相态和组分随时随地变化， 多孔介质界面特性及束缚水的存在都会对油气相态产生影响，粘滞力、 重力、惯性力和毛管力等相互作用，影响凝析油气的渗流特征。 2）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
19
3）按气井产能划分
表2－9 按气井产能分类
类别
指标
特低产 低产ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
中产
高产 特高产
QAOF（绝对无阻 流量)(104m3/d)
<5
5-50 >50-100 >100-500 >500
稳定产量 （104m3/d）
<1 1-10 >10-30 >30-100 >100
千米井稳定产量
（104m3/d）
<0.3 0.3-3 >3-10 >10-30
27
开发中应特别注意： 1）准确取样和凝析气藏保持压力开发。 2）带油环凝析气藏要恰当地控制油气、油水两个界面的运动， 合理选择开发方式。 3）要拓展气液固相态、注气过程的相态、近临界态相态、 多孔介质相态、渗流过程的相态（相对渗透率曲线、近井带 饱和度分布，凝析油临界流动饱和度等）。 4）注气保持压力开发凝析气藏要发展以下八项配套技术： 气藏描述技术；油气相态分析技术；气藏工程技术；多组分数 值模拟技术；钻井完井工艺技术；注采工艺技术；注气开发动 态监测技术和地面工艺技术。
4.0 34.2
60.7
弹性水驱
10
0.120.32
0.23 2.9
29.5
3.6 37.3
69.2
弱弹性水 驱
7
0.020.16
0.08 7.2
34.0
7.3 41.5
80.3
11
4、相态因素
1）双相系统的油气藏分类
表2－4 双向系统油藏类型
类型
亚类
天然气储量系数 含气面积系数
气顶油藏 油环油藏
22
我国主要气田类型开发所需技术见表1:
表1 我国主要气田类型所需技术
气田类型
典型气田
储量比例 （％）
气田特点
所需技术、理论
水驱气田
四川威远气田
2、气田类型分布
天然气成因类型很多，有煤成气、生物气、湖 相泥岩气和碳酸岩气；无机成因的CO2和N2气。煤 成气的探明储量已增加到57％。
东部主要为湖相泥岩气、煤成气、浅层生物气。 东部和近海还发现28个CO2气田。
3
3、气田的层位分布
新生界、中生界、上古生界、下古生界和 元古界分别占探明地质储量的38％、17％、 30％、13％和2％，按储量大小依次为第三系、 石炭系、奥陶系、三叠系、第四系、白垩系、 二叠系、侏罗系和震旦系。泥盆系、志留系和 寒武系尚未获得天然气。
× 10-3µm2、孔隙度>15％为低渗气藏；有效渗透率<0.1 × 10-3µm2(绝 对渗透率<1× 10-3µm2）、孔隙度<10%为致密气藏。认识和掌握这类气 藏的特殊规律(地质和开发特征）是开发好低渗致密气藏的前提。确 定合理的开发方式、层系井网和气井生产制度是开发好这类气藏的基 础。采用先进实用配套的工艺技术是开发好这类气藏的保证。 1）低渗致密气藏的地质特征 （1）构造特征 ① 断裂活动引起一系列构造地层的变化。低渗透断块气藏是面积小、 物性差、产能小和储量不大。 ② 透镜体占相当大的比重，确定大小、形态、方位和分布是关键。 ③ 只要与裂缝配合，就能形成相对高产。
>30
20
小结
（1）以构造气藏为主 （2）以碎屑岩气藏为主 （3）以干气气藏为主 （4）以孔隙型、裂缝－孔隙型为主 （5）以气驱和弱弹性水驱为主 （6）未开发和试采气藏储量占相当比例 （7）以正常压力为主 （8）大型、特大型气藏储量占一定规模
结论：具有很大潜力，也有很大难度。
21
第四讲
气藏（田）的地质和开发特征
18
1）按储量大小划分 （1）极小气田：地质储量<10×108m3； （2）小气田：（10－50）×108m3； （3）中等气田：（50－300）×108m3； （4）大气田：（300－1000）×108m3； （5）特大气田：>1000×108m3。 2）按埋藏深度划分 （1）浅层气藏，埋深小于2000m; （2）中深气藏，埋深（2000－3200）m； （3）深层气藏，埋深（3200－4000）m； （4）超深气藏，埋深大于4000m。
煤油馏分及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态，并在地 层温度一定条件下在一定压力范围内符和反凝析规律 其地质特征： 1）高温、高压是形成凝析气藏的重要条件，压力起 主导作用，温度次之。 2）具有足够数量的气态烃。 3）具有一定数量的液态烃，临界值（气油比在 （600-800）m3/ m3间）。
24
4）井流物特点：
类型
微含 N2
低含N2
中含N2
高含 N2
特高含N2
N2 气藏
N2 （%）
<2.0
2.0~
10.0~
5.0~<10.0
50.0~<70.0 ≥70.0
<5.0
50.0
17
6、压力因素
异常高压，压力系数>1.8；常压，压力系数 0.9－1.3；低压，压力系数<0.9。
7、经济因素
1）按储量大小划分 2）按埋藏深度划分 3）按气井产能划分
小气顶油藏 大气顶油藏 大油环气藏 小油环气藏
<0.2 0.2~≤0.5 >0.5~≤0.7
>0.7
<0.5 0.5~≤1.0 >1.0~≤1.5
>1.5
12
目前可将含凝析油量大于50g/m3者称为凝析气 藏。(如下表所示）
表2－5 凝析气藏按凝析油含量的划分类型
类型 特高含凝析油的凝析气藏 高含凝析油的凝析气藏 中含凝析油的凝析气藏 低含凝析油的凝析气藏 微含凝析油的凝析气藏
25
（8） 油罐油凝固点<11℃ 。 （9） 油罐油的初馏点一般<80 ℃，200 ℃前馏分含量>45%。 （10） 油罐油的含硫量一般<0.5%。 （11） 油罐油含蜡量<0.1％ 。 （12）油罐油的胶质、沥青质含g 量一般<8%。
目前，世界上对凝析气藏凝析油含量划分尚未有统一 的标准，俄罗斯一般认为气油比在（18000-1000） m3/ m3之 间，美国也在17600 m3/ m3左右（凝析油含量（40.9-45）g/ m3）。
采气 条件
采油 条件
表2－2 气藏的储层物性分类
高渗透层 （I）
中渗透 层（II）
低渗透层 （II）
特高渗 （I1）
高渗（I2）
中渗
较低渗 低渗 （III1） （III2）
致密层 （IV）
——
>25
20~25 20~25 15~20 8~15
2~8
>1000
300~1000 50~300
15~50
0.1~10
凝析油含量（g/m3） >600
250~600 100~<250 50~<100
<50
13
5、组分因素
有75％以上气藏，其CH4含量超过90％，有 67.7％的气藏含CO2，有32.3％气藏含H2S，He含 量小于0.05％。
C2H6以上与CH4的摩尔分数含量之比<5为干气， >5为湿气。
含H2S、 CO2、N2的烃类气藏分类情况见下表 所示。
7
2、储层因素
1）按储层岩石分类：在沉积岩石学中一般分碎屑 岩和化学、生物岩。
2）按储集层形态分类：块状、层状和透镜体状。 3）按储层类型分：可分五类。 4）按储渗类型分类：孔隙型、洞穴型和裂缝型。
90％以上的气藏储层为缝、孔、洞复合型。
8
类别
亚类
孔隙度 （％） 渗透率 （10－ 3um2）
产出物
易出砂 长井段多层合采
高温高压 大产量。岩石变形
H2S腐硫蚀沉、积污染、 气液两相渗流
提高凝析油采收率 非均质、低渗透、
低产量
控制采气速度，排 水采气
出砂控制 储层变形，流固耦
和渗流 井控 高温高压测试井下 管柱、采气设备耐
压
防腐、净化技术
注气保持压力 气液两相渗流
气层改造，水平井， 储层预测
23
1、凝析气藏（田） 地下聚集的烃类物质在原始储层压力和温度下，汽、
14
表2－6 含H2S烃类气藏分类
类型
微含 H2S
低含 H2S
中含H2S
高含 特高 H2S气 H2S 含H2S 藏
H2S （g/m3）
<0.02
0.02~ <5.0
5.0~<30.0
30.0~ 150.0
150.0~ <770.0
>770.0
H2S(%)
<0.0013
0.0013 ~<0.3
0.3~<2.0
2.0~ <10.0
10.0~ <50.0
>50.0
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表2－7 含CO2烃类气藏分类
类型
微含 CO2
低含 CO2
中含CO2
高含 CO2
特高含CO2
CO2 气藏
CO2 （%）
<0.01
0.01~ <2.0
10.0~ 2.0~<10.0
50.0
50.0~<70.0
≥70.0
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表2－8 含N2烃类气藏分类
26
开发特征为：
1）在凝析气藏开发过程中，凝析油气体系会发生反凝析现象，凝析 油析出在地层中造成损失。凝析油气体系的相态和组分随时随地变化， 多孔介质界面特性及束缚水的存在都会对油气相态产生影响，粘滞力、 重力、惯性力和毛管力等相互作用，影响凝析油气的渗流特征。 2）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
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3）按气井产能划分
表2－9 按气井产能分类
类别
指标
特低产 低产ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
中产
高产 特高产
QAOF（绝对无阻 流量)(104m3/d)
<5
5-50 >50-100 >100-500 >500
稳定产量 （104m3/d）
<1 1-10 >10-30 >30-100 >100
千米井稳定产量
（104m3/d）
<0.3 0.3-3 >3-10 >10-30
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开发中应特别注意： 1）准确取样和凝析气藏保持压力开发。 2）带油环凝析气藏要恰当地控制油气、油水两个界面的运动， 合理选择开发方式。 3）要拓展气液固相态、注气过程的相态、近临界态相态、 多孔介质相态、渗流过程的相态（相对渗透率曲线、近井带 饱和度分布，凝析油临界流动饱和度等）。 4）注气保持压力开发凝析气藏要发展以下八项配套技术： 气藏描述技术；油气相态分析技术；气藏工程技术；多组分数 值模拟技术；钻井完井工艺技术；注采工艺技术；注气开发动 态监测技术和地面工艺技术。
4.0 34.2
60.7
弹性水驱
10
0.120.32
0.23 2.9
29.5
3.6 37.3
69.2
弱弹性水 驱
7
0.020.16
0.08 7.2
34.0
7.3 41.5
80.3
11
4、相态因素
1）双相系统的油气藏分类
表2－4 双向系统油藏类型
类型
亚类
天然气储量系数 含气面积系数
气顶油藏 油环油藏
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我国主要气田类型开发所需技术见表1:
表1 我国主要气田类型所需技术
气田类型
典型气田
储量比例 （％）
气田特点
所需技术、理论
水驱气田
四川威远气田