采油气工程中凝析气藏的开发技术分析
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。
凝析气藏流体物性分析及开发应用研究
在 地 层 压 力 高 于 露 点 压 力 时 ，利 用衰 竭 式 开 采 凝 析 气藏 与 开 采常规 气 藏 相 同 ，随 着压 力 降至露 点 压 力 以下 ，储层 析 出凝析 油 ，需 要考 虑凝 析 油对 地层 内气 体 流动 的影 响 。 衰 竭式 开 采适 用 条件 如下 。 （ １ ） 原始 地 层压 力 高 ，产层 压 力远 高于露 点 压 力 。 （ ２） 凝 析 油 含 量高 ，但 气 藏 面 积小 。有些 凝 析 气藏 虽 然 凝 析 油含 量较 高 ，面 积较 大 ，但 被断 层分 割 为不 连通 的小 断块 ，保 持 压 力开 采无 经济 效益 ，可 以考虑 衰竭 式开 采 。 （ ３） 凝 析 油 含 量低 。如果 凝 析 气藏 主 要 含轻 质 、密度 不 大 的凝析油 （ 凝 析 油含 量 低 于 １ ０ （ ） ｃ ｍ ／ ｍ ），采 用衰 竭 式 开 采也 能
保持压 力开 采 ，凝 析 油 的损失 可 达到 原始 储 量的 ３ ０ ％ ～ ６ ０ ％。
果气区孔隙体积远大于油区 ，并且凝析油含量不高，这种开发方
南曩 工 科 技 ２ ０ １ ３ 年第３ 期
技 术 创 新
凝析 气藏流体物性 分析 及开发应用研究
李 风 鸣
中 国 石 化 股 份 胜 利 油 田分 公 司 地 质 科 东 营
凝析 气藏 的 开发 不 同于一 般 气 藏 ， 除 了要 考虑 天然 气 采收 率 外 ， 更重要 的还 需要 考虑 提 高凝 析 油 采 收 率的 问
凝 析 气 藏 由 于 其含 有 凝 析 油 的 特 殊 性 质 ，决 定 其在 开 发 方 式 的选 择 上 与常规 气藏 有 较 大 区别 。为尽 可能 地 提高 干气 、凝 析 油 和 原油 的 采收 率 ，凝析 气藏 类 型 的判断 及开 发 方式 的选 择就 显
凝析气田开发和提高采收率技术
说 ， 水 开 采 可 以 使 原 油 采 收 率 在 原 有 基 础 上 提 高 ２ ％ 以 注 ０
上 。
开 采 、 氮 气 开 采 和 利 用 水 平 井 开 发 都 已 经 在 凝 析 气 田 的 开 注 发 中 大 规 模 的 应 用 ， 取 得 了 较 好 的 经 济 效 益 。 目前 ， 析 并 凝 气 藏 开 采 技 术 已 趋 于 成 熟 ， 在 凝 析 气 田 开 发 过 程 中 得 到 了 并
成功 的应 用 。
美 国科罗 拉多 州 的 阿 德 纳 凝 析 气 田 ， 层 岩 性 为砂 岩 ， 储 产 层 厚 度 为 １ ． ， 隙 度 为 １ ． ％ ， 透 率 为 ３ ３ ５ｍ 孔 ９７ 渗 ６× １ ０
ｖｍ ０
，
原 始 地 层 压 力 为 １ ８ ａｍ ， 始 地 层 温 度 为 １ ０ ℃ 。 该 ０ ｔ 原 ０
低 ， 其 凝 析 油 采 收 率 一 般 为 １ ％ ～ ６ ％ ， 然 气 采 收 率 可 但 ５ ０ 天
达到 ９ ０％ 以 上 。 前 苏 联 由 于 天 然 气 消 耗 量 较 大 ， ０世 纪 ６ ２ ０ 年 代 开 发 的 凝 析 气 田 ， 析 油 含 量 较 低 ， 般 都 采 用 衰 竭 式 凝 一 开采 方式 。
维普资讯
天
然
气
工 业
２０ ０２年 ７月
凝 析 气 田 开 发 和 提 高 采 收 率 技 术
中 国 石 化 中 原 油 田分 公 司 开 发 事 业 部 史云 清 Ｃ Ｃ 经 济 与 信 息 研 究 中 心 王 国 清 ＮＰ
从 ２ ０世 纪 ４ ０年 代 以 来 ， 外 就 开 始 进 行 凝 析 气 田 的 开 国 采 。 截 至 目前 ． 析 气 田 的 衰 竭 式 开 采 、 水 开 采 、 环 注 气 凝 注 循
凝析气藏注CO2驱采气原理浅析
凝析气藏注CO2驱采气原理浅析摘要：目前我国大多数凝析气藏在开发过程中发生严重的反凝析现象，造成凝析油损失严重。
目前比较有效的开发方式主要是循环注气，本文主要研究向地层注入CO2后，在地层压力温度下超临界状态的CO2密度接近液体的密度，天然气的主要成分CH4的密度和粘度较小，在重力分异作用下，使超临界CO2向下沉降并位于储层低部位，向前流动并驱替天然气。
随着向储层注入CO2，原油中CO2含量增加，凝析油体积发生明显膨胀，提高地层中凝析油的流动能力。
在向地层注CO2过程中，可以降低凝析油的粘度；注入地层中的CO2与地层水的混合物略呈酸性可以溶解岩石中的某些胶结物；随着CO2注入增加，油水界面张力也随之增大，不利油水体系的稳定，易于破乳，破乳后粘度降低凝析油更易流动，且水中溶解二氧化碳呈弱酸状态，易溶蚀脱落颗粒，改善近井带储集空间和渗流条件，为凝析气藏有效开发提供理论支持。
关键词：注CO2驱埋存机理；膨胀机理；解堵机理凝析气藏是流体相态变化极为复杂的特殊气藏，开发难度很大。
开发过程中，随着压力的降低，将会有凝析液析出来粘附于岩石表面，束缚水也开始参与流动形成油水乳化物，导致气相渗透率急剧下降，而对于低孔低渗的凝析气藏，一旦产生堵塞伤害，很难为气相留出足够的通道，产能降低，可能突然出现气井停产的现象[1]。
凝析气藏的开采价值与凝析油含量具有直接的相关性，但是对于确定的凝析气藏而言，凝析油的含量已经确定，面临的难题是如何将凝析油有效地采出。
凝析气藏大多采用衰竭式开发方式，因此储层压力下降快、油气产量递减快、反凝析现象严重，存在着反凝析现象，形成污染造成产能迅速降低，进一步提高凝析气藏采收率的重要途径主要是循环注气驱。
由于CO2在原油中溶解度较大，且具有较强抽提烃类物质和降低凝析气露点压力的能力，在开采凝析气藏时经常采用注CO2驱采气，使得CO2在解除凝析气藏反凝析、改善气藏开发效果、提高采收率方面得以广泛应用[2]。
油气藏数值模拟技术在带油环凝析气藏开发中的应用
容 包括合 理井 网井 距 和 水平 井 适 应 性 、 同水 平 井 不 井 段长度 、 同驱 动方式 （ 不 如枯 竭式 、 注水 、 环 注气 循 等） 及油气 开发顺 序 等 ， 结果一 方 面为该 区块提供 其 合理 开发 方案奠 定 了理 论 基 础 ， 一 方 面对 于类 似 另 凝析气 藏 的开发 也具 有一定 借鉴 意义 。
油 环 凝 析 气 藏 是 目前 我 国油 田开 发 的 一 项 挑 战 。 油 气 藏 数 值 模 拟 技 术 作 为 油 田 开 发 决 策 的 工
根据该 凝析 气藏 的特征 选取 多组 份多相 流体渗
流模 型进行 数值模 拟研 究 ， 型 充 分考 虑 了该凝 析 模 气藏 的非 均质特 征 ， 于纵 向上 隔 夹层 的影 响 以及 对
基 础 ， 于提高油气藏 的最终 采收率具有较强 的现实 对 意义口 。对 于带油环 的 凝析 气藏 其 合理井 网井距 研 ］ 究包括油 环合 理井距 和凝析 气藏合理井距两个方 面 。
２ １ 油 环 合 理 井 距 研 究 ．
１ 气 藏 概 况 及 模 型 选 择
滩 海 某 区块 为 新 发 现 的 带 油 环 凝 析 气 藏 ， 气 该
和 纵 向 连 通 性 均 较 差 ， 边 底 水 不 活 跃 。 该 区 块 含 且
气 面积 ５ ３ ｋ ， ． ｍ。 凝析气 地质 储量 为 ３ ． ２×１ 。 ２１ ０ ｍ。 （ 中天然气 地质 储 量 ３ ． ３×１ １。 凝 析 油地 质 其 ０１ ０ Ｔ ， Ｉ
具 ， 现代油 气藏开 发 中发挥 着重要 的作 用 ， 要用 在 主
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
凝析油 凝析气
凝析油和凝析气是石油和天然气在高温高压条件下形成的混合物。
凝析油是指从凝析气藏中采出的轻质油，可以在地下以气相存在。
凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种特殊油气藏，具有相态复杂、流动特征难以预测等特征。
在开发过程中，地层压力不断降低，气相中的重烃会发生相态变化，在地层中析出凝析油，形成气液两相。
凝析气的开采方式与干气藏开发方式有很大区别。
对于凝析气藏来说，除了把地下天然气采出来之外，还要防止在地层压力下降时出现凝析油析出从而导致损失。
因此，根据凝析气藏中凝析油的含量及经济性，其开发方式主要有两种：衰竭开发和保持地层压力开发。
对于天然气中凝析油含量低的凝析气藏，从经济的角度来看，衰竭开发费用较低，是可取的。
保持地层压力开发是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是针对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可以达到原始凝析油储量的30%-60%。
凝析气藏gas condensate reservoir资料
1.2凝析气藏 的开发特征
2.国内外 研究现状
2.国内外研究现状
2.国内外 研究现状
凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地 位，据不完全统计，地质储量超过1万亿方的巨型 气田中凝析气田占68%，储量超过1千亿方的大型气 田中则占56%，世上富含凝析气田的国家为前苏联、 美国和加拿大，他们有丰富的开发凝析气田的经验， 早在30年代，美国已经开始回注干气保持压力开发 凝析气田，80年代又发展注N2技术，前苏联主要采 用衰竭式开发方式，采用各种屏降注水方式开发凝 析气顶油藏。70年代已开始注气，目前在北海地区， 也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田的。
凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。 虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下 以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油 相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常 常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、 干气藏）在开采过程中很少产凝析油。
1.2凝析气藏 的开发特征
1.衰竭式开发会产生反凝析损失。在凝析气藏开发过 程中，储层油气体系在地下和地面都会发生反凝析 现象，气井既产气又产凝析油。
Gas Condensate Reservoir
船舶与海洋工程
2013.4.2
EGR 生产特征 机理及展望 国内外 及开发机理 研究现状 定义及 开发特征
1.定义及 开发特征
1.1凝析气藏的定义 1.2凝析气藏的开发特征
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采油气工程中凝析气藏的开发技术分析
摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。
凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。
在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。
凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。
虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。
对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。
关键词：凝析气藏；开发特征；技术措施
1、凝析气藏开发井的参数设计
1.1井网井距
凝析气藏的井网井距包括油环区域与凝析气藏两部分。
对于油环区域，技术人员应用Eclipse软件明确不同井距对应的井数，通过油气藏数值模拟技术预测不同井距的采出程度。
模拟结果表明，在井距小于425m时，井距减少，井数增多，采出程度基本保持不变。
就此，考虑到开采成本，技术人员结合工程经验与现场数据，应用综合经济分析法，明确最优井距，为500m。
凝析气藏的计算方式与油环区域类似，技术人员选择600m、800m和1000m作为井距参数，分别计算其对应井数，预测其采出程度。
模拟结果表明，在井距为600m时，10年采出程度为43%，15年采出程度为56%，30年采出程度为78%；在井距为800m时，10年采出程度为33%，15年采出程度为47%，30年采出程度为70%；在井距为1000m时，10年采出程度为22%，15年采出程度为33%，30年采出程度为58%。
虽然井距小，采出程度高，但其所需的井数较多，投入的成本更高。
因此，在计算凝析气藏井距时，还需计算不同井距的经济效益。
技术人员根据采出程度，计算不同井距的内部收益率、净现值与投资回收期，计算结果表明，在井距为600m 时，内部收益率为6.91%，净现值约-3380万元，静态投资回收期为7.24年，动
态投资回收期小于10年；在井距为800m时，内部收益率为10.7%，净现值约-
636万元，静态投资回收期为5.88年，动态投资回收期小于10年；在井距为
1000m时，内部收益率为14.8%，净现值约951万元，静态投资回收期为5.13年，动态投资回收期为8.33年。
可见，在井距为1000m时，净现值为正值，600m与800m的净现值均为负数，且1000m井距时的内部收益率最高，回收期最短，经济
效益最高，最终将井距设定为1000m。
1.2井型
凝析气藏常用的井型包括水平井与直井两类，前者的成本更高，但开采效率
也高。
目前我国仅在呀哈凝析气藏中成功应用水平井，国内某区块结合其凝析气
藏的油环主力油层特点，应用油气藏数值模拟技术构建机理模型，分析凝析气顶
与边底水等参数对水平井的影响，制定两项井型方案，分别是一口水平井、一口
直井，模拟二者的开采流程，明确对应的采出程度。
模拟结果表明，水平井的采
出程度高于直井，最终选择水平井井型。
1.3水平段长度
在明确水平井后，需明确水平井水平段的长度，选出最优参数，提升凝析气
藏的采出程度。
结合凝析气藏开采经验，技术人员将水平段的长度设计为300m、450m、600m与1000m，分别开展模拟计算。
由于国内某区块的凝析气藏油环区域
厚度偏低，水平井的水平段越长，射开部位和凝析气藏的距离越近，气窜现象出
现的概率越大，采收率越低。
就此，技术人员将凝析气藏的水平井水平段长度设
置为600m。
2、凝析气藏开发流程
和普通采油气工程有所差异，凝析气藏的开发需综合考虑天然气、凝析油与
原油。
借鉴西方国家的开发经验，凝析气藏的开发流程包括三种，分别是先油后气、先气后油与油气同采。
不同开发流程的基础条件、要求不同，获得的采收率
也不同。
在松原采油厂的凝析气藏开发中，技术人员通过油气藏数值模拟技术预
测不同开发流程的开采效果，明确凝析气藏的最优开发流程。
模拟结果表明，先
油后气的15年油采出程度为10.5%、气采出程度为14.9%，30年油采出程度为11.4%、气采出程度为29.1%；先气后油的15年油采出程度为4.9%、气采出程度
为23.3%，30年油采出程度为6.9%、气采出程度为28.7%；油气同采的15年油
采出程度为10.9%、气采出程度为28.9%，开采年限不足30年。
综合对比油气采
出程度，先油后气的采收率最高。
在先气后油开发流程中，凝析气藏的气藏压力会随着凝析气的开发而降低，导致油环区域的油进入到气藏区域，提升油的开采难度，而且部分油会存留在地下区域，难以开采。
同时，鉴于该凝析气藏的油环部位的油具有较强的收缩性，易在开采过程中降低油压，减少采油能量，整体采收率偏低。
在油气同采开发流程中，开发前期压力较大，凝析气顶具有较大的驱动作用，可提升油环区域的油采出量，但随着开采时间的延长，气藏压力降低，油的开采难度增加，采收率不高。
3、凝析气藏开发工艺
凝析气藏常用的开发工艺为衰竭开发工艺与循环注气开发工艺，本文主要分析国内某区块凝析气藏的衰竭开发与不同比例的循环注气开发工艺，明确凝析气藏的最优开发工艺。
循环注气开发工艺是指不断向凝析气藏中注入气体，利用其驱替作用，完成凝析气的开采。
同时，注入的气体可保障地层压力，使采气井保障高效生产。
整合大量循环注气开发工艺实践可知，循环注气开发的影响因素包括凝析油的含量、储层区域的地质条件、天然气的储量等。
在国内某区块凝析气藏开发中，技术人员利用油气藏数值模拟技术，模拟四种开发工艺，分别是衰竭式开发、循环注气量为凝析气储量30%的循环注气开发、循环注气量为0%的循环注气开发、循环注气量为50%的循环注气开发。
模拟结果表明，衰竭式开发的压力为23.7MPa，采出程度为29.4%；30%循环注气开发压力为23.5MPa，采出程度为28.3%；40%循环注气开发压力为23.8MPa，采出程度为29.5%；50%循环注气开发压力为24.1MPa，采出程度为33.2%。
虽然50%循环注气开发的压力最大、采出程度最高，但鉴于该凝析气藏在纵向与水平方向的连通性偏低，注入剂的注入效率偏低，导致注入井周边的压力呈现出局部高、生产区域低的特点，极易引发凝析油损失现象。
总的来说，循环注气开发方式的生产效率偏低，从整体经济效益看来，衰竭式开发的效益更高。
结语：凝析气藏作为特殊气藏类型，近年来勘探开发力度加大，因为其复杂的相态变化情况，在试油和开采中存在较大困难，要结合典型凝析气藏开发特征，采取有针对性的措施提升油气采收率，更好地发挥凝析气藏的经济效益。
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