凝析油气藏开采技术
兴9_凝析气藏循环注气开发可行性研究
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2023年11月上 第21期 总第417期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技
1凝析气藏相关概念烃类流体在原始条件下呈单相气态，含有一定量的汽油馏分、煤油馏分以及少量胶质、沥青质等高分子烃类化合物，在降压开采过程中，当地层压力低于露点压力时，一部分乙烷至己烷的中间烃以及C7+重质成分从气相中析出，成为液态的凝析油，地下气态的烃在地面条件下生产油、气两种产品，这样的气藏称为凝析气藏。凝析气藏在开发过程中，降压过程导致储层中和地面都会有凝析油析出，部分储层中的凝析油往往很难采出。在p一T相图中，包络线内部是气液两相区，露点线液体体积(用V%表示)为0，泡点线为100%。不同V%曲线都汇聚到临界点C。当凝析气藏储层压力等温降压至露点以下时，出现反凝析现象，即随压力继续下降，凝析液反而不断增多；当达到一个最大点时，反凝析现象终止，对应的压力点称为最大反凝析压力。从临界温度到最大凝析温度，每一温度下都有对应的最大凝析压力点，这些压力点的连线与露点线形成的包围区，称作反凝析区。凝析气藏开发方式之一是衰竭式开发方式，优点是简单低耗，对开发工程设计及储层条件要求低，容易实施。缺点是凝析油采出程度低。衰竭式开发方式适应条件为原始地层压力大大高于初始露点压力；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；凝析油含量低、地质条件较差、边水比较活跃的气藏。凝析气藏开发方式之二是保持压力开发方式，优点是提高凝析油和凝析气的采收率，缺点是成本增加。保持压力开发方式适应条件为储层较均质，连通性好，有较大的油气储量的气藏。2兴9气藏开发概况兴9井钻遇地层自上而下为新生界第四系、上第三系、下第三系。其中砾岩气藏发育在下第三系沙三下段。岩性是灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩呈等厚互层，厚度一般在300m以上，最厚700m左右。上部岩性是褐灰色泥岩夹灰色、灰白色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩，厚度一般在300m以上；下部是褐灰、深色泥岩与灰色泥质粉砾岩、粉砾岩、细砾岩、含砾砾岩和细砾岩互层，厚度一般在400m以上。兴9砾岩气藏是高凝析油含量的定容弱底水块状气藏，1996年投入开发，含气层系Es3下， 含气面积4.36km2，天然气地质储量18.03×108m3，可采储量12.5×108m3，凝析油地质储量85.89×104t。凝析油储量规模较小，采用枯竭式开采方式。经过20年开采，气藏经历了开发初期、中期、末期三个阶段，目前处于开发末期阶段。气藏目前共有气井13口，开井6口，日产气7×104m3，日产凝析油4.9t，采气速度1.4%，采油速度0.2%。累产气12.95×108m3，天然气采出程度71.9%，累产油39.45×104t，凝析油采出程度45.9%，累产水11.9万立方米。3兴9气藏循环注气解析研究表明凝析气藏在地层压力低于露点压力时, 采用保持压力循环注气开采, 可以使地层中的部分凝析油重新蒸发而被采出地面, 从而提高凝析油的采收率; 一旦地层中发生了反凝析以后, 再利用恢复地层压力开采, 与恒压注气相比没有更明显的效果。3.1兴9气藏工程研究从理论上，循环注气可以使因压力降低所滞留在地层中的凝析油重新采出来，但是兴9气藏目前压力4.7MPa，远低于露点压力。从生产动态数据计算，兴9断块凝析油含量平均值是633.8g/m3，属凝析油含量高的凝析气藏。开发后期凝析油含量下降幅度较大，从300g/m3降至100g/m3，地层压力在20MPa左右，处于最大反凝析压力，反凝析现象严重，最大反凝析液量占孔隙体积的13.97%。收稿日期：2023-08-12作者简介：肖娟（1977—），女，河北任丘人，研究方向：油气田开发。兴9凝析气藏循环注气开发可行性研究肖 娟1 汪 忠2 朱亚昆3 付国艳3 王春梅3 侯光宗3（1.华北油田第一采油厂，河北任丘 062550；2.华北油田二连分公司，内蒙古锡林浩特 026000；3.华北油田第四采油厂，河北廊坊 065000）摘 要：循环注气是一种在凝析气藏开发中常用的增产技术，通过注入高压气体来提高油藏压力，改善原油流动性，从而增加产量。通过对兴9凝析气藏的循环注气可行性研究，表明循环注气可以有效提高凝析气藏的产量，并且具有较好的经济效益。关键词：循环注气；凝析气藏；饱和压力中图分类号：TE3;TE1 文献标识码：A 文章编号：1671-2064(2023)21-0013-0214
带油环的底水凝析气藏开采机理研究的开题报告
带油环的底水凝析气藏开采机理研究的开题报告
一、研究背景
底水凝析气藏是指气藏底部存在凝析相，同时底水含量较高的一类气藏。其开采难度较大，存在着不少技术难题，如底水处理、凝析相形成、底水浸润、气体流动规律等。在此类气藏中，平衡态下，底水以液态状态存在，但开采过程中，底水的浸润作用会对气体的流动产生较大的影响。
然而，油环的存在对底水凝析气藏的开采却产生一定的帮助。油环主要由高含油极薄气水相层或高孔隙度、高渗透率的油藏区域形成。油环可通过降低底水的吸附力和减弱底水对气体流动的影响，提高气体的流动性和开采效率。
二、研究内容及目的
本课题将综合利用地震勘探、钻井、岩心分析、实验室模拟等方法，深入研究带油环的底水凝析气藏开采机理和影响因素，探究油环对气藏开采的作用机理及其程度，并提出开采方案。具体研究内容如下：
1. 底水浸润规律
通过采集实际底水凝析气藏的岩心样品，建立底水浸润模型，探究底水浸润规律及影响因素。并通过模拟实验，研究不同地质条件下底水浸润的演化过程。
2. 油环特征及分布规律
分析所研究的油环的岩石特征、含油性质及分布规律，并结合钻井资料和地震勘探资料确定油环的位置和形态。
3. 油环对气藏开采的作用机理和程度
根据实验结果和理论分析，探究油环对气藏开采的作用机理，以及油环对气藏开采的程度。 4. 底水凝析气藏开采方案
根据以上分析结果，提出底水凝析气藏的开采方案，包括注水开发、注气开发、多元压裂技术、水平井挖掘技术等。
目的在于深入研究底水凝析气藏的开采机理和影响因素，为开发这种类型的气藏提供理论依据和技术指导，提高气藏开采效果。
三、研究意义
底水凝析气藏是我国深层次天然气开发的主要类型，其开采难度大、开发周期长。开展带油环的底水凝析气藏开采机理研究，有以下重要意义。
1. 加深对底水凝析气藏开采机理的认识
通过研究带油环的底水凝析气藏开采机理，可以深入认识底水凝析气藏的开采机理和影响因素，为制定合理的开采方案提供理论基础。
凝析气藏排水采气工艺技术
凝析气藏排水采气工艺技术
摘要：凝析气藏是油藏与天然气藏之间重要的油气藏类型，具有压力高、温度低、含气量大等特点。在选择凝析气藏排水采气技术时时，必须要有一套成熟可靠的工艺技术才能确保其开采效率与效益。本文针对当前常见天然气藏排水采气技术展开研究。
关键词：凝析气藏；开排水采气；技术措施
气田开发的同时，由于储气层平面非均质性和气藏平面产气井产气量非均分布等原因，可能会导致气井过早受到边水的影响、被底水或者外来水淹没。为了保持天然气储量和采收率的长期稳定发展，必须采取一定的措施来减少水对储层的损害。气井产出水使流入井渗流阻力及气液相管流总能量损耗明显增加。因此，当进入井筒的天然气压力低于地层压力时，会发生气体携液流动导致气液两相界面下降，伴随着水侵的影响越来越大，气藏能量衰减，甚至由于井底积液严重，导致停产。此外，在高含水阶段，由于储层流体性质变化及地层压力下降导致气体吸附能力降低，最终使天然气无法通过井筒产出。
1.凝析气藏的开发技术难点
1.1凝析气藏资源储层的构造影响因素
凝析气藏资源是低渗透的油气资源之一，从结构上看，以断层和裂缝为主、透镜体和其他因素的作用。由于其储集层物性差、非均质性强、渗流阻力大，常规试井方法不能准确反映气藏内复杂的流动状态。地质断裂活动可使地层发生变化，继而引起地层流体性质的变化、压力系统等产生改变，改变气藏储层埋藏条件。不同类型油气藏由于其成因机理及藏储环境不同，对藏储层改造方式也各不相同。一些致密砂岩储层，具有某种透镜体，对于气藏资源的分布有一定的影响，由于透镜体造型、分布及规模等方面均有不同，导致气藏开发难度大。因此对不同类型的低渗透油气藏进行分析评价时，要结合其实际情况选择合理有效的开发方式及参数。 1.2凝析气藏资源的开发难点
气井在天然情况下，产能偏低，非均质程度相对较高的储集层由于物性差异导致其产液能力不同，在开采过程中容易出现水窜现象。由于其非均质性很强，投产以后，气井的主力储层得到很好的动用，采气速度加快，层间矛盾愈加尖锐，不能有效地调动各个储层之间产能；地层水矿化度较低，气层伤害严重。储层含水饱和度很高，再加上发展过程中反凝析作用及其他因素，导致油井井筒积液出大量水，影响了气井的产量；气井生产压差大、压降高、采气指数偏低、压力资源的有限性；地层水矿化度变化较大，对气藏开采效果有很大的影响，导致部分井产液量下降明显。在孔隙结构的作用下，储层常呈细歪度型毛管压力曲线，喉道较小，要求排驱压力大。
凝析油
1 凝析油
凝析油（gas condensate）是指从凝析气田的天然气中凝析出来的液相组分。天然气中部分较重的烃类在油层的高温、高压条件下呈蒸气状态，采气时由于压力和温度降低到地面条件，这些较重的烃类从天然气中凝析而出，成为轻质油（称凝析油）。凝析油的主要成分是 C5～C8烃类的混合物，并含有少量大于C8的烃类以及二氧化硫、噻吩类、硫醇类、硫醚类和多硫化物等杂质，它的馏分多在20℃～200℃，比重小于0.78，其重质烃类和非烃组分的含量比原油低，挥发性好。凝析油可直接用作燃料，并且是炼油工业的优质原料，通常石脑油收率在60%～80%、柴油收率在20%～40%，API度在50以上。凝析油可分为石蜡基、中间基和环烷基3种类型。石蜡基凝析油适合生产乙烯裂解料，中间基、环烷基凝析油可作为芳烃重整料。澳大利亚的LAMINARIA、印度尼西亚的BON-TANG、BRC等属于石蜡基型，澳大利亚的西北大陆架凝析油（NWS）、印度尼西亚的SENIPAH、HANDIL属于中间基、环烷基型。
全球供需呈上升趋势
目前全球已发现的凝析油气田超过12200多个，主要分布于美国、俄罗斯、澳大利亚、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦及中东和亚太地区。2005年全球凝析油生产能力约670万桶/d，预计到2010年将达到873.5万桶/d。
中东及亚太地区是世界凝析油的主要生产和消费地区。近年来，中东地区产量不断提高，成为凝析油的主要生产基地，其中波斯湾地区凝析油产量增长最快，特别是沙特、卡塔尔和伊朗。目前波斯湾地区已有大量凝析油分离装置投产，2004年凝析油加工能力已达123万桶/d，2008年将增至176万桶/d，2011年将达到300万桶/d，这将使苏伊士以东地区占世界2 凝析油加工能力的比例从2004年的60%增至2011年的70%以上。波斯湾地区凝析油生产能力的快速提高，主要是因为该地区许多国家积极推进天然气资源的开发；其次，凝析油装置投资较少，建设周期短；第三，将凝析油分离与现有的炼厂整合，可提高轻、中馏分的产量。亚太地区的主要生产地则在澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚、泰国等。泰国的凝析油需求量由2003年的11.8万桶/d将增至2008年的23.4万桶/d；我国预计由2003年的5.9万桶/d增至2008年的22.4万桶/d，2013年将达到27.0万桶/d。为了得到更多的石化原料和汽油等，近年亚太地区的凝析油分离装置能力也在增加。凝析油正成为炼油厂的一个重要原料来源。
凝析气藏采气配套工艺交流
凝析气藏采气配套工艺交流
在凝析气藏的开发过程中，采气配套工艺是一个非常重要的环节。凝析气藏是指在地下储存有大量的液态或凝析态油、气的油气田，其中的天然气具有高含硫、高含二氧化碳等复杂的品质特点。为了有效地开发和利用这些天然气资源，必须采用适当的采气配套工艺。
首先，凝析气藏采气需要进行气液分离。在地下储层中，天然气与油互相溶解，形成气液两相体系。在采气过程中，需要对天然气和油进行分离，以得到高纯度的天然气。常用的气液分离工艺包括闪蒸分离、低温分离和中温分离等。
其次，针对凝析气藏中的高含硫、高含二氧化碳等特点，需要进行气体脱硫和气体脱碳处理。高含硫天然气在燃烧过程中会产生二氧化硫等有害物质，对环境造成污染，并且对设备设施有腐蚀作用。因此，需要通过脱硫工艺将天然气中的硫化氢和二氧化硫等化合物去除。同时，高含二氧化碳的天然气也需要进行脱碳处理，以提高天然气的品质。
此外，采气配套工艺还需要进行天然气液化处理。凝析气藏中的天然气可以在高压和低温条件下液化成液态天然气（LNG），以便进行长距离的运输和储存。液化天然气具有高能量密度、方便储运等优势，可以有效解决天然气长距离运输和储存的问题。
最后，采气配套工艺还需要进行天然气的压缩处理。天然气在输送和利用过程中需要提高其压力，以便满足各种工艺需求和输配能力。压缩工艺可以将低压天然气压缩为高压气体，以便进行输送和利用。
总之，凝析气藏采气配套工艺是在开发过程中不可或缺的一环。通过气液分离、气体脱硫和脱碳、天然气液化以及天然气压缩处理等工艺，可以有效地开发和利用凝析气藏中的天然气资源。这些工艺的应用不仅可以提高天然气的品质，还可以满足不同领域的需求，促进能源的可持续发展。凝析气藏采气配套工艺的发展逐渐趋于成熟，为凝析气藏的开发和利用提供了有力的技术支持。在凝析气藏开发中，采气配套工艺的优化和改进至关重要，可以提高气藏的采收率，降低成本，提高经济效益。
首先，气液分离是凝析气藏采气配套工艺的首要环节。在地下储层中，天然气与油相溶解存在于一起，形成气液两相体系。通过气液分离工艺，可以将天然气和油进行有效的分离，以得到高纯度的天然气。常用的气液分离方法有闪蒸分离、低温分离和中温分离等。选择合适的气液分离工艺，可以提高气液分离效果，减少气液混合带来的问题。
特殊气藏的开发与开采
1 第八章 特殊气藏的开发与开采
按照气藏的特征、开采特点和方式，可将其大体分为常规气藏和特殊气藏。常规气藏一般是指以气体状态储存于储层，比较干净的天然气气藏；而特殊气藏主要是指或者是储层比较特殊，如煤层气气藏、疏松砂岩气藏等，或者是天然气性质比较特殊，如凝析气藏、高含硫气藏等。特殊气藏由于储层或天然气性质比较特殊，在开采这类气藏时需要采取一些特殊的工艺措施。本章主要介绍凝析气藏、煤层气气藏、高含硫气藏和疏松砂岩气藏的开采特点和开采过程中需要考虑的特殊工艺技术。
第一节 凝析气藏的开发
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1×1012m3的巨型气田中，凝析气田占68％，在储量超过1000×108m3的大型气田中则占56％。
早在20世纪30年代，美国已经开始采用间注干气保持压力的方法开发凝析气田，80年代又发展了注氮气技术。前苏联主要采用衰竭式开发方式，也采用各种屏障注水方式开发凝析气顶油藏。目前在北海地区，也有冲破“禁区”探索注水开发凝析气田的。
本节主要介绍凝析气藏的特点和分类，凝析气藏的开发特点，凝析气藏开发过程中的反凝析污染及解除方法。
一、凝析气藏的特点
采出天然气和凝析油的气藏叫凝析气藏。凝析油是汽油及相对密度大于汽油但小于0.786的其它馏分的混合物。
凝析气藏在原始状态下流体系统在储层中全部或绝大部分成气相存在（系统的临界温度低于储层温度）。
1、凝析气藏的一般特点
凝析气藏的特点是，在地层条件下，天然气和凝析油呈单一的气相状态，并符合反凝析规律。所以，凝析气藏既不同于油藏，也不同于气藏，可以将它们划为一种新的工业性油气储集类型。
凝析气藏与油藏的差别在于地层中液体和气体的相平衡状态，凝析气藏的油气比比较高，而且还不断上升（在衰竭式开发过程中）。它与普通气藏的差别是，生产井的采出物中除了天然气还有液态凝析油。
当凝析气藏中有油环时，含凝析气部分的地层压力就相当于初凝压力；在地层压力明显超过初凝压力的气藏，就没有油环。在凝析气藏的开发过程中，当地层压力降到初凝压力以下时，烃类体系就会发生相态变化，一部分凝析油（沸点最高的烃类组分）就会凝析出来转变成液态。
凝析气藏开发方式浅析
第ｌ５卷第６期 ２００８年ｌ２月 特种油气藏 Ｓｐｅｃｉａｌ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｖ０１．１５ Ｎｏ．６ Ｄｅｃ．２００８
文章编号：１００６—６５３５（２００８）０６—０００５９—０３
引 言 凝析气藏开发方式浅析
郑小敏 ，钟立军 ，严文德 ，杨大千
（１．西南石油大学，四川成都６１０５００；２．中石油集团测井有限公司，陕西西安７１０２０１； ３．中油川庆钻探工程公司，四川成都６１０５００）
摘要：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题。针对衰竭式、保持压力和部分保持压力３种开发方式，研究了纯凝析 气藏和带油环凝析气藏开发方式的选择，并进行举例论证。 关键词：凝析气藏；开发方式；纯凝析气藏；带油环凝析气藏；大张坨凝析气藏 中图分类号：ＴＥ３４９ 文献标识码：Ａ
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 析气藏开发方式的选择就显得尤为重要。通常来
说，凝析气藏的开发方式主要有衰竭式开发、保持 压力开发和部分保持压力开发３种形式ｎ 。分别就
纯凝析气藏和带油环凝析气藏２种类型进行开发
方式的探讨。
１纯凝析气藏开发方式的选择
纯凝析气藏不含油环，较带油环凝析气藏开发
方式简单，但需要考虑减小凝析油在储层的析出、
提高其采收率问题。
１．１衰竭式开发方式
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为口 ：
（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。
渤海凝析气田开发后期技术对策
石 油 地 质 与 工 程 2021年11月 PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷 第6期
文章编号：1673–8217（2021）06–0063–06
渤海凝析气田开发后期技术对策
黄 雷，满海强，王 迪，李恩林，陈来勇，杨 彬
（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）
摘要：渤海某凝析气田地质情况复杂，采用衰竭方式开采，投产至今已持续生产近30年，累计产气达85×108 m3，
天然气采出程度已超过65%。目前气田已进入开发后期，因油水侵入导致气井产能大幅降低，同时，井身结构、生
产流程环节频繁出现的异常情况也对安全生产带来较大隐患。通过深入分析该气田开发特征及生产管理中出现的问
题，优化并制定了配套生产管理和采气工艺技术对策，可以有效地减缓油水干扰并延长气井寿命，对类似凝析气田
的高效开发具有一定的借鉴意义。
关键词：凝析气藏；电化学反应；水化物；动态配产；排液采气
中图分类号：TE372 文献标识码：A
Technical countermeasures for later development of condensate gas field in Bohai Sea
HUANG Lei, MAN Haiqiang, WANG Di, LI Enlin, CHEN Laiyong, YANG Bin
(Tianjin Company, CNOOC (China) Co., Ltd., Tianjin 300459, China) Abstract: The geological condition of a condensate gas field in Bohai Sea is complicated and it has been
exploited by depletion mode for nearly 30 years, with a cumulative gas production of 85×108m3 and a natural
宝浪油田低孔低渗高含油凝析气藏开采工艺优化配套与应用
第３３卷第４期 Ｖ０１．３３ Ｎｏ．４ 钻 采 工 艺 ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ＰＲ０ＤＵＣＴＩＯＮ ＴＥＥＨＮ０ＬＯＧＹ ・３９・
宝浪油田低孔低渗高含油凝析气藏
开采工艺优化配套与应用
吴小平，李生莉，张雪莲
（中石４ｔ；５￣南石油分公司石油工程技术研究院）
吴小平等．宝浪油田低孔低渗高含油凝析气藏开采工艺优化配套与应用．钻采工艺，２０１０，３３（４）：３９—４０，４４
摘要：宝浪油田凝析油气藏属于低孔、低渗致密型凝析气藏，凝析油含量高，地露压差小。采用衰竭式开采 时，地层压力下降快，地层出现严重反凝析现象，造成大量凝析油产不出。针对该凝析油气藏的特点，开展了与之
相配套的采气工艺研究，并设计配套了包括完井工艺、封堵工艺、生产管柱优化、排液采气工艺、水合物预防以及气
层保护等六项技术，为开发此类特低孔、特低渗、高含凝析油凝析气藏提供了技术保障。
关键词：凝析气藏；采气工艺；反凝析；油层保护；水合物
中图分类号：ＴＥ ３１３ 文献标识码：Ａ ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—７６８Ｘ．２０１０．０４．０１２
宝浪油田凝析油气藏位于新疆焉耆盆地博湖坳
陷宝浪苏木构造带中部，含油气层主要为侏罗系三
工河组。天然气地质储量３２．９３ Ｘ １０ ｍ ，凝析油地
质储量１１２．５４×１０ ｔ。２００６年以来，在该区块选了
３口井进行衰竭式试采。开展了相应的凝析气藏开
采工艺的研究与应用，设计配套了包括完井工艺、封
堵工艺、生产管柱优化、排液采气工艺、水合物预防
以及气层保护等六项技术，为开发此类特低孔、特低
渗、高含凝析油凝析气藏提供了技术保障。
一、宝浪油田凝析油气藏特征
１．气藏特征
宝浪油田凝析油气藏含油气井段为２ ５００～
２ ７００ ｍ，近４５０ ｍ的井段中均不同程度含有油气，
形成多层断层遮挡的构造油气藏。平均渗透率为
（４～７）Ｘ １０ Ｉｘｍ ，平均孔隙度分布在１０％～
１２％；地层压力为２８．１６ ＭＰａ，凝析油露点压力为
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]。