凝析气藏开发
凝析气藏开采方式对比研究
张之文等：麓析气藏开采方式对比研究 ３３
凝桥气藏开 方式对比研
ＡｈｍｅｄＨ Ｅ｝一Ｂ ｅｔ ａｌ
主韪词凝析气藏注水注气经济评价 一、引言 长期以来，循环注气开采方式已广泛用于提高凝 析气藏中凝析油的采收率。这一工艺是用注入的干气 驱替地层中的湿气 注气能使储层压力维持在湿气的 露点之上，防止储层中凝析油析出，同时，干气也能 带出部分凝析油这种方法已经证明能有效提高凝析 油的采收率。在停止注气后，储层只能在枯竭压力下 （衰竭式开采）采出尽可能多的天然气。 我们都知道 封闭的天然气储层的采收率常比天 然水驱气层的采收率高。这可能是在维持地层压力 时．没有大量地用注水代替注气的原因。不过，近几 年已经有几位专家研究了凝析气藏的注水，他们大多 是从理论上探讨ｒ这一方法。 二、气田背景 所研究气田的主要储层构造是一个由平行的断层 所切割的背斜、超覆有一个厚的泥岩层：所钻的５口 井都钻遇了主要的气层，可用来描述井开采这一气 田。这些砂岩富含凝析油，最初凝析油产量为１７２ ＳＴＢ／ＭＭｓｃｆ（储罐桶／百万标准立方英尺） 三 气田模拟模型 建立了一个气田的立体组分模拟组型，以研究不 同的开发方案。砂体顶部的构造图及净砂岩图用来建 立气田模拟坐标。构造图是用５口井的岩石物理资料 对三维地层资料进行校正后做出的。净砂岩图是基于 翻译：张之文程娣 孛卫庆 杨国亭（中原油田信息中心） 校对：张ｊＬ生（中原油田信息中心） 测井资料的岩石物理分析的结果 纵向上，模型可分 ８层，每层都采用平均孔隙度和渗透率值，大小约为 ０．１６ ｍＤ和５０ ｍＤ。不过，这些层在纵向上存在着不 均质性。 利用一个包含９种因素的状态方程来表示流体的 动态变化。纵向上的升举动态特征在结合油管报表后 可加到模型中。应用Ｇｒａｙ相关关系式来计算油管的 流体动态特征。工业相关关系式用于估计相对渗透率 和毛细管压力。同时．可选择限产来达到气田所期望 的操作条件。 四、开发方案的选择 研究ｌ『几个开采方案．包括气田的衰竭开采，用 补充气和不用补充气注气以及注水。在所有的方案 中，所需的采气井数都必须最少 １。衰竭开采 衰竭开采是基本的开发方案 实施该方案时，为 了同注气开采和注水开采两种方案进行对比．５口井 的最大采气速度分别为６０ ＭＭｓｃｆ／Ｄ（百万标准立方 英尺／天）和３０ ＭＭｓｃｆ／Ｄ：在这两种情况下，在产气 量持续下降以前．气田只能短时间地维持最大采气速 度。我们注意到．这些井不能长时间地保持所期望的 开采速度 因为气层压力下降很快．井筒周围所形成 的凝析液不利于气井采气一 ２。注气开采 有几种模拟方式可用来估算在注气时所获得的额 外的凝析油的采收率。在所有的注气方案中，假设气 田有４口采气井，构造最高点的井改作注气井 在注 气一段时间后．在衰竭开采时．５口井全部为采气 井。 （１）没有补充气的注气开发 在没有补充气时，有三种方法可用于对比不同注 气阶段的凝析油的产量。这三种方法假设注气时间为 ２年、５年和ｌ０年。然后用衰竭方式开采直到不再具 工业开采价值。表Ｉ给出了这三种情况下及基本开采 方式（衰竭开采）下的天然气和凝析油采收率 图１
阿奇莫夫沉积凝析气藏的开发特点
徐丹：阿奇莫夫沉积凝析气藏的开发特点 ｌ
阿奇莫夫沉积凝析气藏的开发特点
摘要 分析了西西伯利亚阿奇莫夫沉积 凝析气藏的储层特性及开发特点。根据各种 影响因素建立了概率模型。基于模拟确定了 开发方案。采用地层水力压裂、布次水平井 对开发是合理的。 主题词 阿奇莫夫沉积凝析气藏模 拟地层水力压裂次水平井
一、引言 对西西伯利亚阿奇莫夫沉积中的烃储量开发面 临许多困难，只有仔细研究开发层来选择合适的开 采工艺。因此。在编制乌连戈伊油田第二特许区块 的试开采工艺流程时，引用了室内实验及计算的 结果。 开发阿奇莫夫气藏的工艺与诸多因素有关，如 较深的岩层深度（３０００～４０００ｍ）、低储层渗透率 （平均值０．００２３￣ｍ。，模态值０．０００２￣ｍ。）；所研究 井的产量为４Ｏ×１Ｏ ～５Ｏ×ｉ０ ｍ ／ａ，压差为３Ｏ～ ４０ＭＰａ。有利的因素：储量大，地层混合物中重组 分含量高（平均３００ｇ／ｍ ），同时具备较早形成的 基础没施和气体加工能力。研究方法的特点是，在 缺乏建立模型所必需的地球物理信息情况下，应有 概率法来描述地质构造和储层性能。 二、地质构造 阿奇莫夫６ｅｐｐｒｉａｃ—ＲａＪＩａＨ）Ｉ（ＭＨｃＫＨ讫时代的岩系 是厚度达２００ｍ以 的沉积。一种理论认为，沉积 是在深海条件下形成的；而另一种理论认为，沉积 是在沿海条件下形成的。沉积具有十分复杂的内部 构造，这是其不同的形成条件所致。楔状构造目前 最常见，依据此构造岩系不断轮回形成砂质一粉砂 岩体。生产层是由砂质一粉砂岩、泥质岩和部分碳 酸盐岩的互层形成的，具有明显的沉积岩相变化和 较低的剖面对比性。储集层被不渗透的沉积替代、 尖灭，具有奇异的空间排列。异常高的地层压力 编译：徐丹（西南石油大学） 孙雷（国家重点实验室） 刘润广（西南石油大学） 审校：李发荣（大庆油田工程有限公司）
（异常性系数１．７）和其岩石组成的欠压实性是该 气藏的特点。 储层由中粒一细砂岩、石英一长石成分的较稀疏粉 砂岩形成，非储层的致密夹层则由碳酸盐岩、泥岩和 泥质粉砂岩形成。碎屑物质分选性差，具有胶结物含 量低和储集层碳酸盐含量低的特征。 全俄天然气和气体工艺科学研究所对岩心进行 了专门研究，根据孔隙空问结构和渗流储集特性划 分了岩石类型，研究了取自于第二特许区块及其自 然圈内ｌ８口井的岩样。 采用显微试片直接法及间接（毛细管）法—— 汞和水的气孑Ｌ测量法，研究孑Ｌ隙空间结构。孔隙的 最大直径可达２０￣６０ｇｍ，这类孔隙在有空隙的空间 不超过１％～２％。结构的主要类型为均质性微孔 隙。在阿奇莫夫沉积岩层中显示出裂缝发育，裂缝 的强度和特性在面积和剖面上有十分大的变化。地 质构造的大裂缝和沉积的微裂缝较突出，存在于不 同岩石成分的地层边界之中。在有效剖面上，储层 的主要类型是孑Ｌ隙。微裂缝起着孑Ｌ隙作用，具有较 大压缩性和较小弯曲度。在所采用的渗流模型中， 确定地层渗透率时考虑了微裂缝的影响。 所研究的来自Ａ 一 和Ａｑ。地层的岩样 （２６１５），其孑Ｌ隙度不超过２２．２％。约６Ｏ 岩样与 储层有关，大部分具有ｌ６ ～ｌ８ 孑Ｌ隙度。约 ８Ｏ 岩样的绝对渗透率低于０．００１ ｍ。，岩样的平 均渗透率为０．００１～Ｏ．００２￣ｍ。，而实际上该岩石的 绝对渗透率都低于０．Ｏ５～０．１ ｍ。。在渗透率方面， 岩样的非均质性不强：在地层面为０．８４～１．１４， 而在垂直层面为０．３３～１．４２。 孔隙度和绝对渗透率的相互关系是非单值的： 孔隙度相同的岩样受层序等因素的影响，其渗透率 存在差异，这可归咎于岩层构造一沉积特性的不同 以及各类裂缝性岩层的存在。为了统计孔隙度一渗 透率关系的非单值性，采用两阶段的概率模型：首 先确定在储层中孔隙度与孔隙度分布的经验柱状图 相适应，然后确定渗透率与假定比率相适应。
不同气藏开发难点及开发方式
不同气藏开发难点及开发方式
一、水驱气藏开发难点:
与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。
1、采气速度低
为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。
2、产能递减快
边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的,边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后,井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减,甚至水淹。
3、采收率低
在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大,气藏一次采收率越低。
4、建设投资大，采气成本高
由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏.
由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作,我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作,取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征,以供同类气藏开发借鉴和参考。
二、水驱气藏开发阶段的划分和特征
根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为:无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。
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
２０１０年５月 石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＩ ＥＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２４卷 第３期
文章编号：１６７３—８２１７（２０１０）０３—００４６—０４
油气藏数值模拟技术在
带油环凝析气藏开发中的应用
胡春锋 ，郑可 ，胡小鹏。
（１．油气钻采工程湖北省重点实验室・长江大学，湖北荆州４３４０２３；２．中国石化河南油田分公司第二采油厂）
摘要：近年来，如何高效开发凝析气藏尤其是带油环凝析气藏已成为国内油气田开发中的一个重要课题。以滩海 某带油环凝析气藏为例，主要采用油气藏数值模拟技术对其合理井网井距、井型、水平井合理水平段长度、合理油 气开发程序、油环注水效果及凝析气藏循环注气效果进行了计算分析，得出了具体的开发方案。 关键词：数值模拟；凝析气藏；油环；组分模型；开发 中图分类号：ＴＥ３７２ 文献标识码：Ａ
近年来，随着石油工业的发展和勘探技术的提
高，国内越来越多的凝析气藏被发现。凝析气藏是
流体相态变化极为复杂的特殊气藏，其在原始条件
下通常为气态，而投入开发后，随着温度、压力的变
化，将会有液体（凝析油）凝析出来，凝析油会粘附于
气藏岩石上很难被采出来，从而导致价值较高的凝
析油的损失＿１］。对于带油环的凝析气藏，不但要考
虑天然气和凝析油的采收率，而且还要考虑原油的
采收率。因此，如何高效地开发凝析气藏尤其是带
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
具，在现代油气藏开发中发挥着重要的作用，主要用
于研究油气藏的各种机理、分析影响因素及参数敏
感性、模拟生产过程、预测未来开发动态和可行性方
案研究等，是合理制定油气田开发方案的基础。通
过气藏数值模拟计算，可以进行气藏开采机理研究，
确定合理井网井距、井型以及开发方式等，还可以预
测油气井的开发动态、气藏及分层开发指标以及各
种动态参数场等，以指导凝析气藏开发方案的制定。
凝析油气藏开发后期合理开采方式的选择
石油天然气学报（江汉石油学院学报） ２００６年１０月第２８卷第５期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．ＪＰＩ） Ｏｃｔ．２００６ Ｖｏ１．２８ Ｎｏ．５
凝析油气藏开发后期合理开采方式的选择
李 宁，许弟龙 （江汉油田分公司江汉采油厂，湖北潜江４３３１ ２３）
［摘要］凝析油气藏到了开发后期，由于地层压力低于露点压力，在近井地带形成积液，影响了油气的采 收率。处于此阶段的凝析油气井因各自生产状况、地层压力等影响因素有所不同，选择不同的开采方式 必然效果有所不同。因此选择合理的开采方式（如缩小油管内径生产；放大生产压差；间歇开井生产； 投加发泡剂生产；下泵生产等），可以提高开发效果，从而提高油气的最终采收率。 ［关键词］凝析油气田；开发后期；开采方式；采收率 ［中图分类号］ＴＥ３４９ ［文献标识码］Ａ ［文章编号］ｉ０００—９７５２【２００６）０５—０１１８—０２ 凝析油气藏进入后期开发后，由于地层压力的急剧降低，发生反凝析作用，地层中出现气、液两 相，气相渗透力极大降低，能量不足导致气体携液能力下降；当气相不能提供足够的能量来使井筒中的 液体连续排出井口时，井筒中将存在积液，积液的存在将增大对地层的回压，并限制其生产能力，有时 造成近井地带凝析油“堵塞”油气运移通道，甚至会将地层完全压死以致关井。因此，须选择合理的开 采方式，避免上述的问题产生。 缩小油管内径生产 １）适用条件 ①油气井仍然具备一定的自喷能力；②产量受井筒液体严重积聚影响的井或在生产 油管中多相流压力损失较高的油气井。 应用小油管的目的是减小流动截面积，增加气体流速，以便把液体带到地面。因为油管直径过大， 虽可以降低气流速度及摩阻损失，从而降低流压，提高油气井产量，但过低的气流速度无法将井底液体 携至地面，最终造成井底积液、流压升高而限制油气产量。油管直径过小，虽可以提高气流速度，有利 于将井底的液体排出，但在油管中的摩阻损失大，一定井口压力下所要求的井底流压高，从而也限制了 油气井产量。因此必须根据油气井的产能状况优选合理的管径，充分利用地层的能量，尽可能多地使井 底的液体能及时被气流携带到地面。 合理内径管柱采油的核心是确定连续排液所需的最小气量。１９６９年Ｔｕｒｎｅｒ等人给出了能将气流中 最大液滴携带到地面的最低气流流速［１］： 一７．１５ｆ． 早 （１） 。 Ｌ 』Ｄ； ｊ ２）影响因素 气井连续排液所需的最低流速（也称临界流速）主要受气、液密度 ，ｌ０ｌ、及界面张力盯 影响。如按井底条件算，则对应的地面最小日产气量 为［２］： ＾Ｄ １， 一２．５×１０‘ （２） 厶』 式中， 为气流携带液滴所需的最小产量或卸载流量，１０‘ｍ。／ｄ；Ａ 为油管截面积，ｍ２；ＰＷｆ为井底流压， ＭＰａ；Ｔ为井底气流温度，Ｋ；Ｚ为压缩因子。 式（１）和式（２）就是根据Ｔｕｒｎｅｒ等人的思路导出的计算最小排液速率或流量的理论公式，对于 气一水井或气一凝析油井皆适用。 ２放大生产压差 ‘ 适用条件：油井有足够的自喷能力，生产动态表现为低液，气油比较高，含水在１Ｏ ～３Ｏ 之间； ［收稿日期］２００６一Ｏ２—１Ｏ ［作者简介】李宁（１９７３一），男，１９９５年大学毕业，工程师，现主要从事油气田开发方面的研究工作。
渤中19-6凝析气田太古界潜山储层地质模式及开发策略
中国海上油气
CHIGN OFFSHORE OIL AND GA第33
卷第3
期
2021
年6
月Vod 33 Go. 2
J
un 2021
文章编号：1673-1506(2021)03-0085-00DOI：19. n935/u issw
辽相-006. 2
〜1. 03. OO9
渤中-
凝析气田太古界潜山储层
地质模式及开发策略*
范廷恩牛涛范洪军王帅肖大坤罗江华
(中海油研究总院有限责任公司北京
井0
万％
范廷恩
距涛
缝洪军
缝•渤中
-凝析气田太古界潜山储层地质模式及开发策略 J
中国海上油气 21
距构值51.
FAN Tingen, NIN Tao WAG Aongjun, aS ab GeologicaI model and developmeni strategy of Archean buried hill reservoir in BZ19-6 condensate
field JU 9 China Offshore Ob and Gas,2
〜l ,33
中)：渤-92.
摘要综合运用岩心、测井、地震、野外露头及生产测试资料对渤中
井构太古界潜山储层地质模式进行了
分析。研究发现，渤中井-6太古界潜山储层纵向分为风化带和内幕带。风化带受构造和风化淋滤作用双重
控制，发育构造缝、风化缝、溶蚀孔隙等储集空间类型，裂缝整体发育呈网状，储层连通性好，呈“似层状”分布
模式。内幕带主要受高角度断层控制，储集空间以构造缝为主，内幕带储层沿高角度断层呈“带状”分布模
式。针对渤中
井构潜山高含凝析油、低地露压差以及低孔低渗的油气藏特征
，提出采用周期注气的开发方
式提高凝析油采收率；基于潜山地质模式，采取储层顶部注气、中下部采气的立体注采井网。为减缓气窜
，增
加注气波及面积，提高单井产量，结合数值模拟结果，井网部署采取井轨迹与裂缝斜交〜°角、注采井主流线
方向与裂缝走向呈一定夹角的布井原则。
关键词 渤中
井构凝析气田；太古界潜山地质模式；开发策略
注干气开发凝析气藏注采压力系统研究——以塔里木盆地大涝坝2号构造凝析气藏为例
第１８卷第２期 ２０１１年３月 油气地质与采收率 Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ Ｖｏ１．１８．Ｎｏ．２ Ｍａｒ．２Ｏｌｌ
注干气开发凝析气藏注采压力系统研究
——以塔里木盆地大涝坝２号构造凝析气藏为例
彭 松 ，黄全华 ，杨翠萍 ，赵习森
（１．西南石油大学石油工程学院，四川成都６１０５００；２．中国石化股份西北油田分公司雅克拉采气厂，新疆库车８４２０１７）
摘要：为有效提高凝析油的采收率，获得更大的经济效益，在开发凝析油含量较高的凝析气藏时多采用注干气保压 方式。注干气开发凝析气藏时，对注采压力系统的研究尤其重要，但相关的技术方法较少。经过研究，建立了一种 用于分析注采压力系统的方法：以系统测试资料为基础，利用一点法公式、无阻流量与地层系数的关系，确定出气 藏的平均产气能力及注气能力方程，再结合垂直管流方程、液滴重力平衡方程对注干气开发凝析气藏注采压力系
统进行研究。以塔里木盆地大涝坝２号构造凝析气藏为例，对注干气开发该气藏时的注采压力剖面、注采平衡系 统、废弃压力及停喷压力进行了计算与分析。实例应用结果表明，该方法简便实用。 关键词：注气凝析气藏压力系统平均产能方程注采平衡 中图分类号：ＴＥ３７２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９—９６０３（２０１１）０２—００７６—０４
凝析气藏是一种经济价值颇高的特殊气藏，它
兼有油藏和气藏双重特征。采用压力衰竭方式开采
会导致一部分反凝析油在储层中难以采出，降低了
凝析油的采收率，故在适当时机下采用注气开发来
提高凝析气藏的采收率是很有必要的。已有相关学
者对注水开发油藏的注采压力系统做过研究 一 ］，
但对注气开发凝析气藏的注采压力系统研究甚少。
为此，笔者以塔里木盆地大涝坝２号构造凝析气藏
气井的系统测试资料为基础，利用一点法公式 Ｊ、
无阻流量与地层系数的关系，推导出气藏的平均产
气能力及注气能力方程，并以此对气藏的压力剖面、
凝析气藏储层污染及解除方法和现状
第 1 页 共 7 页 凝析气藏储层污染及解除方法现状报告
摘要：对低渗低产凝析气井，水锁和反凝析伤害尤为严重。对于致密低渗透凝析气藏，一般需要通过水力压裂措施才能进行有效开发，但是大量室内实验和现场实践表明，在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层或衰竭式低渗透油气藏中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。此时，气藏产量下降。这是由于液体持续地滞留导致产生水锁伤害及液体没有完全返排。压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的气相相对渗透率，形成压裂过程中的水锁伤害，同时在低渗透凝析气藏进行压裂后，压力急剧下降，在达到露点压力以下时会在裂缝面处出现反凝析液。进而引起裂缝面处的污染，低渗透凝析气藏产能急剧下降。因此解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响。调研了国内外文献，详细阐述了反凝析和水锁效应机理，提出了各种解决此两种伤害的方法，并提出在注气吞吐前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析和水锁产生的地层堵塞，以改善注气吞吐，提高凝析气井产能的效果，该方法在现场得到了成功应用。低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来。
关键词：凝析气井；反凝析堵塞；水锁；
一、 近井地带反凝析、反渗吸伤害
1.反凝析伤害机理
在凝析气井的开发过程中，随着压力的不断下降，当压力下降到低于露点压力时，就会引发反凝析现象，发生反凝析伤害，从而进一步加剧近井地层的堵塞和伤害，导致凝析气井产能的进一步下降。而低渗透凝析气井生产时近井地带的压降大，井底压力和容易低于露点，因此在井筒附近更易产生严重的反凝析伤害，从而导致气体有效渗透率急剧下降，气井产能相应减少。反凝析液堵塞降低气井产能。由于反凝析液的聚集，气产量将大幅下降。随着凝析气藏衰竭式开发地层压力降低到露点压力以下某个压力（最大凝析压力）区间内时，部分凝析油在地层中析出并滞留在储层岩石孔隙微粒表面造成反凝析伤害。从机理方面考虑，解除反凝析污染可归纳为两大类：一类是从凝析油反蒸发角度考虑解除反凝析污染，如注二氧化碳法；另一类是从解除反凝析堵塞角度考虑解除反凝析污染，如水力压裂法。
深层致密凝析气藏可动用性分析及开发技术对策
第２２卷第６期
２０１３年６月 中 国 矿 业 ＣＨＩＮＡ ＭＩＮＩＮＧ ＭＡＧＡＺＩＮＥ Ｖｏｌ＿２２，Ｎｏ．６
Ｊｕｎ． ２０１３
深层致密凝析气藏可动用性分析及开发技术对策
王乐之 ，王海霞 ，戚志林。
（１．中国地质大学（北京）能源学院，北京１０００８３；２．中国石化石油勘探开发研究院，
北京１０００８３；３．重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆４０１３３１）
摘要：东濮凹陷发育一系列深层致密凝析气藏，由于其复杂性和特殊性，开发效果和效益差，开发 难度大。但研究发现，该类气藏在整体难动用背景下存在局部可获得开发效益的相对优质储量。针对这
一特点，提出此类气藏在目前技术经济条件下，实现经济开发的有效途径就是通过可动用性分析，确定气 藏内的相对优质储量，优先对这部分储量进行开发。并以该类气藏中的典型区块——Ｂ５５块为例，在经济 界限研究的基础上，引入储能系数，通过相关性分析建立了可动用储量的评价和分类标准，并依此标准开 展了储量可动用性评价。在评价结果基础上，针对不同类型储量，提出了相应的开发技术对策，为此类气 藏的经济开发指明了方向。 关键词：深层；致密；凝析气藏；可动用性；技术对策 中图分类号：ＴＥ３７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００４—４０５１（２０１３）０６ ００７８—０４
Ｔｈｅ ｒｅｃｏｖｅｒａｂｉｌｉｔｙ ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｓｔｒａｔｅｇｉｅｓ ｒｅｓｅａｒｃｈ ｉｎ
ｄｅｅｐ ｔｉｇｈｔ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ
ＷＡＮＧ Ｌｅ—ｚｈｉ ．ＷＡＮＧ Ｈａｌ—ｘｉａ ．ＱＩ Ｚｈｉ－ｌｉｎ。 （１．Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｅｎｅｒｇｙ Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８３，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＳＩＮＯＰＥＣ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８３，Ｃｈｉｎａ； ３．Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ ４０１３３１，Ｃｈｉｎａ）