凝析气藏开发 简介
兴9_凝析气藏循环注气开发可行性研究
132023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。
阿奇莫夫沉积凝析气藏的开发特点
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 砂 粉
维普资讯
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
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）
二 、地 质 构 造
阿 奇莫夫 ６ｐ ｒｃ—ＲＪ ＨＩ Ｈ Ｋ 讫时 代 的岩 系 ｅｐａ ｉ ａＩ ）Ｍ ｃ Ｈ ａ （
是 厚 度 达 ２ ０ 以 的 沉 积 。一 种 理 论 认 为 ，沉 积 ０ｍ
绝对 渗透率 都低 于 ０ Ｏ ～０ １ ｍ。 ． ５ ． 。在渗透 率方 面 ，
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 和 Ａｑ 地 层 的 岩 。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 。
（ ６ ５ ，其孑 隙 度 不超 过 ２ ． ％。约 ６ 岩样 与 ２ １） Ｌ ２２ Ｏ 储层 有 关 ，大 部 分 具 有 ｌ ～ ｌ 孑 ６ ８ Ｌ隙 度 。 约 ８ 岩 样的绝 对 渗 透 率 低 于 ０ ０ １ ｍ。 Ｏ ． ０ ，岩 样 的 平 均渗透 率为 ０ ０ １ ． ０ ￣ ，而实 际上 该岩 石的 ． ０ ～Ｏ ０ ２ ｍ。
凝析气藏物化性质
凝析气藏物化性质气藏作为地质勘探和开发中的重要矿物资源，其开发利用和综合评估也面临着严峻的挑战。
气藏的物化性质是其开发利用的关键基础性条件，对气藏的安全开发具有十分重要的意义。
本文将从气藏的结构、形成条件和物化性质三个方面对气藏物化性质进行凝析，以期对其开发利用提供指导意义。
一、气藏结构与形成条件气藏是一种储层类型，是指以气体组成的岩石储层，气体包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等多种烃类物质。
气藏分为深层气藏和浅层气藏，一般来说，深层气藏存在于超过2000米的岩层中，浅层气藏存在于1000米以下的岩层中。
气藏的形成条件是其物化性质的重要决定因素，气藏的形成主要受烃源岩和控制层对其影响。
烃源岩是气藏所依赖的烃源，其物质分为生物烃、无机烃和混合烃。
控制层也被称作隔层，其厚度可以在几米到数十米或更大。
在控制层的作用下，烃源岩中的有机质可以分解、积累，最终形成气体储层。
二、气藏物化性质气藏的物化性质既受到深层地质条件又受到浅层地质条件的影响，包括了流动性、储层压力、储集量、含气量等几方面。
首先是流动性，流动性是指气藏中气体的流动性质，它在气藏开发利用中具有重要作用。
流动性受温度、压力以及气体组分等因素影响，通常来讲，温度越高、压力越低、气体组分越简单，流动性越好。
其次是储层压力，储层压力是指气藏内部的绝对压力，它可以反映出气藏的构造特征和流体特征。
从流体特征的角度上来看，储层压力是影响气藏的流动性的一个重要因素，通常来讲，储层压力越大，流动性越差。
紧接着是储集量，储集量是指气藏容积和图层段厚度比积数值，反映了气藏内部储集能力。
储集量也受到构造特征和流体特征的双重影响，通常来讲，储集量越大，意味着气藏的储集能力越强，可以吸引更多的气体。
最后是含气量，含气量描述的是气藏中气体的含量，是指气藏中气体的占比，是气藏的质量指标。
它受到温度、压力和拉压力的影响，其值可以由地质调查、实验室分析和工程测试确定。
三、综合性结论气藏是地质勘探和开发中的重要矿物资源，其开发利用和综合评估也面临着严峻的挑战。
凝析气藏开发技术现状及问题
凝析气藏开发技术发展现实状况及问题郭平、李士伦、杜志敏、孙雷、孙良田（CNPC西南石油学院特殊气藏开发关键研究室）凝析气田在世界气田开发中占有特殊关键地位, 据不完全统计, 地质储量超出1万亿方巨型气田中凝析气田占68%, 储量超出1千亿方大型气田中则占56%, 世上富含凝析气田国家为前苏联、美国和加拿大, 她们有丰富开发凝析气田经验, 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, 前苏联关键采取衰竭式开发方法, 采取多种屏降注水方法开发凝析气顶油藏。
70年代已开始注气, 现在在北海地域, 也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田。
在中国这类气田已遍布, 在新疆各油区更展示了美好前景。
依据第二次油气资源评价结果, 中国气层气关键分布在陆上中、西部地域, 以及近海海域南海和东海, 资源总量为38×1012m3, 勘明储量2.06×1012m3, 可采储量1.3×1012m3, 其中凝析油地质储量11226.3×104t, 采收率按36%计算, 凝析油可采储量4082×104t, 而且关键分布在中国石油股份企业。
伴随勘探程度向深部发展, 越来越多凝析气田相继发觉, 研究和发展相关开发技术相关键实际意义和应用前景。
一、凝析气田开发方面已成熟技术和问题关键有:1、油气藏流体相态理论和试验评价技术（1）经过“七五”到“九五”研究, 已基础形成配样分析和模拟技术, 如凝析气藏取样配样及PVT分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准; 但对饱和凝析气藏取样仍不能很好地取得有代表性流体样品。
（2）近临界态流本相态研究已得到发展, 临界点测试已取得成功, 对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究取得了新认识; 在采取计算方法确定临界点上还有难度。
（3）高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中固相沉积得到研究, 并建立了对应测试方法和模拟评价技术; 但因为凝析油组份复杂性, 现在模拟理论模型只能达成拟合而估计可靠性差。
白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术-2019年文档
白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术、存在的问题1.层位分散，常规压裂改造难度大白庙、桥口气田主要含气层系为S2下、S3上、S3中、S3下四套，气藏埋深2630.0〜4090.0m。
四套层系受沉积环境影响具有不同的储层特征，由于层系多、井段长、层位分散、层间差异大，常规的笼统压裂工艺不但不能有效改造物性差的储层，使相当一部分储量不能得到有效动用，而且造成压裂液体效率低，影响压裂成功率和措施效果。
2.地露压差小，反凝析污染严重白庙、桥口凝析气藏地露压差小，地层反凝析和井筒积液严重，降低了气井产能和稳产期。
气藏采用衰竭式开发方式，随着压力的不断降低，凝析液不断析出，气井普遍存在积液现象，气井产能下降快，稳产难度大。
3.气田压力逐渐下降，排液采气效果逐年变差近几年，大部分气井低产、低能，作业时洗井液和气举时井液、高压气回流地层的现象比较普遍。
既污染伤害地层，又损失高压气，严重影响到气井正常生产。
二、低渗凝析气藏挖潜工艺技术研究1.多段压裂工艺1）压裂方式：由于凝析气藏低渗、非均质、井段长，单层压裂地层压力下降快，反凝析现象严重，稳产期短；同时多次的压裂改造易污染地层，施工成本高，因此，选用多段压裂工艺，一次对气层进行充分改造。
在综合考虑多段压裂工艺的技术上，优选封隔器加滑套，顶部悬挂密封的方式实施多段压裂。
(2)压裂工艺：①对需要避压的层，采用封隔器加盲管避开避压层段。
②针对套管完井的水平井，为避免因射孔段过长，压裂产生过多裂缝，每个压裂段射孔长度控制在2〜4m③为提高压裂工艺成功率，采取“低砂比、造长缝”的原则，结合“低起步、小台阶加砂”技术，合理控制砂比，降低人工裂缝对砂浓度的敏感性。
2.精细分层压裂工艺近年来，针对一般压裂井，为充分改造压裂层，提高薄差层的动用程度，需大力研究推广2〜3段的精细分层压裂工艺，提高压裂针对性。
对此我们通过开展技术攻关，对压裂工艺进行改进与创新，实现了卡一压二、卡二压二、卡二压三、卡三压二和卡三压三分层压裂工艺。
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]。
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%。
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一、地质特征
3、凝析气井采出井流物组成分布特征
凝析油的凝固点一般<11℃ ； 凝析油的初馏点一般<80℃，而且小于200℃ 的馏分含量>45%； 含蜡量一般<1.0%； 胶质沥青质含量一般<8%；
一、地质特征
4、凝析气藏的分类 按气油比和天然气中的凝析油含量，国际上较多的是按 以下标准来划分不同类型的凝析气藏：
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
凝析气藏开发
海工三、高压、高温 大多数凝析气藏的的埋藏深度大于1500米，压力范围 在21～42MPa之间，温度在93～204℃之间 2、超临界态气态烃含量占优势
凝析气藏地层烃类流体组分中90％（体积百分比或摩尔 百分比）以上为甲烷、乙烷和丙烷。在高温、高压下， 处于超临界状态的甲烷、乙烷和丙烷等气态烃组分对一 定数量的液态烃产生萃取抽提，使之溶解在气体中，从 而形成凝析气藏。
3）相当部分凝析气藏凝析油含量中偏低，处于保 持压力开发的经济边缘，多用衰竭式开发，凝析油 采收率很低，仅20%，低于注水开发原油采收率， 地层压力降到Pd以下时在近井带积聚凝析油，影响 到气井产能，开发中、后期如何克服反凝析液阻塞、 提高单井产量和探索提高凝析油采收率问题已成为
四、提高凝析气藏采收率
复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求 也高。
二、开发特征
5.针对凝析气藏地质、开发特点，在凝析气藏开 发上应特别注意：
1）准确取样和凝析气PVT相态分析评价是凝析气藏开 发的基础，必须不失时机地在凝析气井投入开采时就要 取得合格的样品，必须相应地发展一套先进适用的油气 取样和实验分析技术。
二、开发特征
7）衰竭式开发凝析气藏除发展上述有类同的技
术外，还特别要注意介决以下问题：
① 油气取样方法和工具的改进，以及油气相态实 验分析技术的拓展； ② 近井带凝析油析出和对气井产能影响机理及防 治方法研究； ③ 凝析气井的产能和动态分析研究；
二、开发特征
④ 凝析气井稳定和不稳定试井方法研究； ⑤ 凝析气井近井带凝析油饱和度分析和临界流动饱和 度的实验和理论研究； ⑥ 凝析气藏水平井开采技术研究； ⑦ 凝析油气一些工程参数的测定研究等。
谢谢！
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 倍。 ③ 液态溶剂处理凝析气井近井地带 ④ 采用富气处理凝析气井近井地带
290g/m3<CN<675g/m3
特高含凝析油的凝析气藏： 600 m3/m3<GOR<1000 m3/m3 675g/m3<CN<1035g/m3 世界上还有含量超过1035 g/m3，如美国加州卡尔—卡尔 纳（Cal Canal）凝析气田的凝析油含量达1590cm3/m3。
二、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。 2.凝析油气体系相态变化与其组分、组成和压力、温度之 间的关系密切相关，引起凝析气井井流物组分组成及相态
（1）埋藏深，高温、高压。 （2）存在着凝析油气体系的反凝析现象，有开发方式和提 高采收率问题。 （3）凝析油气体系相态，随时随地发生变化，必须采用上、 下游一体化的配套工艺技术。
四、提高凝析气藏采收率
1 概述
（4）是一种相间有质量交换的物理化学渗流，是渗流力
学研究的重点、难点，要开展以下研究：
（5）深层近临界态、高含蜡富含凝析油和含油环的凝析气 藏开发等系列配套技术研究。
二、开发特征
5）要拓展气液固（蜡、沥青质、元素硫和水合物等）相 态、注气过程的相态、近临界态相态、多孔介质相态、渗 流过程相态（相渗曲线、近井带饱和度分布、凝析油临界 流动饱和度等）和凝析气与地层水体系的相态研究，开发 出新的并能更好指导这类气藏开发的数值模拟软件及相应 的注气、采气工艺技术。 6）注气保持压力开发凝析气藏特别要发展以下八项配套 技术：注气开发气藏工程技术，注气开发多组分数值模拟 技术，注气开发钻井完井工艺技术，注气开发注、采工艺 技术，注气开发动态监测技术和注气开发地面工艺技术。
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 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
可动气和可动油 可动气和不可动油 可动气
凝析气 凝 析 气 井 凝析油
两相区
单相区
四、提高凝析气藏采收率
1 概述
1）目前我国已发现的凝析气藏资源集中在新疆， 尤其在塔里木盆地，地层气中凝析油含量高、储 量多，在全国占优势，是开发的重点区域。 2）凝析气藏经济价值很高，但开发很复杂，其重要 特征是：
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 析 气 井
凝析气
单相区
三、反凝析
凝析气藏－井底压力大于露点压力
两相 区
储层近井地带反凝析液示意图
三、反凝析
储层或近井地带产生凝析油
一、地质特征
3、凝析气井采出井流物组成分布特征 开采初期，凝析气井采出的原始井流物组成分布一般 具有以下规律： 甲烷（C1）含量约在75-90%左右； C2+含量在7-15%
范围。若C2+>10%，凝析气藏一般有油环；
气 体 干 燥系 数 （ C1/C2+C3 ，均为 摩 尔或体 积 含 量 比），在10-20之间
1 概述
凝析气田开发的焦点。要拓展新思路，探索多种开发方式 和提高气井产量的方法。 4）早期注气投资大，生产费用也高，直接影响开发效益。 中、后期注气，采收率虽不如早期注气，但权衡利弊，有 时还可能行。 5）注气单井吞吐是提高凝析气井产量的特殊增产措施。
四、提高凝析气藏采收率
2、开发中后期低于Pmax压力下循环注干气 3、注N2开发水淹气藏 4、防治水与利用水层能量结合的开发方式 5、注水提高凝析气藏采收率
二、开发特征
2）对于高含凝析油的凝析气藏（含量超过600g/m3 以 上），要考虑保持压力开发和注入工作介质（烃类富气、 干气、N2、CO2以及特定条件下的气水交替和注水等）优 选的技术经济可行性论证。
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 。 4）带油环凝析气藏开发过程中要正确发挥油气水三相 驱动力的作用，要恰当地控制油气、油水两个界面的运动， 要合理选择开发方式。
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它烃类的地面回收率，必须采用上下 游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发 凝析气藏。
二、开发特征
3.凝析油气在储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，这是目前渗流力学研究中的重点 和难点。 4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含 蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系
一、地质特征
3、凝析气井采出井流物组成分布特征 气体的湿度（C2+/C1，均为摩尔或体积含量比），在6 -15之间；
分离器气体的相对密度（相对于空气，空气密度=1），
γg=0.6-0.7；
油罐油（或称稳定凝析油）的相对密度（相对于水，
水密度γo ＝1），在0.7260-0.8120之间； 地面凝析油的粘度μo<3mPa· s；
五、凝析气藏开发研究发 展的主要趋势
1、研究从宏观到微观发展，在渗流和物理参数测试方 面，一些近代物理测试技术得到应用。 2、理论和实验相结合、理论和现场试验相结合是目前 研究的总方向，最终达到共同发展和互为检验。 3、多学科交叉发展，不断使认识提高是一个新的发展 方向；将数学、力学、电子、近代物理、化学等学科 与气田开发相结合以解决工程问题已见到明显效果。 4、单一研究问题向系统工程问题发展，强调系统性和 协调性也是一个发展方向。 5、经济效益是开发方针制定的主要依据，越来越多的 油公司重视经济效益，开展力求达到经济最优。