凝析气藏的开发机理
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
凝析气藏反凝析规律与生产制度关系优化研究
第３４卷第６期 ２００６年１１月 石 油 钻 探 技 术 ＰＥＴＲＯＩ ＥＵＭ ＤＲＩＩ Ｉ ＩＮＧ ＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ ＶｏＩ．３４．ＮＯ．６ ＮＯＶ．．２Ｏ０６
试井与７１＝采
凝析气藏反凝析规律与生产制度关系优化研究
赵习森 李 立 黄志明 卢克超。 楚秀萍。
（１＿中国科学研究院地球化学研究所，贵州贵阳５５００００；２．中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳４５７００１；３．中原油田分公司，河南濮
阳４５７００１）
摘 要：大多数以衰竭方式开采的凝析气藏在地层压力降到露点以下时，在储层中会产生反凝析，并不断堆积，
造成气相渗透率急剧下降，产量大幅度递减，甚至导致井筒大量积液。针对这一生产现象，分析了不同开采阶段气藏
露点压力和油气相渗透率的变化规律与特征，指出，优化凝析气井生产制度必须有效地监测凝析气井积液和地层压
力，采用节点分析方法确定合理的生产制度参数。
关键词：凝析油气田；反凝析；凝析油；露点；生产压差；优化设计
中图分类号：ＴＥ３７２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００１－０８９０（２００６）０６－００７卜Ｏ３
１ 凝析气藏反凝析现象与规律认识
凝析气藏开发的本质特征是存在反凝析现象，并
且随着压力、温度等热动力学条件的改变，凝析油气
体系的组成及其物性参数随时随地发生变化口 ］。当
凝析气藏以衰竭方式开发时地层压力降到初始凝析压
力之后和最大反凝析压力之前，会从气相中析出液态
凝析油而形成反凝析区。一方面，反凝析区会随生产
压降的不断加大从井筒向地层深处扩大，在大多数情
况下，除近井带外，其它区域内的凝析油饱和度低于
凝析油能在地层中流动的最小饱和度，地层中析出的
凝析油基本上滞留在储层中，使得富有经济价值的凝
析油不能采出；另一方面，凝析油的不断聚集减小了
气体流动的有效孑Ｌ隙空间，降低了气相的相对渗透
率，对气相渗流产生堵塞效应，降低了气井的生产能
力，同时还会造成重组分的损失。反凝析现象所形成
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。
23791594
魔国蠢科技进步一等奖 Ｉ 项目介绍 Ｉ ｎｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ ●
墨本盆地高压凝耩 癣囊发技泰研究及应用
完成人：孙龙德，王家宏，袁±义，来文杰。江同文等
完成单位中国石油股分有限公司塔里木油田分公司，中国石油勘探开 兜院
Ｉ析气藏开发是油气藏开发的一个重要分支，塔里木盆地凝析气田开发开创
】油气藏的新领域。开发得到的产品是天然气 乙烷，液化气 轻烃和凝析
：炼油和化工中具有极高的价值。塔里木盆地凝析气田累计探明储量占全国
６，而且具有埋藏深 压力高 上覆地层复杂 流体性质复杂等特点，高效
｝度大 技术要求高。凝析气田开发技术从”七五 开始研究，经过长期的
【关，特别是”九五”以来一直被列为中石油和国家重大科技攻关项目，取
大突破，该项技术填补了国内高压凝析气藏开发技术的空白。
立项背景
晰气在原始地层条件下呈单一气
地层压力低于露点压力后产生反
出现气、液两相，造成凝析油难
５，开发机理十分复杂，开发难度
】此开发方式的选择尤为重要。
ｌ外凝析气田开发方式以衰竭开发
部分富凝析气藏采用注氮气或循
开发，大规模开发的凝析气田地
ｌ都比较低．超过５０ＭＰａ的凝析气
ｌ小。长期以来国内对常规油气藏
：进行了大量深入的研究和实践．
气藏开发作为油气田开发的一个
支研究很少。国内凝析气田开发
”七五”开始基础理论研究，”
末首次在塔里木盆地柯克亚凝析 气田开展循环注气开发先导试验，而后
在大港大张坨凝析气田实施了井组循环
注气开发试验，但注气压力低，注气规
模小。
上世纪九＋年代以来塔里木盆地相
继探明牙哈、吉拉克 英买力 迪那等
１ ３４－高压凝析气田，累计探明凝析油地
质储量７０５４ ６万吨 天然气地质储量
２５４５．５７亿方。但由于这些凝析气田大 多具有流体组分及相态变化复杂 气藏
类型多等特点，在开发方式选择 高压 注气地面工艺、高压完井工艺 复杂地
层条件下安全高效钻井方面难度极大，
尤其是高含凝析油凝析气藏早期高压循
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。
凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨
钭撑业崴缸 西南石油大学学报（自然科学版）
２０１２年２月第３４卷第１期 Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｓｃｉｅｎｃｅ＆Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｅｄｉｔｉｏｎ） Ｖ＿０１．３４Ｎｏ．１ Ｆｅｂ．２０１２
编辑部网址：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｓｗｐｕｘｂ．ｔｏｍ
文章编号：１６７４—５０８６（２０１２）０１—０１２１—０６ 中图分类号：ＴＥ３７２ ＤＯＩ：１０．３８６３￣．ｉｓｓｎ．１６７４—５０８６．２０１２．０１．０１９ 文献标识码：Ａ
凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨冰
李骞 ，李相方 ，李艳静ｚ，彭翼３，崔力功
１．中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京昌平１０２２４９ ２．中国石油东方地球物理公司物探研究院油藏评价开发所，河北涿州０７２７５ １ ３．中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化技术服务中心，河北廊坊０６５００７ ４．中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，四川成都６１００５１
摘要：在凝析气藏的开发过程中，随着地层压力的不断下降，地层中会析出凝析油，严重影响气井的产能。但是，在
凝析气藏衰竭式开发过程中，凝析油的析出是无法避免的，只能通过调整合理的工作制度来尽可能多地采出凝析油
气。因此，基于实验和理论的方法研究凝析油气的渗流特征及毛管数效应对凝析油开采的影响，提出将凝析气藏衰竭
式开采分为两个不同的阶段，按不同的开发阶段确定合理的生产压差。研究认为，对于定容封闭的凝析气藏可适当增 大生产压差或采取变压差的方式来增加气井的产能以及凝析油的采收率，最后通过实际凝析气井的生产动态验证了
以上的观点。
关键词：凝析气藏；衰竭式开发；生产压差；毛管数效应；凝析油
网络出版地址：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｃｎｋｉ．ｎｅｔ／ｋｃｍｓ／ｄｅｔａｉｌ／５１．１７１８．ＴＥ．２０１２０１０４．１０２４．００６．ｈｔｍｌ 李骞，李相方，李艳静，等．凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨［Ｊ］．西南石油大学学报：自然科学版，２０１２，３４（１）：１２１—１２６
多孔介质对凝析气藏露点的影响机理研究
第２８卷第４期 ２００６年８月 西南石油学院学报 Ｊｏｕｍａｌ ｏｆ Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｖｏｌ＿２８ Ａｕｇ Ｎｏ．４ ２０ｏ６
文章编号：１０００—２６３４（２００６）０４—００２６—０３
多孔介质对凝析气藏露点的影响机理研究
杜建芬 ，李士伦 ，尹永飞。，崔丽春 ，熊波 ，杨晓敏
（１．西南石油大学石油工程学院，四川成都６１０５００；２．川中油气矿；３．长庆油田分公司第一采气厂；４．川东北气矿）
摘要：分析了多孔介质中的各种界面现象以及它们之间的相互关系，并分析了多孔介质影响凝析气藏露点的机理。
认为，多孔介质对凝析气藏露点的影响体现在毛细凝聚和气体吸附的共同作用，由气藏流体的组成、状态及储集层的
孔隙结构特征决定：多孔介质中的毛细凝聚和气体吸附均使得露点压力升高；富含凝析油的凝析气藏受吸附作用的
影响较强，露点值升高的幅度相对较大；储层孔隙半径ｒ越小，毛细凝聚作用的影响越强，露点值升高的幅度越大，当
孔隙半径ｒ＜５×１０ ｃｍ时，毛细凝聚现象对露点的影响已不能忽略；对于低渗气藏，吸附态气体在总气量中所占的比
重相对较大，吸附产生的影响相应也会增强；地露压差越大，吸附作用的影响越强；相同体系储层温度越高。由吸附和
毛细凝聚引起的露点变化越小。
关键词：多孔介质；凝析气藏；气体吸附；毛细凝聚；露点；界面现象
中图分类号：ＴＥ３７ 文献标识码：Ａ
引 言
凝析气藏流体储存于地下的多孔介质中，储集
层流体与多孔介质作为一个整体系统，在开采过程
中必然会相互影响。由于岩石颗粒细，孔道小，使得
岩石具有巨大的表面。同时流体本身又是多组分的
不稳定体系，在孔道中又有可能出现油、气、水三相，
这种流体分散储集在岩石中会造成流体各相之间、
流体与岩石颗粒固相间存在着极大的多种界面（气一
固、气掖、液掖、液一固界面）。因此，界面现象极为
突出，表现出与界面现象有关的界面张力、吸附作
科技进步奖项目名称超深超高压复杂凝析气田开发关键技术
1 附件2
科技进步奖
项目名称：超深超高压复杂凝析气田开发关键技术创新及工业化
提名单位：中国石油天然气集团有限公司
提名意见
凝析油气是国家急需的高端石化产品的稀缺原料。我国凝析油气资源主要集中在
塔里木盆地，2005年形成了基于平衡相态理论的高压循环注气凝析气田开发技术，实
现了5000m、60MPa、中高渗凝析气田的高效开发。但新发现的迪那、塔中等凝析气
藏埋藏更深（>6000m）、压力更高（＞105MPa）、储层更复杂（低渗透砂岩、缝洞型
碳酸盐岩），效益开发属世界级难题。近十年来，国家和中石油持续立项攻关，创新了
超临界凝析气非平衡相态渗流理论，研发了超深超高压低渗透凝析气田高效安全开发
技术，创建了超深缝洞型碳酸盐岩凝析气藏效益开发技术，形成了超深超高压复杂凝
析气田开发技术。
该项目成果在塔里木凝析气田开发中广泛应用，年产当量由486万吨上升到1000
万吨以上并稳产8年，建成了世界最大的深层凝析油气开发基地。2008年以来，累计
增产7709万吨，新增利税1098亿元。研究形成的技术和开发模式对国内外同类型凝
析气田的开发具有重要的指导和借鉴意义，推广应用前景广阔。
研究成果共获发明专利32件、软件著作权24项，发布标准19项（其中国家标准
2项、行业标准2项），出版专著10部，发表论文128篇（SCI、EI论文50篇），获
省部级一等奖4项，引领了全球深层油气开发技术的发展。专家评价该成果实现了凝
析气田开发技术的重大跨越，整体达到国际领先水平。
经审查，推荐材料真实有效，相关栏目填写符合要求，按照规定内容进行了公示，
无异议。 2 提名该项目为国家科学技术进步奖 一 等奖。
项目简介
凝析油气富含优质烃类组分，是国家军工和民生领域急需的高端石化原料，备受
世界关注。我国凝析油气资源80%集中在塔里木盆地，2005年以前揭示了高含蜡凝析
气三相（气-液-固）相变规律，创新了基于平衡相态理论的高压循环注气开发技术，建
利用水平井提高带底油凝析气藏原油采收率
・６６・ 石油仪器 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＩＮＳＴＲＵＭＥＮＴＳ
・方法研究・
利用水平井提高带底油凝析气藏原油采收率
高尚芳
（中油辽河石油勘探局工程技术研究院辽宁盘锦）
摘 要ｉ以英买７凝析气藏为研究对象，开展了利用水平井开采英买７凝析气藏底油的可行性研究和实践。采用水平
井可以有效提高带底油凝析气藏原油的采收率；利用水平井开发井网，采用先期开采底油、适时上返采气的开发方式可
以在不影响天然气采收率的前提下有效提高原油采收率。对英买７凝析气藏而言，将水平井部署在油气界面之上１ ｍ
２ ｍ处、水平段长度３００ ｍ、速度控制在２．５％以下进行开发既不影响天然气采收率又可以提高原油采收率，对提高带底
油凝析气藏的原油采收率具有重要的参考作用。
关键词：凝析气藏；水平井；提高采收率；底油
中图法分类号：ＴＥ３７２ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００４．９１３４（２００８）０６．００６６．０４
０ 引 言
英买７凝析气藏构造位于英买力断裂构造带中东
部，为一长轴断背斜。产层为下第三系底砂岩，岩性以
细砂岩为主，属于中孔高渗储层。储层的均质程度为
非均质一相对均质，物性横向变化小。气藏类型为带
油环的块状底水凝析气藏，上部为凝析气，底部有５ ｍ
厚的底油。气藏原油地面性质：相对密度（２０℃）为
０．８２５ ４～０．８５５ ２，粘度较高、凝固点高、含蜡高、胶质
沥青含量高、含硫量低。凝析油密度为０．７６１ ４ ｇ／ｃｍ
—０．７８３ １ ｇ／ｃｍ３，５０ｏＣ时的粘度为１．１２ ｍＰａ．ｓ １．１８
ｍＰａ．ｓ，凝固点平均ｌ７℃，含蜡量５．３５％～８．５２％。含
硫量０．１４％。凝析气地层流体是由Ｃｌ、Ｎ２，Ｃ２—６、ＣＯ２、
Ｃ，组成。天然气相对密度平均为０．６２８６，气藏地层水
总矿化度２００ ８６６ ｍｇ／Ｌ，为ＣａＣ１２型，油藏封闭条件
好。提高凝析油和底油的采收率，难度较大。本文根
据水平井提高带底油凝析气藏原油采收率开发机理，
反凝析对凝析气藏开发影响机理分析
137 勘探开发2018年第8期随着地层压力的降低，凝析气井在开采过程中井底附近将出现反凝析的过程，即凝析气部分转变为凝析油，从而造成对近井地带的储层污染，降低了气相的相对渗透率[1]。反凝析对储层污染的影响，目前的研究成果较少，因此，利用数值模拟分析反凝析对储层的影响，以期为凝析气藏的开发提供理论借鉴。1 模型建立由于模拟过程中相渗曲线等重要实验，采用的数据均是人工造缝岩心实验得来，难以代表地层真实的渗流行为[2]。不确定性参数多，难以定量分析地质及开发因素带来的影响。因此，以数值模拟来进行分析，判断随着地层压力的降低反凝析的情况。1.1 反凝析饱和度分析从测试的情况看，由于平面流体的非均质性，实例分析井反凝析液饱和度差异较大，其分布范围为1.84%~24.51%，但普遍较高，在衰竭开采的模式下，地层中的反凝析油量将非常可观。若单井储量按1亿m3天然气概算，地层体积约为30万m3，按15%最大反凝析液量计算，则反凝析油量可达到4.5万m3。1.2 机理模型建立根据实力分析区块地质特征参数，构建了双孔单渗模型机理分析，其中裂缝孔洞模型以裂缝和孔洞为主要储集空间和渗流通道，洞穴型储层以洞穴为主要储集空间、以裂缝和洞穴为主要渗流通道，模拟模型及生产控制参数取值如表1所示。表1 模型基础参数取值参数\类型裂缝-孔洞洞穴基质孔隙度，%0.0010.001基质渗透率，%0.0010.001裂缝孔隙度，%40.001裂缝渗透率/md0.51洞穴孔隙度，%/60洞穴渗透率，%/
100储层厚度/m90m90m影响半径/m300m300m单井气储量/108m32.01.2地层压力/MPa7070初期日产气/104m3/d1010后期定井底流压/MPa17172 反凝析污染的影响从数值模拟拟合结果可以看出，反凝析饱和度主要发生在近井地带，如图1所示，污染主要集中在30m以内。随时间沿井筒径向扩展的距离，可以看出污染区扩展的速度前期快，后期变缓，最终趋于稳定。图1 反凝析染区随生产时间延伸距离3 结束语从污染区形成范围来看，解除反凝析污染恢复产能方法是可行的。从反凝析速度来看，污染区形成的速度较快，如果仅解除井周反凝析油，污染区仍然可能快速形成，措施有效期难以保证。因此，可以考虑针对岩石的改善措施，如酸化压裂将有利于井周反凝析油采出。另一方面，改变井周岩石润湿性，降低束缚油饱和度，也可作为措施的方向。参考文献[1]李辉，陈松，黎运秀等.千米桥潜山凝析气藏数值模拟开采机理研究[J].天然气地球科学，2003，14（4）：315-317；322.[2]柳益群，刘斌，荐军，等.反凝析液对产能的影响机理研究[J].石油勘探与开发，2001，28（1）：54-56.反凝析对凝析气藏开发影响机理分析程小路1 程小辉2 张波3 王铁柱4 1.长庆油田分公司第三采气厂苏里格第六天然气处理厂 内蒙古 乌审旗 017300 2.长庆油田分公司第一采油厂王东作业区 陕西 延安 716000 3.长庆油田分公司第三采气厂作业二区 内蒙古 乌审旗 017300 4.长庆油田分公司第三采气厂苏里格第四天然气处理厂 内蒙古 乌审旗 017300 摘要：凝析气藏在开发过程中，随着地层压力的降低近井地带出现反凝析现象，使得地层产生凝析油污染。通过数值模拟分析发凝析过程地层的污染情况，为解除污染措施提供理论依据。关键词：凝析气藏 反凝析 凝析油 地层污染 Analysis of the influence mechanism of retrograde condensation on the development of condensate gas reservoirCheng Xiaolu1，Cheng Xiaohui2，Zhang Bo3，Wang Tiezhu4 No.3 Gas Production Plant，PetroChina Changqing Oilfield Company，No.6 gas Processing Plant Sulige，Mongolie 017300 Abstract：In the development process of condensate gas reservoir，with the reduction of formation pressure in the near well zone，the formation of condensate oil is caused by the formation of reverse condensate phenomenon in the near well zone. Through numerical simulation analysis of the pollution of formation in the process of condensate，it provides a theoretical basis for removing pollution measures.Keywords：condensate gas reservoir；reverse condensate；condensate oil；formation pollution