凝析气藏开发

2我国主要气田类型的地质和开发特征2.6凝析气藏（田）1）埋藏深、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。2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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；2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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μo3mPa·s；2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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%；2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征3）凝析气井采出井流物组成分布特征气油比：俄罗斯统计一般在1000-18000m3/m3之间，美国是在17600m3/m3左右。都认为气油比有个临界值，介于600-800m3/m3之间，气油比小于此值，只能形成油藏；凝析油含量：俄罗斯认为，对应于气油比高限的凝析油含量约为39.6-45g/m3，美国是在凝析油含量为40.9-45g/m3左右；对应于气油比低限的凝析油含量可达600-1000g/m3。2.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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：5000m3/m3GOR18000m3/m345g/m3CN150g/m3中等含凝析油的凝析气藏：2500m3/m3GOR5000m3/m3150g/m3CN290g/m32.6.1地质特征2我国主要气田类型的地质和开发特征高含凝析油凝析气藏：1000m3/m3GOR2500m3/m3290g/m3CN675g/m3特高含凝析油的凝析气藏：600m3/m3GOR1000m3/m3675g/m3CN1035g/m3世界上还有含量超过1035g/m3，如美国加州卡尔—卡尔纳（CalCanal）凝析气田的凝析油含量达1590cm3/m3。我国则按凝析油含量给出了细分类标准（参见SY／T6168－1995《气藏分类》）。4）凝析气藏的分类2我国主要气田类型的地质和开发特征2.6凝析气藏（田）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。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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、体系复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求也高。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征5.我国西部，多为带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。6.许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往往成片分布，伴生气、气顶气和气层气同时存在，有个成组优化开发的问题。7.判断油气藏类型还主要靠其相图。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征8.到2004年底，中国石油已探明凝析气地质储量3825×108m3,占总储量13.1%。凝析油地质储量1.15×108t。共18个大中型凝析气田投入开发，牙哈、柯克亚和大港大张沱实行或实行过注气开发。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征9.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。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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；2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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。2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征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2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征②CO2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2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征（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2.6.2开发特征2我国主要气田类型的地质和开发特征②注水开发技术a.屏障注水b.水气交替注入c.直接注水2.6.2开发特征