凝析油气藏开采技术

特殊油气藏开采技术之第三章凝析油气藏开采技术特殊油气藏开采技术2凝析气田在世界气田开发中也占有一席之地。中国在20世纪50年代末，首先在四川盆地发现了一批含少量凝析油的凝析气藏（含量小于30g/m3），70年代末在四川八角场、中坝构造发现了凝析油含量稍高的凝析气藏（但含量仍小于100g/m3），与此同时，大港板桥和新疆塔西南钻探发现了凝析油含量丰富的凝析气藏，80年代末和90年代初，又相继在塔里木、塔北和吐哈盆地发现了一批大、中型富含凝析油的凝析气藏，揭开了中国开发凝析气田的序幕。特殊油气藏开采技术31974年首先投入开发的是大港板桥中区含凝析油的油环凝析气藏，当时由于用气需要、装备不足和认识不够，采用了衰竭式开发，最终的气、凝析油和原油的采收率都很低。80年代初，认真总结了这类气田开发的经验教训，同时调查了国外开发凝析气田的经验和成熟的先进技术，从此对凝析气资源的合理开发利用问题提到了议事日程上来，受到了较大的重视，国家和原中国石油天然气总公司连续组织了“七五”、“八五”、“九五”以至“十五”凝析气开采配套技术的科学技术攻关，开展了大港大张坨凝析气藏和塔西南柯克亚X5-1凝析气藏的循环注气现场试验工程，后来又组织了深层高压、高含凝析油的牙哈整装气田规模大、难度大的循环注干气开发，大大提高了中国凝析气田开发的水平。同时，正规投入开发的渤海锦20-2块、华北苏桥和东海平湖等凝析气田也都取得了良好的经济效益，积累了凝析气藏开发的宝贵经验。特殊油气藏开采技术41.1凝析气藏定义1.2流体p－T相图及油气藏分类1.3凝析气－油藏判别方法1.4凝析气藏油环识别经验方法1.5产出油类型判别方法1.6我国凝析气藏的特点1.7凝析气藏流体有关参数相关性1.8凝析气藏的地质特征第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术5第一节凝析气藏概述凝析气藏：其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成油、气两种产品，这样的气藏称为凝析气藏。是介于油藏和纯气藏之间的复杂类型的特殊油气藏。1.1凝析气藏的定义特殊油气藏开采技术6第一节凝析气藏概述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，而部分储层中的凝析油往往难以采出。并且，在很多凝析气藏中，气态烃与液态烃共存于同一系统中，形成带油环（或底油）凝析气藏或凝析气顶油藏。在我国，这类凝析油和油藏原油往往都油质轻、汽油成分含量很高，经济价值较高。1.1凝析气藏的定义特殊油气藏开采技术7第一节凝析气藏概述凝析气藏类型划分1.1凝析气藏的定义凝析气藏类型凝析油含量(g/m3)特高含凝析油凝析气藏600高含凝析油凝析气藏250-600中含凝析油凝析气藏100-250低含凝析油凝析气藏30-100微含凝析油凝析气藏30凝析气藏中凝析油含量的多少，决定了其对应的开发方式、开采工艺技术以及地面油气分离和处理回收的工艺设计。因此，凝析气藏通常根据凝析油含量的多少进一步细分。特殊油气藏开采技术81.1凝析气藏定义1.2流体p－T相图及油气藏分类1.3凝析气－油藏判别方法1.4凝析气藏油环识别经验方法1.5产出油类型判别方法1.6我国凝析气藏的特点1.7凝析气藏流体有关参数相关性1.8凝析气藏的地质特征第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术9第一节凝析气藏概述凝析气藏典型的p－T相图①泡点线：由不同温度下的泡点连成的线②露点线：由不同温度下的露点连成的线③相包络线：由泡点线与露点线共同构成④饱和点：相包络线上的点⑤临界点：泡点线和露点线的连接点（C）⑥临界温度：临界点对应的温度（Tc）⑦临界压力：临界点对应的压力（pc）1.2流体p－T相图及油气藏分类1、流体p－T相图特殊油气藏开采技术10⑧最大饱和压力（pmax）：相包络线上最高的饱和压力。若pmax位于临界点的左方则称为最大脱气（泡点）压力；若pmax位于临界点的右方则称为最大凝析（露点）压力。⑨最大饱和温度（Tmax）：相包络线上的最高温度。在绝大多数情况下，Tmax处于露点线上，又称为最大凝析温度。第一节凝析气藏概述1.2流体p－T相图及油气藏分类1、流体p－T相图凝析气藏典型的p－T相图特殊油气藏开采技术11在p－T相图中，包络线内部是气液两相区，露点线液体体积（用VL%表示）为0，泡点线为100%。不同VL%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。1.2流体p－T相图及油气藏分类1、流体p－T相图反凝析区位置图第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术12不同类型油、气藏烃类流体的p－T相图1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术13（1）C点在包络线左侧最下部，Pmax值最低，Tmax值在低温区，无露点，油藏温度－压力线远离Tmax点，液体体积百分数等值线密集逼近泡点线，地面分离器温度－压力点（Psep）在包络线外侧；（2）原始储层相态为气态，原始流体体积系数0.05，地层流体密度0.2；（3）开采过程中储层流体相态无变化。1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述Pmax－最大凝析压力Tmax：最大凝析温度特殊油气藏开采技术14(1)C点在包络线左侧中下部，Pmax值低－中，Tmax值在低－中温区，无露点，油藏温度－压力线靠近Tmax点，液体体积百分数等值线比干气稍稀疏，Psep在两相内低含液区；（2）原始储层相态为气态，原始气油比24000，原始流体体积系数0.05，地层流体密度0.1，地面油罐油相对密度0.7022，呈水白色；（3）开采过程中储层流体相态无变化。1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术15(1)C点在包络线左侧中上部，Pmax值中－高，Tmax值在中温区，露点低－高，油藏温度－压力线穿过露点线，随凝析油含量增高向临界点方向移动，液体体积百分数等值线随凝析油含量增高由靠近泡点线密集向露点线方向分散，Psep随凝析油含量增高由低含液区向较高含液区转移；（2）原始储层相态为气态，原始气油比1250，原始流体体积系数0.05，地层流体密度0.2～0.5，地面油罐油相对密度0.72，呈水白色至淡彩色；1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术16（3）开采过程中储层流体相态在露点压力以下有液体析出，在Pmax时液量最大，然后又逐渐蒸发而减少；地面气油比（GOR）在露点压力以下开始增大，在最大反凝析压力时最大，然后又逐渐减小；地面油罐油相对密度在露点以下由高逐渐减低。1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术17(1)C点在包络线上部，Pmax值高，Tmax值在中－高温区，露点压力高，油藏温度－压力线穿过露点线，逼近临界点，液体体积百分数等值线分散，靠泡点线方向较密，Psep在较高含液区；（2）原始储层相态为气态，原始气油比570-1250，原始流体体积系数0.05，地层流体密度0.5，地面油罐油相对密度0.775-0.825，呈淡彩色至暗色；1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术18（3）开采过程中储层流体相态在露点压力以下凝析液量迅速增长到最大值，即达到最大反凝析压力点，然后又逐渐蒸发而减少；地面GOR在露点压力以下迅速上升到最大值，达到最大反凝析压力点后，又逐渐下降；地面油罐油相对密度在露点压力以下由高逐渐减低。1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术19(1)C点在包络线上部，Pmax值高，Tmax值在中－高温区，露点压力高，油藏温度－压力线穿过泡点线，离临界点较近，液体体积百分数等值线靠泡点线方向稍密，Psep在较高含液区；（2）原始储层相态为液态，原始气油比300-600，原始流体体积系数1.75，地层流体密度0.5，地面油罐油相对密度0.800-0.850，呈淡彩色至暗色；1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术20（3）开采过程中储层流体相态在泡点压力以下迅速释放溶解气，液体体积收缩较快，然后气量减少，液体收缩率逐渐减缓；地面GOR在泡点压力以下逐渐增大，到低压期后，又逐渐下降；地面油罐油相对密度逐渐减小。1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术21(1)C点在包络线中－上部，靠近Tmax点，Pmax值中－高，Tmax值在高温区，露点压力中－高，油藏温度－压力线穿过泡点线，离临界点远，液体体积百分数等值线均匀分布，Psep在更高含液区；（2）原始储层相态为液态，原始气油比0-35，原始流体体积系数1.0～1.2，地层流体密度0.875，地面油罐油相对密度0.92-1.04，呈暗色；1.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术221.2流体p－T相图及油气藏分类2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述（3）开采过程中储层流体相态在泡点压力以下开始释放溶解气，由于含气量低，气相产出量变化不大，以液相为主；地面GOR在泡点压力开始有所增大，但开采过程中变化不大；地面油罐油相对密度变化不大。特殊油气藏开采技术23由临界点分隔的气藏和油藏两大类相体系中，近临界－临界流体（包括近临界凝析气、临界流体、近临界态高挥发油）属于气和油之间的过渡型流体，它们的气、液组成和物性非常接近，而其相态则取决于储层的温度和压力。同一组成的烃类流体在储层压力高于或等于临界压力时，只要储层温度稍低于临界温度，则呈现泡点系统，形成近临界态高挥发性油藏；若储层温度稍高于临界温度，则呈现露点系统，形成近临界态凝析气藏。1.2流体p－T相图及油气藏分类储层流体中C7+含量与储层流体原始气油比关系2、根据p－T相图的油气藏分类第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术24在标准条件下为液态的烃（C5+）和气态烃（C1-C4）及非烃气（N2、CO2、H2S、H2、Ar等），在一定的温度、压力条件下具有互溶性。在地下高温高压储层中，当气态烃占优情况下，C5+烃可以溶解一部分在气相中；而当液态烃占优情况下，气态烃可以溶解一部分在液相中。烃类矿场系统在地下是气态还是液态或气液共处，取决于流体组成、温度和压力。可以说，流体中重烃含量是不同类型油气藏的物质基础，储层温度和压力是形成条件。1.2流体p－T相图及油气藏分类3、不同类型油气藏相态特征规律（1）从干气藏到重油藏，储层流体中重烃（C5+）含量变化大，而流体相态（单一气相或液相或气－液两相共存）与储层温度、压力密切相关第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术25①临界点由包络线左侧低部位逐渐转移到右侧的低部位，临界压力（或最大饱和压力）由低到高再逐渐变低，临界温度（或最大凝析温度）由低温一直增大到高温；②在p－T相图上，原始地层压力－温度线位置由从右边远离最大凝析温度逐渐向左转移到包络线内，并穿过临界温度一直向左，直至远离包络线；③液体体积百分数等值线分布由密集靠近泡点线渐变成均匀分布，再向露点线密集。1.2流体p－T相图及油气藏分类3、不同类型油气藏相态特征规律（2）从干气藏到重油藏，流体p－T相图特征参数变化规律为：第一节凝析气藏概述特殊油气藏开采技术26①C7+含量变化从