三、 凝析气藏的开发方式 开发凝析气藏的方式与开发纯气田的方式有很大的区别。凝析气藏或带油环的凝析气藏开发的基本问题，除了采气之外，就是要防止在地层压力下降时会出现凝析油和原油的损失。 凝析气藏与纯干气藏的差别集中体现在凝析过程及其影响上。随着重烃在地层内液化析出，一方面产层由单相流动变为两相流动，使得各相有效渗透率明显降低而影响气井和气藏的产能；另一方面损失掉了极有价值的凝析油，现场生产和室内实验都表明在衰竭开采方式下凝析油的采收率一般都低于50％，甚至不到40％，这种损失显然是油藏工程师不愿看到的。 2017/3/3

开发凝析气藏的方式包括衰竭式开发、保持压力开发、油环凝析气藏开发3种。 三、 凝析气藏的开发方式 开发凝析气藏的方式包括衰竭式开发、保持压力开发、油环凝析气藏开发3种。 自然衰竭开发：这很容易满足国民经济对天然气的需求，而且基建投资少，成本回收快，但凝析油损失较大。 保持压力开发：即将采出的流体进行分离，液体输至炼油厂回收，而干气则注回地层中去，以保持地层压力，避免地层内凝析的产生。 2017/3/3

(1)原始地层压力高。如果产层的压力大大地高于初始凝析压力(上露点压力)，在开发的第一阶段就可以考虑充分利用天然能量，采用衰竭方式开发。 三、 凝析气藏的开发方式 1. 衰竭式开发 衰竭方式开发的条件： (1)原始地层压力高。如果产层的压力大大地高于初始凝析压力(上露点压力)，在开发的第一阶段就可以考虑充分利用天然能量，采用衰竭方式开发。 (2)气藏面积小。有些凝析气藏虽然面积很大，但被断层分割为互不连通的小断块，即便凝析油含量高，形不成注采系统，也可采用衰竭方式开发。 2017/3/3

(4) 地质条件差。如气层的渗透率低，吸收指数低，严重不均质，裂缝发育不均以及断层分割等。 三、 凝析气藏的开发方式 (3) 凝析油含量少。凝析气藏的高沸点烃类含量少，凝析油的储量就比较小。如果凝析气藏主要含轻质、密度不大的凝析油，采用衰竭方式开发也可以获得较高的凝析油采收率，就可以不考虑保持压力。 (4) 地质条件差。如气层的渗透率低，吸收指数低，严重不均质，裂缝发育不均以及断层分割等。 (5) 边水比较活跃。边水侵入可以使地层压力下降的速度减慢，也可以保证达到较高的凝析油采收率。 2017/3/3

凝析气藏保持压力开发的原因和目的：不使地层压力降到露点压力从而避免反凝析引起的凝析油损失。 三、 凝析气藏的开发方式 2. 保持压力开发 凝析气藏保持压力开发的原因和目的：不使地层压力降到露点压力从而避免反凝析引起的凝析油损失。 一般说来在水压驱动气藏中，可以利用地层水的天然压头来实现，或通过注入干气(有时用空气代替)或水，也可以同时注入气和水。但是利用水体天然压头来开发凝析气藏耗时很长，是不现实的。在人工保持压力时，注入井必须保证具有驱替含凝析油的天然气的最大驱替效率。 2017/3/3

三、 凝析气藏的开发方式 保持压力开发是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开发，凝析油的损失可达到原始储量的30％～60％。有这样一种看法，认为对于地层深度在2000m左右的凝析气藏，回注干气的下限是凝析油含量在80～100g／m3左右，较深的地层所要求含量还要高。 2017/3/3

三、 凝析气藏的开发方式 从世界凝析气藏开发的实践来看，保持压力可分为以下4种情况： (1)早期保持压力。地层压力与露点压力接近的凝析气藏，通常采用早期保持压力的方式。美国黑湖(B1ack Lake)凝析气藏属于这类情况。 (2)后期保持压力。即经过降压开发，使地层压力降到露点压力附近甚至以下后，再循环注气保持压力。美国吉利斯－英格利什－贝约凝析气藏属于这类气藏。 (3)全面保持压力。如果能够比较容易地获得注入气，通常是在达到经济极限之前，将整个气藏的乐力保持在高于露点压力的水平上。 2017/3/3

为了保持压力，目前可供选择的注入剂有以下4种： (1)干气。 (2)氮气或氮气与天然气的混合物。 (3)二氧化碳。 (4)水。 三、 凝析气藏的开发方式 (4)部分保持压力。如果气藏本身自产的气不能满足注气量的要求，而购买气又不合算，则采取部分保持压力，即采出量大于注入量。部分保持压力可以使压力下降速度减缓，从而减少凝析油的损失。 为了保持压力，目前可供选择的注入剂有以下4种： (1)干气。 (2)氮气或氮气与天然气的混合物。 (3)二氧化碳。 (4)水。 2017/3/3

开发这类油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。 三、 凝析气藏的开发方式 3. 油环凝析气藏开发方式 开发这类油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。 带油环的凝析气藏开发方案的选择，通常要考虑： ① 油环和含凝析气部分的大小； ② 地层的构造特点； ③ 市场对天然气、凝析油和原油的需要； ④ 技术装备水平及国家现行的技术经济政策等。 从世界各国的实践来看，有以下做法可供选择： 2017/3/3

三、 凝析气藏的开发方式 (1)先开发凝析气部分，暂不开发油环。采用这种方案时，含气部分的压降速度大大地超过油环压降速度，导致原油向含气砂层运移，造成原油的损失。损失的大小取决于储集层的渗透率、压力梯度大小及原油粘度等因素。 (2)采用衰竭方式同时采气采油。如果开采速度控制得恰当，形成由含气部分向含油部分的压力梯度，那么还可适当地提高原油采收率。 (3)先开发油环，在采出大部分原油储量后再开发含气部分。采用这种方案时，将形成含气区对含油区的压力梯度，湿气侵入含油区后因压力降低而分离出一部分凝析油，促使原油粘度下降和含油饱和度增大，对提高原油采收率较为有利。 2017/3/3

三、 凝析气藏的开发方式 (4)在采出大部分原油储量之前，应用人工方法将含气部分的压力保持在一定水平上。通常是向凝析气藏顶部注干气来保持压力，使含气区、含油区保持一定的压力梯度。这个方法不但可以提高原油采收率，而且可以避免在凝析气区投入开发前发生反凝析损失。 (5)沿油气界面注水，同时开发含油区和凝析气区，这个方法通常是应用于油环宽度大和油水接触面很少移动的情况。沿油气界面注水可以将含油部分与含凝析气部分分隔开。这个方法既可使凝析油的反凝析损失减小到最低限度，也可以提高原油采收率。前苏联采用的较普遍，通称“屏障注水”。 2017/3/3

四、衰竭式开发凝析气藏 1.凝析油气体系相态研究 凝析气藏开发的本质特征：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，发生相间传质和相态变化等物理化学现象。 2017/3/3

1）随着深层勘探的发展，发现高温、高压甚至异常高压的凝析气藏的可能型越来越大。 四、衰竭式开发凝析气藏 主要研究方向和趋势是： 1）随着深层勘探的发展，发现高温、高压甚至异常高压的凝析气藏的可能型越来越大。 2）高含蜡、高含H2S凝析气藏的发现，要求开展以下研究： a.开发研制新的能探测复杂凝析油气体系气、液、固三相相态的实验装置，研究凝析油气体系气、液、固三相复杂相变的特征。 b.石蜡、沥青质、元素硫等固溶物沉积条件和机理的实验研究，以及建立定量预测的数学模型。 2017/3/3

5）通过注气再蒸发已在地层中析出的凝析油的机理及应用研究。 四、衰竭式开发凝析气藏 3) 多孔介质凝析油气相态的深入研究。 4）烃类—水体系的相态实验和理论研究。 5）通过注气再蒸发已在地层中析出的凝析油的机理及应用研究。 6）预测凝析油气体系初始凝析压力、天然气压缩系数、密度和粘度等工程参数的方法研究仍然在继续。 2017/3/3

2.减少井筒和近井地带反凝析液的影响，提高凝析气井单井产量 四、衰竭式开发凝析气藏 2.减少井筒和近井地带反凝析液的影响，提高凝析气井单井产量 目前，中国凝析气田大部分凝析油含量中偏低，处于保持地层压力开发的经济极限边缘，且地层压力和初始凝析压力差值小，多属饱和凝析气藏。最大反凝析液量也大大地小于临界流动凝析油饱和度， 所以，若不保持压力开发，凝析油损失量大，采收率也低，而且凝析油积聚在近井地带和井筒内，影响气相渗透率和气井产能，这是衰竭式开发凝析气藏和凝析气井开采中特别需要重视和解决的问题。 2017/3/3

1) 在采取气井处理措施前，首先应对气藏衰竭降压阶段气井的开采情况做出评价。 2) 注干气单井吞吐处理近井地带，提高凝析气井产能。 四、衰竭式开发凝析气藏 措施： 1) 在采取气井处理措施前，首先应对气藏衰竭降压阶段气井的开采情况做出评价。 2) 注干气单井吞吐处理近井地带，提高凝析气井产能。 3) 采用富气处理近井地带。 4) 预热。 5) 脉冲排液法。 6) 改变管柱，使气井产量大于最小携液量。 7) 凝析气井泡沫排液处理。 2017/3/3

9) 增压喉。以高压气带低压气，从而降低低压气井井底的回压。 四、衰竭式开发凝析气藏 8) 调节润湿性，使多孔介质亲水化。 9) 增压喉。以高压气带低压气，从而降低低压气井井底的回压。 10) 各油公司在排液采气方面有许多创造，油气是四川，形成了系列配套的排水采气工艺技术。 11) 注丙烷。实验证明，它不仅可降低露点，还可再蒸发凝析油，其效果比CO2。 12) 注甲醇可同时消除近井带凝析油和地层水的阻塞。 13) 水力压裂，它可大大地增加凝析气有效流入面积，降低生产压差，延长井转化为凝析油析出的时间。 2017/3/3

四、衰竭式开发凝析气藏 3.凝析油气相相对渗透率研究 凝析油气相对渗透率曲线是描述凝析气藏烃类流体渗流及生产动态的重要参数，它受多种因素的影响，如岩石的绝对渗透率、流体的粘度、流度比、毛细管数、雷诺数、邦德数（重力和界面张力之比）和润湿性等多种因素影响。 4.凝析气井试井分析 储集层多孔介质中凝析油气的渗流是一个相当复杂的过程，有许多特殊的因素影响其渗流。作为渗流理论的一个组成部分，试井分析必不可少。它是了解地层压力变化规律和获取地层参数的重要手段，可为气藏描述、数值模拟、开发决策和开采动态分析提供必要的依据。 2017/3/3

1） 凝析气藏非达西多项渗流研究；储层非均质性对非达西流动系数的影响研究。 2） 两相和三相凝析油气体系液态凝析油和水产量的预测。 四、衰竭式开发凝析气藏 5.凝析气井产能和生产动态分析 目前国外研究主要动向是： 1） 凝析气藏非达西多项渗流研究；储层非均质性对非达西流动系数的影响研究。 2） 两相和三相凝析油气体系液态凝析油和水产量的预测。 3） 凝析气井产能计算和高含凝析油的凝析气井的生产节点分析。 2017/3/3

1) 水平井在非均质凝析气藏开发中的应用研究。 2) 凝析气藏水平井试井、数值试井和开采动态分析研究。 3) 水平井井段积液的举升工艺研究。 四、衰竭式开发凝析气藏 6.凝析气的水平井开采 水平井开发凝析气藏，值得注意的是： 1) 水平井在非均质凝析气藏开发中的应用研究。 2) 凝析气藏水平井试井、数值试井和开采动态分析研究。 3) 水平井井段积液的举升工艺研究。 2017/3/3

1) 水驱凝析气藏、异常高压凝析气藏和凝析气藏水平井开采情况下的物质平衡方法研究。 四、衰竭式开发凝析气藏 7.物质平衡方法及其他研究动向有： 1) 水驱凝析气藏、异常高压凝析气藏和凝析气藏水平井开采情况下的物质平衡方法研究。 2) 深层高温、高压凝析气单相和双相气体偏差系数测定研究。 3) 凝析气藏岩石 润湿性和束缚水、可动水对凝析油气渗流和采收率的影响研究。 2017/3/3

1) 采用组分模拟器进行凝析气井试井和生产动态的模拟研究。 2) 与水力压裂模型耦合的凝析气藏数值模拟研究。 四、衰竭式开发凝析气藏 8.凝析气藏数值模拟 研究动向： 1) 采用组分模拟器进行凝析气井试井和生产动态的模拟研究。 2) 与水力压裂模型耦合的凝析气藏数值模拟研究。 3) 高含凝析油的凝析气藏实行气藏工程、气体处理和经济评价的综合模拟研究。 4) 组分模型的专用状态方程研究。 2014，第三周周三，第4次课到此。 2017/3/3

举例：衰竭式开发凝析气藏的全过程——以阿塞拜疆卡拉达克凝析气藏为例 四、衰竭式开发凝析气藏 举例：衰竭式开发凝析气藏的全过程——以阿塞拜疆卡拉达克凝析气藏为例 （1）地质简况 卡拉达克凝析气田发现于1940年，面积为22km2，油环面积为5 km2，凝析气原始地质储量为210×108m3，凝析油原始储量为367×104t，油环原油原始地质储量为1000×104t。气藏位于卡拉达克褶皱南翼，为一个东西向断裂背斜，构造轴部和东部受近似东西向大断层切割，西部产层逐渐尖灭成泥岩，该构造倾角大，顶部45°～50°，中部25°～30°，构造翼部为油环，油环受边水衬托，但边水不活跃。图6-2、图6-3为卡拉达克Ⅶ层凝析气藏顶部构造图和剖面图。 2017/3/3

1) 气藏顶部为异常高压，自顶部向翼部压力系数下降，在油气界面上为正常压力系数。 四、衰竭式开发凝析气藏 气藏构造特征： 1) 气藏顶部为异常高压，自顶部向翼部压力系数下降，在油气界面上为正常压力系数。 2) 自顶部到翼部，压力增大，凝析油的含量及相对密度均增大。 3) 凝析气层内与束缚油，根据7口井岩心分析资料，含气层岩心不仅含气、含束缚水，而且含束缚油，束缚油饱和度为2.7％～26.5％，平均为12％。 卡拉达克Ⅶ层凝析气藏储集层及流体物性见表6-2。 2017/3/3

表6-2 Ⅶ凝析气藏储集层及流体物性

图6-2 卡拉达克气田构造图

图6-3 卡拉达克气田横剖面图

四、衰竭式开发凝析气藏 （2）开发简况 该气藏于1955年投入开发，截至1960年共钻井20口，平均井网密度110ha/井（1.1km2/井），气井初产量高，在生产压差3.04MPa下日平均产气58×104m3/d，日产凝析油97t。位于构造东南翼的105、180和150井等日产气80×104m3/d，日产凝析油165～185t，西部井218、213和203井等，日产气（30～40）×104m3/d，日产凝析油50～70t。采气速度高，1958年达14.3％，在23a间，天然气采收率为95％平均采气速度为4.1％.1985年达10％的最高凝析油采油速度，凝析油的最终采收率为42.5％，平均年凝析油采油速度为1.8％.开发初期，每采10％气储量，可采7％～8％凝析油储量，而开发后期仅为0.5％～2％，气藏开发大致可分为3个阶段（这对衰竭式开发凝析气藏具有普遍性）。 2017/3/3

四、衰竭式开发凝析气藏 第一阶段，衰竭开发初期。地层压力从39.51MPa下降到32.42MPa，反凝析变化不大，凝析油在地层中的损失不大（<10％） 。 第二阶段，衰竭开发有很大的反凝析变化，地层压力一直下降到10.13MPa，凝析油损失主要发生在此阶段，达80％的损失量。 第三阶段，压力小于10.13MPa，反凝析损失很小，凝析油产出率有很明显的稳定性，在衰竭式开发过程中，凝析油损失包括地层中反凝析损失和地面损失两部分，而其中绝大部分（>90％）发生在地层中，只有很小一部分（约10％）是由于地面分离不充分而造成的，它在很大程度上取决于分离器的温度。 2017/3/3

卡拉达克Ⅶ凝析气藏历年的开发数据见表6-3。 四、衰竭式开发凝析气藏 (3)开发特征 第一，衰竭式开发阶段的划分。 卡拉达克Ⅶ凝析气藏历年的开发数据见表6-3。 1)1955—1968年反凝析阶段。此阶段内气藏压力从39.500MPa下降到4.20MPa，凝析油含量从179g/m3下降到12 g/m3，气油比从5580m3/t上升到65500m3/t，凝析油相对密度从0.779下降到0.741。此阶段累积采出90％天然气储量，累积采出42％凝析油储量。 2）1969—1970年稳定阶段。此阶段凝析油含量最低，气油比最高，相当于凝析气藏最大凝析压力阶段。 2017/3/3

表6-3 卡拉达克Ⅶ凝析气藏历年开采数据

四、衰竭式开发凝析气藏 3）1971至目前最终采气阶段。此阶段内凝析油含量略有提高，气油比下降，为直接蒸发阶段。此阶段内由Ⅶ气藏共采出凝析油4000t，只占原始凝析油地质储量的0.1％. 各时间气藏的开发数据见表6-4，从表6-4中可以看出，在开发初期，每采出10％气储量，可相应地采出7％～8％凝析油储量，在开发后期，由于反凝析损失每采出10％气储量，只能采出0.5％～2％凝析油储量了。 2017/3/3

表6-4 卡拉达克Ⅶ凝析气藏开发数据统计

稳定凝析油（油罐油）相对密度下降，高馏分含量下降；汽油含量增大，柴油含量减少；环烷烃减少，烷烃增大；饱和凝析油最大凝析压力降低。 四、衰竭式开发凝析气藏 第二，反凝析现象的特点。 稳定凝析油（油罐油）相对密度下降，高馏分含量下降；汽油含量增大，柴油含量减少；环烷烃减少，烷烃增大；饱和凝析油最大凝析压力降低。 凝析油的特性见表6-5。 2017/3/3

表6-5 开发过程中凝析油的特性变化

四、衰竭式开发凝析气藏 第三，油环开发。 油环是在该气藏投入开发后3a于1958年10月才发现（因在海上）的。发现井204井用9mm油嘴生产，油压为 7.8MPa，日产油70t，气油比为220m3/t，发现后油环立即投入开发，共钻井16口，平均井网密度31ha/井（0.31km2/井）。初期生产压差为7.09～8.1MPa，日产油200t，气油比为200～250m3/t.由于气藏先投入开发，地层压力下降，使油环侵入气藏，原油损失大，采收率仅10％. 2017/3/3

四、衰竭式开发凝析气藏 第四，气井在开采过程中近井地带由于凝析油的析出及积聚造成气相渗透率和气井产能的降低，这是问题的一面，也是重要的方面，但从卡拉达克还发现问题的另外一面，即在开采过程中发现随后气井的采气指数增大（产能增大）2～3倍。 2017/3/3

五、回注干气开发凝析气藏 牙哈凝析气田，是迄今为止中国注气开发凝析气田中埋藏最深、压力最高、凝析油含量丰富、高含蜡、注气规模最大、难度最高的注气项目。目前，中国注气开发凝析气藏已经初步形成以下8项配套工艺技术。 2017/3/3

五、回注干气开发凝析气藏 1.气藏描述技术 气体的粘度比水的粘度要小100余倍，流动性强，注气最怕气窜，气窜会影响它的波及体积和最终凝析油采收率。在一定程度上，注气要比注水更复杂，要求更高，人们应该特别注意从宏观上和微观上对气藏地质进行恰当的描述，这是任何注气设计实施成功的先决条件。 地质描述就综合运用地质、地震、测井、测试、试井和化分析等多种地质评价技术，进一步落实构造、气层分布、储层物性、静动态储量，又根据多组分模型数值模拟的需要，建立气藏的三维地质模型。 2017/3/3

1） 开展精细地震解释，落实气藏的构造形态。 2） 开展储集层的沉积相和非均质性研究。 3） 开展储集层孔隙结构和储集层的物性研究。 五、回注干气开发凝析气藏 主要包括： 1） 开展精细地震解释，落实气藏的构造形态。 2） 开展储集层的沉积相和非均质性研究。 3） 开展储集层孔隙结构和储集层的物性研究。 4） 油气藏类型及流体分布特征研究。 5） 开展裂缝、隔层（夹）、高渗透条带分布和盖层、底层密封条件等研究。 6） 动、静态结合，正式气藏间或气层间的连通关系。 7） 建立三维定量静态地质模型。 2017/3/3

五、回注干气开发凝析气藏 2. 注气开发室内基础实验分析技术 3. 注气开发气藏工程综合研究技术 以牙哈凝析气田为例，开展了两个方面的实验： 1） 高含凝析油、富含石蜡的凝析气的一般相态、多孔介质相态、渗流过程的相态和临界、近临界相态特征的实验研究。 2） 凝析油气渗流物理特征实验。 3. 注气开发气藏工程综合研究技术 注气开发的中心任务是以最少的投入获取最大的经济效益和社会效益。开发系统优化的要素有：开发方式，注入介质选择，气井产能评价、采气速度，开发规模，注、采井数比，层系井网，保持压力水平，注气时机和注气期限等。气藏工程研究起到承上启下的作用，它要服务于开发的总原则。 2017/3/3

气藏工程研究最后要落实到编制开发对比方案上，确定以下专项研究： （1）凝析气井产能、合理生产压差、注入井能力和注、采井数比； 五、回注干气开发凝析气藏 气藏工程研究最后要落实到编制开发对比方案上，确定以下专项研究： （1）凝析气井产能、合理生产压差、注入井能力和注、采井数比； （2）采气速度； （3）开发方式； （4）层系划分； （5）井网部署； （6）边、底水能量估计； 2017/3/3

（10）总体产能规模、接替办法和利用井原则； （11）方案技术指标计算、经济评价和最优方案选定。 4. 注气开发凝析气藏数值模拟技术 五、回注干气开发凝析气藏 （7）主要射孔原则； （8）注采平衡体系要求； （9）废弃压力和见水后动态； （10）总体产能规模、接替办法和利用井原则； （11）方案技术指标计算、经济评价和最优方案选定。 4. 注气开发凝析气藏数值模拟技术 2017/3/3

5） 钻井基础下沉，最大达130mm，要加以防治。 6） 凝析气田钻水平井借鉴经验少，增加了难度。 五、回注干气开发凝析气藏 5. 注气开发钻井完井工艺技术 1） 气层套管密封和固井质量要求高。 2） 气层保护要求高。 3） 高压盐水层，给钻井、固井带来困难。 4） 地质情况复杂，地层对钻头的选择性强。 5） 钻井基础下沉，最大达130mm，要加以防治。 6） 凝析气田钻水平井借鉴经验少，增加了难度。 2017/3/3

五、回注干气开发凝析气藏 6. 注气采气工艺技术 以牙哈凝析气田注气开发为例，气藏埋深5200m，塔里木油田分公司组织了完井工程、注采工程、储集层保护、解堵改造、生产测试、入井液指标、水合物防治和防腐防垢等8项注采工艺专题研究。 2017/3/3

与中国气田注气的凝析气藏和油藏相比，牙哈有以下难点： 五、回注干气开发凝析气藏 7. 注气开发地面注气集气工艺技术 与中国气田注气的凝析气藏和油藏相比，牙哈有以下难点： （1）注气压力高，地面注气系统压力达到52MPa，高于现有的注气开发的油田和凝析气田，葡北油田注气混相驱的注入压力为35MPa，大张坨为25MPa，柯克亚为20～21.5MPa，对施工和管理提出了很高的要求； （2）注气温度高，估计压缩机出口的温度要高于葡北油田的132℃； （3）高温、高压对注入气、采出气的计量和控制都提出了更高的要求； （4）高含凝析油和蜡也要求提高凝析油的分离和回收的水平。 2017/3/3

a 制订“高压注气工艺设计、施工及验收规定” b 超高压密相计量系统和高压凝析油、气、水三相不分离计量系统的研制 c 循环注气工艺流程 五、回注干气开发凝析气藏 要重视以下几点： a 制订“高压注气工艺设计、施工及验收规定” b 超高压密相计量系统和高压凝析油、气、水三相不分离计量系统的研制 c 循环注气工艺流程 d 注气单元 8. 注气开发动态监测技术 2017/3/3

六、注水开发凝析气藏 我国已有很多油环凝析气藏或凝析气顶油藏。俄罗斯低这类油气藏开发的传统做法是“屏障注水”，采取的方式有：一排或多排“屏障注水”，它是沿油气界面注水，形成“水墙”，拉成水线，这样就可同时开发含气区和含油区。 2017/3/3

1) 一次完成凝析气藏的开发，不必作为纯气藏进行第二阶段的开发。 六、注水开发凝析气藏 注水保持凝析气藏压力的优点： 1) 一次完成凝析气藏的开发，不必作为纯气藏进行第二阶段的开发。 2) 气藏一投产就能销售天然气，把资源尽快转换成资金。 3) 注入成本低。 4) 流度比合适，驱替效率高。 5) 保持气藏压力的同时不会改变气体的组成和初始凝析压力。 6) 我国油田注水经验丰富，可以借鉴。 2017/3/3

1) 驱替水的前缘后面会捕集大量孔隙空间中的气体 ， 但是，要强调的是，在气水交替注入时 ，被捕集的以干气居多，而不是大量的凝析气。 六、注水开发凝析气藏 缺陷： 1) 驱替水的前缘后面会捕集大量孔隙空间中的气体 ， 但是，要强调的是，在气水交替注入时 ，被捕集的以干气居多，而不是大量的凝析气。 2) 水驱后的剩余气在随后的降压过程中只要达到一定的临界流动饱和度，进行降压排水“二次采气”，仍可采出相当部分的被水封闭的气体（约提高10％～20％的气体采收率）。 3) 如果在降压工程中出现了水的突破，那么液体的井筒举升将是一个重要的问题。 2017/3/3

小结 六、注水开发凝析气藏 注水方式： a 水气交替注入方式； b 直接注水保持压力开发凝析气藏。 (1)注水是开发富含凝析油的凝析气藏的一种可行方法。注水有利于保持储集层压力高于露点压力，防止储集层中凝析油的析出，从而提高凝析油的采收率。 (2)水驱后剩余气饱和度相对较高，它与储集层特性和流体的特性有关。对相同的流体，渗透率较高储集层，水驱后剩余气饱和度相对较低。 2017/3/3

六、注水开发凝析气藏 (3) 水驱开发凝析气藏的有效做法是注水一段时间后停注进行降压开采，采出为水捕集的气体。存在一个最佳注水量，高于此值，采收率特别是天然气的采收率会受到严重的影响。最佳注水量与储集层和流体的特性有关，随储集层流体凝析油含量的增加而减小。 (4) 水驱后降压，只有当气体饱和度增加到其临界流动饱和度后才会流动。 (5)水驱开发凝析气藏的气体和凝析油采收率取决于水驱前的饱和度及其在孔隙中的分布。在低于露点压力下水驱时，岩心中干气和凝析油的剩余饱和度要受凝析油气体系界面张力的影响。 2017/3/3

六、注水开发凝析气藏 （6） 究竟是注气还是注水，除地质因素外，还有赖于技术经济的综合评价。 （7） 与连续注气法相比，水气交替注入法所用的注入气比连续注气少，能提高凝析气藏的凝析油采收率。如果凝析气藏位于油区内，地面注水系齐全且仍可利用，那么技术经济可行性会更好。 （8） 注水开发油环凝析气藏和凝析气顶油藏早已在前独联体国家成功地应用（在油气界面上的“屏障注水”），单纯的凝析气藏注水虽然已提出近半个世纪，但工业应用甚少，最近十几年发表的文章也仅是停留在实验和数值模拟研究上，我国大港油田在接近废弃的凝析气田上做了现场注水试验，主要问题还是水驱后剩余气饱和度高。所以在决策时要做好实验、数模和经济评价等前期准备工作，采取慎重又积极的态度。 2017/3/3