3
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特点
1) 地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力(最大凝析压力)区 间内，会有一部分凝析油在储集层中析出，并滞留在储集层岩石孔隙表面而造成 损失。凝析油气体系的相态和组分组成都会随压力、温度改变而变化，而且，多 孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会 对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作 用。
气油比m3/m3 ＜35
35～125 125～350 350～625 625～1425 1425～12467 ＞10686
油罐油密度g/cm3 ＞0.966
0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802
＜0.780 ＜0.739
油气藏类型 重质油藏
普通黑油油藏 黑油油藏与挥发性油藏过渡带
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 近井区高速流动效应影响分析
P,MPa 0
初始露点压力
So
0
近井区域特征
rd
r,m
压力分布
rd
r,m
凝析油饱和度分布
较低的压力；高的凝析油饱和度； 高界面张力；高流速。
Ωg =
G= A
0.01hφ S gi
Bgi
（4－2）
单储系数（108m3/km2.m)
SG=F
G= Ah
0.01φ S=gi
Bgi
0.01φ Ssi
Tsc pi pscTZi
（4－3）
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.2 容积法计算储量
2、凝析气储量
应考虑凝析油，如果地下为两相，则气顶应按凝析气来计算，而油环 则按油藏储量来计算。
C5以上组分）的摩尔组成。按一定规律进行统计对比分析，即可得到φ1参
数判别法，其公式如下：
ϕ=1
C2 + C1 + C2 + C3 + C4
C3
C+ 5
4.1.3 烃类类型的判别方法
4、φ1参数判别法
分类标准为：
φ1＞450
气藏
80＜φ1＜450
无油环凝析气藏
60≤φ1≤80
带小油环凝析气藏
15＜φ1≤60
2）C1/C5+比值判别法
该方法的界限值为C1/C5+=52
C1/C5+＜52
带油环的凝析气藏
C1/C5+＞52
无油环凝析气藏
该方法根据102个凝析气藏检验表明，符合率为86%。
4.1.3 烃类类型的判别方法
6、判别凝析气藏是否带油环的方法
3）按等级进行分类的判别法 以油气藏烃类体系的组分和组成含量为依据，建立特征参数进行判别。
2)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他烃类的地面回收率。
3)凝析油气在储集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。
4
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
2、凝析气藏的开发特征
4) 深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，埋藏深、压 力高、体系复杂。
＞6 ＞5.3
n
∑ φ = Rxi i =1
判别标准： φ＞11──带油环凝析气藏 φ＜9──无油环凝析气藏 φ=11～9──两种类型混合物 据102个油气藏检验表明，符合率可达91%。
4.2、凝析气井气油两相流产能方程
4.2.1 反凝析引起的气油两相流动 常规油气分布理论
地层压力高于露点压力： 储层未有凝析油析出，为干气分布；
第4章 凝析气藏开发
4.1 凝析气藏特征及类型判别 4.2 凝析气井气油两相流动产能方程 4.3 凝析气藏的开发方式
1
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.1 凝析气藏开发的特殊性
1、凝析气藏特征
（1）高压、高温 （2）具有足够数量的气态烃和一定数量的液态烃 凝析油含量是由凝析油的密度、馏分组成、族分组成（烷烃、环烷烃）以 及某些物理性质所决定。 （3）具有一定的甲烷同系物 在高压下，液态烃在甲烷气体中的溶解度非常低，但当高分子气态同系物 增加时，可以明显提高液态烃的溶解度，有利于凝析气藏的形成。
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法 3） 凝析气藏
与油藏的差别是： 1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。烃类体系处 于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。而在凝析 气藏中，当地层压力高于初始凝析压力时，油、气处于单相气相态，C5以 上组分（凝析油）也处于气相。 2）油藏原始气油比一般不超过600—700m3/t，凝析气藏的气油比大，且 在衰竭式开发过程中变得更大。 与纯气田的差别是： 1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气。 2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，出现反凝析，当地层压力处于初 始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，部分残留在储层 中，造成凝析油的损失。
临界点 C
B
C1 线 泡点 80%
B2 D
40%
含量线 液
20% 10%
露 点 线
5% 油藏流体变化路径
1000
5%
A1
A2
B
500 0
50
100
150
200
250
300
350
油藏温度， F
油气藏流体PT相图
4.1.3 烃类类型的判别方法
p p
f
p maxs
C
Tm a xs
1、
相
psep
图 干气藏
地下流体密度（g/cm3）
＜0.225～0.250 0.225～0.45 0.425～0.65 0.625～0.900 ＞0.875
平均分子量
＜20 20～40 35～80 75～275 ＞225
表中的平均分子量由加和原则求得，即
n
∑ M = MiZi i =1
4.1.3 烃类类型的判别方法
3、地层流体密度和平均分子量判别法
可动气和可动油 可动气和不可动油 可动气
不同区域的流动特征：
凝
凝析气
I区：生产气油比是常数；进入I
析 气
I区
II区
III区 区的单相气与产出井流物有相同
井
的组分；
凝析油
两相区
单相区
II区：凝析油净聚集的区域，可
以采用等容衰竭来描述；
III区：组分不变，等于原始状态
三区油气分布示意图
对于近井区的描述过于简单，忽视了不同流动相间过渡区的存 在；对渗流过程中不同影响因素的考虑还不全面；I区边界定义合 理性还有待验证
4.1.3 烃类类型的判别方法
2、4参数判别法
利用油气藏流体中天然气、凝析气或溶解气的组成分析资料，计算四个参
数，分别为C2+（%），C2/C3，100×[C2/（C3+C4）]和100×（C2+/C1）。
参数名
气藏
C2+，%
0.1～5.0
C2/C3
4～160
100×C2/（C3+C4） 300～1000以上
100×C2+/C1
0.1～5.0
无油环凝析气藏
5～15 2.2～6.0
10～30
20～70
1～3
0.5～1.3
50～200
20～100
10～40
30～600
4.1.3 烃类类型的判别方法
3、地层流体密度和平均分子量判别法
油气藏类型
气藏 凝析气藏 挥发性油藏 普通黑油油藏 重质油藏
油气藏类型判别等级号（Rxi）
特征 参数
F1 F2 F3 F4
5 0～25 0～2 1～2 0.1～1.3
等
级
4
3
25～50
50～75
2～4
4～6
2～3
3～4
1.3～2.3 2.3～3.3
号（Rxi）
2
1
75～100 100～125
6～8
8～10
4～5
5～6
3.3～4.3 4.3～5.3
0 ＞125 ＞10
挥发性油藏 挥发性油藏与凝析气藏过渡带
凝析气藏 低含凝析油凝析气藏～湿气气藏
4.1.3 烃类类型的判别方法
6、判别凝析气藏是否带油环的方法
1）C5+含量判别法 判别标准为：
C5+含量（摩尔组成）＜1.75%
无油环凝析气藏
C5++含量（摩尔组成）＞1.75%
带油环的凝析气藏
该方法根据100个凝析气藏检验，符合率为86%。
Mo
=
44.29γ o 1.03 − γ o
（4－4）
凝析气中天然气的原始地质储量为
Gg = Gfg
（4－5）
凝析气中凝析油的原始地质储量为
Nc = 10−4 Gg / GOR
（4－6）
式中：Nc——凝析油的原始地质储量，104m3
4.1 凝析气藏特征及类型判别
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法
地层条件下的流体密度ρ由取样测得,若无实测资料,可用经验公式计
算： 当 M＜20时:
ρ =( M −16) /13.3
当20＜ M＜250时:
ρ=(lgM －0.74)/1.842
4.1.3 烃类类型的判别方法
4、φ1参数判别法
根据不同油气藏采出井流物（地下烃类体系）中C1、C2、C3、C4和C5+ （