利用灰色关联法分析低渗气藏压裂影响因素_聂玲

第20卷第1期利用灰色关联法分析低渗气藏压裂影响因素

聂玲1，周德胜1，郭向东2，惠建军2，边疆2，高利军2

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065；2.延长石油集团公司油气勘探公司，陕西延安716000）

基金项目：陕西省科学技术研究发展计划项目“井下裂缝导流能力测试解释技术”（2011K08-13）

鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通盆地，截至2005年底，在盆地古生界共发现8个气田，累计探明地质储量13097.73×108

m 3。该盆地上古生界地层是天然气勘探的主力层系，其

中二叠系下石盒子组盒8段是主要的产气层之一［1-6］。近年来，随着对鄂尔多斯盆地研究的不断深入，气田开发成效显著，探明储量不断增加，盆地所蕴含的丰富的油气资源越来越为人们所关注。面对巨大的探明储量，在现有基础上提高压后产量，成为气田开发的关键。在气

田开发中，无阻流量是评价气井产能和进行气田配产的一项重要依据。本文以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡盒8气层为例，利用灰色关联法对气井压裂后无阻流量的影响因素进行分析，确定各影响因素的优先顺序及影响程度大小，以指导低渗气藏开发过程中的压裂设计。

摘

要

水力压裂工艺是低渗透气田的一项主要增产措施。影响气层压后效果的因素有很多，分析各影响因素对压裂后无

阻流量的影响程度，对改善压裂开发效果和提高单井产量具有重要意义。文中利用灰色关联法，对鄂尔多斯盆地盒8低渗透气层的29口压裂井进行分析，研究结果表明：影响压后产量的主要因素依次为储层渗透率、砂量、排量和气层厚度；在其他条件相同的情况下，优选渗透率高、气层厚度大的压裂井，在合理的范围内采用较大的排量和砂量进行压裂施工，能获取较高的产能。文中研究方法为压裂效果影响因素的量化分析提供了新的思路，所得结论为低渗透气层的压裂设计和效果评价提供了可靠的依据。关键词

气层压裂；压裂效果；影响因素；灰色关联分析；无阻流量

中图分类号：TE377

文献标志码：A

收稿日期：2012-06-30；改回日期：2012-10-30。

作者简介：聂玲，女，1985年生，在读硕士研究生，主要从事油气

田开发研究工作。E -mail ：nieling.1001@https://www.wendangku.net/doc/988363999.html, 。

Analysis on influencing factors of postfracture response in low permeability gas reservoir

with gray correlation method

Nie Ling 1,Zhou Desheng 1,Guo Xiangdong 2,Hui Jianjun 2,Bian Jiang 2,Gao Lijun 2

(1.School of Petroleum Engineering,Xi ′an Shiyou University,Xi ′an 710065,China;2.Petroleum Exploration Company,Yanchang

Petroleum Group Company,Yan ′an 716000,China)

Abstract:Hydraulic fracturing is a major stimulation approach in the development of low permeability gas reservoir.There are many factors which affect postfracture response.Analyzing the effect of these factors on open flow capacity is of great significance in improving postfracture response and increasing the single well production rate.Based on gray relevance analysis method,this paper had analyzed 29fractured wells in the He 8low permeability reservoir of Ordos Basin.The result shows that the major influencing factors on the productivity are successively reservoir permeability,proppant amount,pumping rate and gas zone thickness.When the other reservoir conditions are same,through optimizing the fractured wells which have the high reservoir permeability and great pay zone thickness and using the great pumping rate and proppant amount within reason in the process of fracturing operation,the high production rate can be achieved.The research provides a new quantitative analysis method for evaluating the influencing factors on postfracture response and presents the reliable basis for fracturing design and result evaluation in low permeability gas reservoir.Key words:gas zone fracturing;postfracture response;influencing factor;gray correlation analysis;open flow capacity

引用格式：聂玲，周德胜，郭向东，等.利用灰色关联法分析低渗气藏压裂影响因素［J ］.断块油气田，2013，20（1）：133-136.

Nie Ling ，Zhou Desheng ，Guo Xiangdong ，et al.Analysis on influencing factors of postfracture response in low permeability gas reservoir with gray correlation method ［J ］.Fault -Block Oil &Gas Field ，2013，20（1）：133-136.

断块油气田

FAULT -BLOCK OIL ＆GAS FIELD 2013年1月

doi:10.6056/dkyqt201301034

2013年1月

断块油气田

1灰色关联分析法

灰色关联分析法通过分析各因素发展趋势的相似

或相异程度，来衡量并描述其间的关联程度［7-17］。与回归

分析等统计方法相比，该方法需要的数据较少，对数据

的要求较低，且在分析过程中不会出现定量与定性分

析结果不一致的现象，是一种简单实用的统计分析法。

其步骤主要包括原始序列的确定、原始数据的处理、关

联系数的计算及关联度计算和排序等。

1.1原始序列确定

首先，对所研究的问题进行定性分析，在此基础上

确定原始序列。该序列由一个因变量和多个自变量因

素组成。其中，因变量因素反映系统的行为特征，因素

的多个样品数据值构成参考数列；自变量因素为影响

系统行为特征的因素，每一个因素的多个样品数据值

可构成一个比较数列。数列分别表示为

X

0=X0（1），X0（2），X0（3），…，X0（n

）（1）

X

i =X i（1），X i（2），X i（3），…，X i（n

）（i=1，2，…，m）（2）

式中：X

0为参考数列；X

i

为比较数列；i为比较数列的

序号；m为自变量因素的个数；n为数列中数据样品的个数。

1.2原始数据处理

由于原始序列中各因素的计量单位不同，各原始数据的数值大小和变化范围也不同，如果直接使用原始数据进行计算、比较，难以得出合理的结论；为此，需要对原始数据进行无量纲化处理。常用的无量纲化方法有初值化法和均值化法，计算公式分别为

Y

i （k）=

X

i

（k）

X

i

′

（3）

Y

i （k）=

X

i

（k）

1

k=1

ΣX i（k）

（4）

式中：Y

i （k）为无量纲化后的数据；X

i

′为按照某一原则

优选出的初始化基准值；k为数列中数据样品的序号，k=1，2，…，n。

1.3关联系数计算

计算无量纲化后参考数列与比较数列的绝对差值，将第i个比较数列中各样品数值与参考数列中对应样品数值的绝对差值记为

△

0i

（k）=Y i（k）-Y0（k）（5）所有比较数列中各样品数据绝对差值的最大及最小值分别表示为

△

max

=max

i=1，2，…，m

max

k=1，2，…，n

（△

0i

（k））（6）

△

min

=min

i=1，2，…，m

min

k=1，2，…，n

（△

0i

（k））（7）

式中：△

max

为最大绝对差值；△

min

为最小绝对差值。

第i个比较数列与参考数列在第k个样品的关联系数表示为

ξ

0i

（k）=

△

min

+ρ△

max

△

0i

（k）+ρ△

min

（8）式中：ρ为分辨系数，ρ∈（0，1），通常取0.5。

ρ的作用在于提高关联系数间差异的显著性，ρ值越小越能提高关联系数间的差异。

1.4关联度计算

如果简单地用n个关联系数来反映比较数列与参考数列间的关联程度，那么由于关联信息分散，则不易于从整体上进行比较；为此，对关联信息进行集中处理，用所有样品关联系数的平均值定量反映数列间的关联程度。计算公式为

r

0i

=1

n

n

k=1

Σξ0i（k）（9）

式中：r

0i

为第i个比较数列与参考数列的关联度。

关联度越大，说明比较数列与参考数列的变化越一致。

1.5权重计算

为了更方便地看出各比较数列关联程度的相对大小，对关联度进行归一化处理，得到各比较数列的权重

W

i

，权重的排序与关联度的排序一致。

W

i

=

r

0i

m

i=1

Σr0i

（10）

1.6关联度排序

将关联度或权重按大小顺序排成一列，形成关联序，反映各比较数列对参考数列的“主次”关系。

2压裂影响因素分析

当各影响因素与总量之间不存在严格的数学关系时，应用灰色关联度进行分析是非常有效的。压裂效果的影响因素有很多，包括储层物性、流体性质、压裂液配方、支撑剂材料、现场施工参数及压后生产制度等多个方面［18-20］。由于压裂液配方及支撑剂材料无法用数据进行表征，本文重点选取地层静态参数及压裂施工参数进行分析。

2.1储层物性

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡盒8气层区域内有97口

134

第20卷第1期井，地质参数统计结果表明，该气层总体上表现出典型的特低孔、特低渗特征。储层孔隙度2.26%～17.1%，平均8.57%，其中孔隙度为3%～10%的孔隙占71.78%；渗透率（0.01～54.30）×10-3μm 2，平均2.21×10-3μm 2，其中60.28%的储层渗透率小于1.00×10-3μm 2，35.89%的储层渗透率为（1.00～10.00）×10-3μm 2，仅有3.14%的储层渗透率大于10.00×10-3μm 2。

2.2灰色关联分析

根据盒8气层开发状况及压裂统计资料，选取29

口压裂井进行灰色关联分析。其中，选取压裂后的无阻流量作为压裂效果的评价指标；在压裂效果影响因素中，选取孔隙度、渗透率、气层厚度、含气饱和度等气藏地质特征参数，以及排量、砂量和砂比等压裂施工参数进行研究。为了消除气层厚度的影响，使用排量强度（排量与气层有效厚度的比值）和砂量强度（砂量与气层有效厚度的比值）进行计算。相应地，使用每米无阻

流量作为效果评价指标参与计算。由此确定灰色关联分析的参考数列和比较数列，整理后得到参与分析的原始序列数据。由于井数过多，仅列出其中10口井的相关数据（见表1）。

为保证各原始数据的等权性，对其进行无量纲化。在无量纲化方法中，初值化法适用于具有稳定升降趋势现象的数据处理，均值化法适用于无明显升降趋势现象的数据处理。基于压裂效果各影响因素与压后无阻流量之间的正相关性，采用初值法对原始数据进行处理。选取无阻流量及各压裂影响因素参数指标的最大值作为初始化的基准值，由此组成的最优序列X ′为

{28022，39.6，17.00，54.300，79.601，1.750，29.500，27.815}。

利用式（3）得到无量纲化后的标准化序列，利用式（5）—（7）得到：△max =0.99，△min =0。在此基础上，利用式

（8）进行计算，得到每一个比较数列中所有样品数据的关联系数（见表2）。

1526125.710.97 4.47757.4720.200 4.17722.5702279239.69.90 3.22567.3950.200 6.14322.3383281319.57.640.26541.684 1.75029.50021.19342802218.38.140.54559.7080.80012.88623.259588012.49.77 2.68479.6010.177 2.94124.000684519.48.370.84240.8040.55813.33327.815730215.09.200.40066.6500.300 4.00024.7008296710.98.310.29943.8540.653 5.06325.05091883 6.112.10 2.00031.4000.429 4.44322.90010

3695

5.4

17.00

54.300

73.600

0.675

7.000

24.700

气井序号

每米无阻流量/（m 3·d -1）

气层厚度/

m 孔隙度/

%渗透率/

10-3μm 2

含气饱和度/

%排量强度/（m 3·（min ·m ）-1）

砂量强度/（m 3·m -1）

平均砂比/

%表1

盒8气层灰色关联分析原始序列

10.51760.51960.82460.48090.87070.91470.442520.35470.50620.92480.39850.97120.82010.413030.55800.58650.83830.53900.35490.35490.428040.47920.48720.33330.66450.47690.46780.751450.63730.47670.96490.33820.87700.87870.373260.51840.51720.97130.50640.63140.53990.337970.57360.48270.99310.37460.75500.79860.360780.74510.56390.83140.52660.64960.88280.383890.85080.43440.94220.60200.73580.85580.395710

0.9910

0.3631

0.3631

0.3844

0.6610

0.8244

0.3956

气井序号

气层厚度

孔隙度

渗透率

含气饱和度

排量强度

砂量强度

平均砂比

表2

盒8气层比较数列样品数据的关联系数

聂玲，等.利用灰色关联法分析低渗气藏压裂影响因素135

2013年1月

断块油气田表3

各影响因素与无阻流量的关联度及排序

参数排量强度

气层厚度

孔隙度

含气饱和度

平均砂比

关联度0.78650.69490.56390.51060.4346权重0.16980.15000.12170.11020.0938排序

3

45

6

7

砂量强度

0.79890.17242

渗透率

0.84340.18201

分别利用式（9）、式（10）求出各影响因素的关联度及权重，根据关联度或权重的大小进行排序（见表3），以此判断各影响因素对压后无阻流量影响程度的大

小。可以看出，储层渗透率对压裂效果的影响最大，其次是砂量强度和排量强度，再次是气层厚度、孔隙度、含气饱和度和平均砂比。

3结论

1）基于压裂效果影响因素与气井产能之间不存在

严格的数学关系，应用灰色关联法分析各因素的影响程度相对大小。

2）根据气藏开发特点，选择压裂后的气井无阻流

量作为参考数列，由储层孔隙度、渗透率、气层厚度、含气饱和度等静态地质参数，以及砂量、排量、平均砂比等压裂现场施工参数构成比较数列。

3）考虑到压裂影响因素与气井无阻流量之间的正

相关性，采用初值化法对原始数据进行无量纲化，在此基础上进行各影响因素的关联度计算与分析。

4）影响压后无阻流量的因素依次为：储层渗透

率、砂量、排量、气层厚度、孔隙度、含气饱和度和平均砂比。

5）为取得较好的压裂效果，在优选压裂井时，应首

选渗透率高、气层厚度大的井；进行压裂施工设计时，在综合考虑施工设备及气井管柱性能的情况下，尽可能采用较大的施工排量和砂量。

参

考

文

献

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（编辑刘文梅）

136

低渗透气藏保护研究现状及进展

低渗透气藏保护研究现状及进展 在低渗透气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。本文对低渗透气藏保护研究现状及进展进行整理和分析，使得室内实验人员及现场施工人员有针对性地开发和改进各种生产工艺技术，以达到很好的储层保护效果。 标签：低渗透气藏；储层保护 1 引言 对于“低渗透”气藏的渗透率上限，目前国内外尚无统一的界定标准。前苏联的标准是渗透率上限为50×10-3 μm2；而美国的标准是岩心的地表气测绝对渗透率小于20×10-3 μm2，在气层原始条件下，渗透率小于1×10-3 μm2，甚至多数情况下渗透率为1×10-3～0.01×10-3μm2之间。我国一般采用美国的划分标准。但实践证明，仅仅利用渗透率作为划分低渗透储层的定量标准，其根据是不充分的。因此，要划分低渗透储层，必须采用综合参数来确定，这些参数包括地层渗滤容量性质、产能及产层开发效果的经济标准[1]。 2 研究现状 在气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。完全避免地层损害是不可能的，但是可以通过改进各种工艺和方法降低损害程度。要达到很好的储层保护效果，就必须搞清楚储层地质特征和损害机理，有针对性地开发和改进各种生产工艺技术。钻完井、增产和开采中低渗透气藏的损害机理主要包括：①流体滞留；②有害的岩石-流体和流体-流体作用；③逆流自吸效应；④熔结与岩面釉化；⑤凝析作用和凝析液的捕集；⑥地层微粒的活化作用；⑦固相沉积。避免钻井中气层损害的技术包括空气/惰性气体、空气雾、充空气或氮气的泡沫钻井液和欠平衡钻井液作为钻井液。仅从气层特征出发，先进的钻进-完井-增产技术系统是倡导采用氣体型工作流体，这也正是美国能源部（DOE）天然气资源与开发计划的核心技术[2]。 目前，对于低渗透气藏的储层保护技术工艺主要有以下四个方面：①采用合理的完井方式。完井方式确定的基本原则是针对储层的具体地质条件，结合工程作业要求，从长期效益考虑，以获得最大的综合利润为前提，最有效地开发气田； ②使用优质的钻井液。钻井液性能参数中，对储层伤害影响最大的是钻井液密度、滤失量和含砂量。因此，为减少损害程度，必须将这3项参数控制在最低程度； ③缩短钻井液对储层浸泡时间。储层浸泡时间控制在96h内为最佳。而减少浸泡时间主要着手于：a提高钻井速度，缩短储层钻井时间；b加强生产各环节的横向联系和组织协调管理工作；消除由于固、测井组织工作不协调而造成的停待；加快钻穿储层后的完井工作；④避免井喷事故的发生：a实施近平衡压力钻井技术；b具有配套完善、状况良好的井口装置；c有一支技术过硬、操作熟练的职工队伍和严格的管理措施；d加强井控技术措施的落实。

低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究

倡本文是“十五”国家科技攻关项目“中国大中型油田勘探开发关键技术研究”所属专题“低渗凝析气藏开发技术研究”（编号：２００３ＢＡ６１３Ａ‐０７‐０７）的部分研究内容。 作者简介：姜贻伟，１９６３年生，博士，高级工程师；主要从事天然气开发及综合规划方面的研究工作。地址：（４５７００１）河南省濮阳市中原路。电话：（０３９３）４８２３５４３。Ｅ‐ｍａｉｌ：ｊｙｗ＠ｚｙ． ｄｚｙ．ｃｏｍ低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究 倡 姜贻伟１　戚志林２　郭平３　孙雷３　毕建霞１ （１．中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院　２．中国石化中原油田博士后科研工作站 ３．“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室?西南石油大学） 姜贻伟等．低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究．天然气工业，２００６，２６（９）：９６‐９９． 摘　要　凝析油临界流动饱和度是近年研究的热点问题，但目前国内外还没有采用真实岩样和流体研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度的成果报道。文章介绍了采用超声波测试技术研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度的方法，选取Ｑ７５井的真实岩样和流体，通过长岩心衰竭实验测试了凝析油临界流动饱和度。将测试结果与国内外其它中高渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度进行了对比研究，分析了低渗凝析气藏凝析油饱和度较低的原因。研究结果表明：①超声波测试技术对研究深层高温高压低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度具有较好的适应性；②桥口低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度要比国内外其它中高渗凝析气藏的低得多；③较高的束缚水饱和度是导致低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度较低的主要原因，而高温高压低渗凝析气藏更低的油气界面张力也是重要的影响因素。此外，实验所用岩心的长度对凝析油临界流动饱和度的大小也会产生一定的影响。 主题词　低渗透油气藏　凝析油气藏　临界流动　饱和度　研究 一、引　言 衰竭式开发凝析气藏过程中必然产生反凝析，凝析油临界流动饱和度是反映凝析油流动能力的重要参数，它对凝析油采收率、气井的产能和稳产期均存在重大影响 ［１］ 。若凝析油临界流动饱和度很高， 则地下析出的凝析油绝大多数都会滞留地下，因为只有极少数高含凝析油凝析气藏的近井地带才能达到较高的凝析油饱和度。相反，若凝析油临界流动饱和度较低，则衰竭式开发气藏也有可能获得较高的凝析油采收率。由此可见，凝析油临界流动饱和度也是确定合理开发方式的重要依据，因此凝析油临界流动饱和度一直是国内外研究的热点问题 ［２‐１３］ 。 已有的研究成果表明人们对凝析油临界流动饱和度的认识还存在较大差异：有人认为凝析油临界流动饱和度比较高，可以到３０％～５０％［２］ ，也有人认为它 可以小于１０％甚至更低 ［３，４］ ；有的学者认为束缚水饱 和度对它存在影响［４‐６］，但也有人认为影响不大［７‐８］； 最近的一些研究还表明油气界面张力对它有重要影响 ［９‐１２］ 。此外，实验所用岩心长度也会对反凝析油临 界流动饱和度的大小产生一定的影响。通常认为实验所用岩心长度增加，反凝析油临界流动饱和度也会有所增加。 低渗凝析气藏普遍具有低孔低渗、束缚水饱和度高、储层介质比面大、界面现象突出的特点，因此低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度具有不同于常规凝析气藏的特殊性。中原油田深层低渗凝析气资源丰富，研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度，对于确定气藏合理开发方式和增产措施，改善气藏开发效果有着非常重要的意义。由于目前国内外在凝析油临界流动饱和度方面研究结果差异很大，因此对不同的凝析气藏应根据实际进行测试。笔者选取中原桥口气藏真实岩心和流体，采用超声波测试技术 ［１３］ 对低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度进 行实验研究，并将测试结果和我国其它中高渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度进行了对比研究。 ? １?

屏蔽暂堵完井液技术在鄂北塔巴庙低压低渗气藏的应用

屏蔽暂堵完井液技术在鄂北塔巴庙低压低渗气藏的应用

屏蔽暂堵完井液技术在鄂北塔巴庙低压低渗气藏的 应用 【摘要】鄂北塔巴庙低压气藏是典型的低孔低渗地层（致密砂岩），储层的主要流动通道为裂缝，对该区块储层岩心进行了钻井液损害实验评价，钻井完井液固相和滤液将造成储层三个方面的损害：(1)钻井完井液固相堵塞储层裂缝和微裂缝；(2)钻井完井液滤液造成储层基块水锁、敏感性损害等；(3)钻井完井液造成储层孔——缝界面损害，破坏储层的有效连通性。开展屏蔽暂堵技术实验研究，对大牛地气田施工的一些生产井、探井进行屏蔽暂堵技术的试验及应用，并对实施效果进行分析评价。 【关键词】塔巴庙屏蔽暂堵完井液油气保护 1 概述

鄂尔多斯北部地区已进入气田开发阶段。为了减轻钻井过程中对气层造成的伤害，从2002年开始进行屏蔽暂堵保护气层的技术试验。在研究鄂北塔巴庙气藏储层低压低渗砂岩气层损害机理的基础上，对该区块储层岩心进行了钻井液损害实验评价，然后开展屏蔽暂堵技术实验研究，总结各井的试验效果，进一步优化配方，以形成保护低压低渗砂岩气层的屏蔽暂堵钻井完井液技术方案。通过实施屏蔽暂堵技术，减轻了钻井作业期间对储层的伤害。同时，井眼稳定，目的层井径规则，总结了一套实施屏蔽暂堵技术的方法和经验。 2 鄂北工区储层特性及地层损害分析 2.1储层特性

通过对地层孔渗特征分析，上古生界储层平均孔隙半径20~30μm，最大孔隙可达到90μm，储层砂岩最大连通孔喉半径0.79~6.3μm，平均孔喉半径0.32~0.88μm之间。分段物性见表2-1，下古生界碳酸盐岩气藏为定容弹性驱动，无边底水地层——岩性气藏，属低压低渗气层，储层岩心平均空气渗透率为0.31×10 -3 μm 2 ，孔隙度为3.6-5.49%；杭锦旗区块上古生界砂岩气藏为定容弹性驱动，构造岩性复合气藏，属低压低渗气层，储层岩心平均空气渗透率为 1.6×10 -3 μm 2 ，孔隙度一般为3.54-22.5%，平均为13.4%。 根据已完钻多口井试气资料，经计算鄂北气藏地层上古生界压力梯度为0.0088~0.0097MPa/m。下古生界储层压力系数0.84-0.85。总之，鄂北工区气藏属于低压、低孔、低渗的储集层。 2.2地层损害机理 研究表明，塔巴庙气藏地层损害机理主要为：①储层液锁（水锁）损害，②储层应力敏感性损害，③储层裂缝和微

长庆气区低渗透气藏开发技术

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小 摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩... 鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展： ①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上; ②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本; ③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。 截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m3以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m3,长庆气区已经成为我国重

要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。 一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术 (1)储层预测及精细描述技术 加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。

白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术-2019年文档

白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术 、存在的问题 1.层位分散，常规压裂改造难度大 白庙、桥口气田主要含气层系为S2下、S3上、S3中、S3 下四套，气藏埋深2630.0?4090.0m。四套层系受沉积环境影响具有不同的储层特征，由于层系多、井段长、层位分散、层间差异大，常规的笼统压裂工艺不但不能有效改造物性差的储层，使相当一部分储量不能得到有效动用，而且造成压裂液体效率低，影响压裂成功率和措施效果。 2.地露压差小，反凝析污染严重 白庙、桥口凝析气藏地露压差小，地层反凝析和井筒积液严重，降低了气井产能和稳产期。气藏采用衰竭式开发方式，随着压力的不断降低，凝析液不断析出，气井普遍存在积液现象，气井产能下降快，稳产难度大。 3.气田压力逐渐下降，排液采气效果逐年变差 近几年，大部分气井低产、低能，作业时洗井液和气举时井液、高压气回流地层的现象比较普遍。既污染伤害地层，又损失高压气，严重影响到气井正常生产。 二、低渗凝析气藏挖潜工艺技术研究 1.多段压裂工艺 1）压裂方式：由于凝析气藏低渗、非均质、井段长，单 层压裂地层压力下降快，反凝析现象严重，稳产期短；同时多次的压裂改造易污染地层，施工成本高，因此，选用多段压裂工艺，一次对气层进行充分改造。在综合考虑多段压裂工艺的技术上，优选封隔器加滑套，顶部悬挂密封的方式实施多段压裂。 (2)压裂工艺：①对需要避压的层，采用封隔器加盲管避 开避压层段。②针对套管完井的水平井，为避免因射孔段过长，

压裂产生过多裂缝，每个压裂段射孔长度控制在2?4m③为提 高压裂工艺成功率，采取“低砂比、造长缝”的原则，结合“低起步、小台阶加砂”技术，合理控制砂比，降低人工裂缝 对砂浓度的敏感性。 2.精细分层压裂工艺 近年来，针对一般压裂井，为充分改造压裂层，提高薄差层的动用程度，需大力研究推广2?3段的精细分层压裂工艺，提 高压裂针对性。 对此我们通过开展技术攻关，对压裂工艺进行改进与创新，实现了卡一压二、卡二压二、卡二压三、卡三压二和卡三压三分 层压裂工艺。同时采用机械座封封隔器Y221或Y211与液压座 封封隔器Y241或Y341配套组合，喷砂滑套与水力锚做成一体，配套油管伸缩补偿器，极大地降低了解封风险。 3.闭式气举工艺 随着凝析气田地层能量逐渐降低，积液现象日益严重，传统的开式气举工艺气举时气液倒灌入低压层，影响排液效率，造成 高压气浪费；另外由于气举时间长，在地面增压机负荷一定的情况下，影响整个气田气举工作的正常开展。 针对以上问题，2009 年以来持续开展增压气举管柱的配套工艺的研究，相继配套半闭式气举、闭式气举工艺并取得成功。 由于传统闭式气举管柱仅靠油管空间储存液体，容积小，气举频繁，既增加气举工作量，又会造成气举阀疲劳而缩短使用寿命。通过完善，在封隔器上部油管增加液流通道，使油管与套管环空连通，增加储液空间，既可缩短气举时间，提高气举效率，延长气举周期，又可减缓气举阀疲劳从而延长使用寿命。 三、现场应用情况 1.多段压裂工艺的应用

低渗透气藏开发难点与技术对策

·86· 从我国目前已经发现和开采的天然气藏中，低渗以及特低渗藏所占据的比例是比较大的。随着我国天然气资源的不断开采，一般将非常规天然气看成是比较有效的能源补充。但是对于低渗气藏来说，其主要特点就是埋藏比较深、储物层的性能比较差，而且含水饱和度也是比较高的，所以目前的产能以及采收效率都比较低。如何更好的实现对于低渗气藏的高效开发，对于解决我国在生产生活过程中对能源的需求具有非常重要的作用。 1　低渗气藏的地质特征以及开发特征 1.1　低渗气藏的地质特征 建南地区下叠统飞仙关组总体上是在大的海退背景下发育的一套碳酸盐岩沉积。飞仙关组自下而上划分为飞一段至飞4段，其中飞1~飞2段厚度一般为220m 左右，其岩性表现为底部深灰色、灰色页岩夹薄层灰岩，向上为灰色、深灰色泥晶灰岩夹瘤状灰岩及蠕虫状灰岩，飞1段层薄，飞2段泥质条纹与缝合线较发育。 飞3段厚度一般在120~140m 间，岩性由浅灰色、灰色泥晶灰岩与砂屑、鲕粒灰岩构成，水平层理、砂屑条带及冲刷构造多见，局部可见丘状交错层理；纵向上常呈现泥晶灰岩-颗粒灰岩-泥晶灰岩的岩性组合特点。 飞4段岩性稳定，厚度一般为20.0~30.0m，岩性由黄灰色、紫红色（含）泥质云岩、含泥质灰岩、含云质灰岩和含灰云岩构成，该段层薄、色杂，发育水平层理，局部见有部分暴露标志，是工区良好对比标志层之一。1.2　低渗气藏的开发特征 在油井投产之前，一般都会经过酸化作业，各井酸化或酸压作业后产气量均得到了明显的增加。因此对于低孔低渗碳酸盐储层，通过酸化酸压等措施可以获得工业气流。并且在进行具体的分析之后有以下几点认识：1）在酸化、酸压前未获得自然产气量的气井，酸化、酸压后均获得了不同程度的天然气。增加程度从0.36~9.55万m 3大小不等。2）能够获得自然产能的气井，酸化后测试产量均有不同程度的增加。所有气井经过酸化后产量都得到了提升，产量从1.34~3.01m 3提升到5.70~36.90m 3不等。3）随着用酸量的增加，酸化效果得到提升，最终的试气产量也得到了不同程度的增加。从经过两次及两次以上酸化作业的气井中选取了4口井进行对比分析，从两次酸化产量与酸量可以看出第二次酸化后的试气产量均比第一次高，且用酸量也比第一次多，得出随着酸量的增加，酸化后的气产量也增加。 2　低渗气藏的开发难点以及相应的对策 2.1　开发难点 1）勘探技术不是非常发达。对于现有的低渗气藏的勘探技术，还不可以对流体的具体分布情况进行预测，这样就非常容易在分析地震以及钻井相关资料时候出现偏差。2）储层物性比较差以及钻井完成后对储层造成的伤害。对于低渗气藏来说，其储层的物理性质是比较差的，这样就会使得地层里面的渗流阻力非常大，形成比较大的压力差，会让渗流条件变得更差。3）不合理的开发方法。如果开发井网的方式选择的不合理，就很难达到预期的采收目标。例如当一个井存在许多层的时候，不同层之间的物理特性以及压力差都会存在很大的差异。如果这时候没有采用合理的开采方式，就会让底边的锥进变得很快，让地层水提前产出来，造成渗流孔道的堵塞。4）气藏的水侵。如果产生水侵，就非常容易使得单相流变成两相流，这样就会让生产压差变得很大，使得气井的产量大幅度降低。2.2　技术对策 1）欠平衡钻井完井技术。通过利用这种方式，可以将正压力差对井底岩屑的压持效应大幅度降低。2）酸化技术。通过利用酸化技术，可以将底层的渗流能力得到极大的改善，从而将低渗气藏的产能提升上去。3）压裂技术。对于低渗气藏的压裂来说，应该达到的要求就是具有很强的携砂能力、能够很好地防止塌陷以及具有较低的密度。4）地震震动法。通过利用地震波可以将储层的物理特性进行改变，具体的实施方法主要包括两种：一种是利用井下震动源来对周围的井进行处理，或者是利用地面的震动源将能量传递到附近井的地带；另外一种方法就是利用振动源将能量从地面传递到气层。 3　结语 对于低渗气藏来说，储层孔隙度比较低、具有很差的通透性，因此气产量还是比较低的，而且也不能够进行稳定的生产。所以对于相关技术人员来说，应该抓紧研究出能够更好对于低渗气藏进行开发的有效方法，将低渗气藏的产量提升上去。 参考文献： [1] 徐冰青,刘强,陈明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综 述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2):47-49 [2] 郑勇.文23气田低伤害酸化工艺技术研究与应用[J].钻采工 艺,2007,30(3):51-53.收稿日期：2017-11-29 作者简介：银熙炉，中国石化江汉油田分公司采气一厂。 低渗透气藏开发难点与技术对策 银熙炉 （中国石化江汉油田分公司采气一厂，重庆　404120） 摘　要：在这篇文章中，我们的主要研究目的就是低渗气藏开发技术的相关对策，并且对低渗气藏的地质特 征以及开发特征进行了分析，对于不同类型的低渗气藏开发技术进行了整合。 关键词：低渗气藏；开发难点；技术对策 中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-086-01

低渗气藏主要损害机理及保护方法的研究

[收稿日期]2000-01-11;[修定日期]2000-02-03;[责任编辑]王　梅 [基金项目]中国石油天然气集团公司“九五”重点科技攻关项目“探井保护油气层技术”的部分研究成果。 低渗气藏主要损害机理及保护方法的研究 张　琰,崔迎春 (石油大学,北京昌平　102249) [摘　要]针对低渗透砂岩的特点,就气藏损害的特殊性、影响气藏损害的因素以及评价方法特殊性 的研究结果进行了概括性的论述,并给出了相应的预防气藏损害的方法。 [关键词]低渗气藏　应力敏感　水锁效应 [中图分类号]TE12213+4　[文献标识码]A [文章编号]0495-5331(2000)05-0076-03 1　气藏损害的特殊性 与油藏相比,天然气藏的储层物理特性更为复杂,气体有不同于液体的特殊的可压缩性。在我国,大多数气藏属于低渗气藏。低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点,气、水及少量的油赖以流动的通道很窄,渗流阻力很大,液、固界面及液、气界面的相互作用力很大,使水锁效应和应力敏感性明显增强,并导致油、气、水渗流规律发生变化,使得低渗气藏损害具有不同于油藏的特殊性。 对于中、高渗油藏,由于孔喉孔、道尺寸较大,通常外来固相颗粒侵入储层以及储层孔隙空间的微粒运移引起渗流通道堵塞是造成油藏损害的主要原因。对于气藏,由于孔喉、孔道狭小,因此,外来工作液中的固相颗粒难于侵入储层,但液相可侵入储层,而且一旦工作液中的水相侵入储层,就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞。另一与中、高渗油藏显著的不同点是,气藏岩石非刚性特征较强,渗透率对周围应力变化很敏感,应力的变化可以引起的渗流通道的收缩,造成气藏渗透率下降。由于低渗气藏岩石致密、渗流空间狭小、微粒不为气体润湿等原因,因此在低渗气藏一般不存在微粒运移的损害,即也不存在流速敏感性损害。 2　影响气藏损害的因素 211　应力敏感性 气藏的应力敏感性定义为气藏对所受净压力的敏感程度。许多研究者对此进行了初步研究,得到的结论是:低渗气藏具有很强的应力敏感性,应力敏感是由空隙和毛细管被压缩和关闭引起的。 低渗气藏的高应力敏感性是气体在低渗气藏中 的非线性渗流特性引起的。对孔隙性储层的研究结果表明,低渗储层同中、高渗储层不同,低渗储层中气体的渗流受滑脱效应的影响,存在多种渗流形态,这与低渗岩心的渗透率、含水饱和度以及围压、驱替压力的大小有关。 研究结果表明:低渗气藏渗透率与所受净压力 (净压力=围压-1/2驱替压差)有关,净压力存在一个应力敏感点。当岩样所受净压力低于此点时,净压力越大,储层渗透率降低越严重;高于它时,净压力对储层渗透率的影响变小;当净压力继续增大到可以将岩石压破时,渗透率将大幅度增高。 应力敏感性还与储层含水饱和度有关,含水饱和度愈高,应力敏感性愈强。这可能是滞留在孔道里的水,占据了孔隙空间,从而增加了岩样的应力敏感性。当含水饱和度较低时(小于30%),仅在一定的驱替压力范围内存在达西渗流。当含水饱和度较高时(大于30%至束缚水饱和度以下),气体的渗流存在非达西渗流现象:在较低的驱替压力下为非线性渗流,高的驱替压力下为线性渗流。但此时气体的流动规律同达西线性渗流不同,气体的渗流存在附加压力损失,并出现“启动压差”现象。 气藏岩石还具有一定的压力滞后效应,因此由于应力敏感引起损害不会因应力消失而完全恢复。 储层渗透率不但是储层岩石自身储渗特征的函数,而且也是围压、驱替压力的函数,因此,通常地表测得的渗透率不能真实反映气藏流动特征,还要用储层条件下测得的应力敏感性和有关数据加以校正。 低渗气藏呈现以上应力敏感性规律的原因,可能是由于:(1)岩石存在微裂缝。这些微裂缝在一定的净压力下易于闭合,闭合后的裂纹在卸压过程不 6 7第36卷　第5期2000年9月 地质与勘探GE O LOGY AND PROSPECTI NG V ol.36　N o.5 September ,2000

低渗透气藏开发及稳产技术研究

低渗透气藏开发及稳产技术研究 罗　迪1,张小龙1,谭　红2 (1.西南石油大学研究生部,四川成都　610500;2.西南油气田重庆气矿开县采输气作业区,重庆　405400) 摘　要:低渗透气藏在世界及我国分布广泛,由于低渗气藏本身的特点,开发这类气藏存在投资大,经济效益低的特点,相比常规气藏而言开发难度大得多。低渗气藏开发技术的发展对经济有效的开发低渗气藏具有非常重要的意义。通过相关文献的调研和分析,对低渗气藏的特点以及开发和稳产的关键性技术进行阐述,对有效的开发低渗透气藏具有一定的借鉴和指导作用。 关键词:低渗透;气藏;开发稳产;技术 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)09—0115—02 我国的低渗透气藏资源十分丰富,广泛分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和中原油田,这些低渗致密气藏已成为我国天然气供应重要的气源地[1]。但是,低渗气藏储层物性差,储量丰度低,储层容易受到伤害,开发效益相对较差。因此,提高低渗透气藏天然气储量的动用程度,不断的提高开发技术水平,是低渗透气藏高效开发与稳产的关键。 1　低渗透气藏的特点 目前国内外对低渗透气藏尚没有统一的划分标准,以前关于低渗透气田的定义大多是参考低渗透油田的标准,并且多是根据储层的物性进行划分。胡文瑞在其《低渗透油气田概论》中指出,低渗透气藏是指常规开采方式难以有效规模开发的气藏,包括低渗透砂岩气藏、火山岩气藏、碳酸盐岩气藏以及煤层气气藏等。该类气藏不是一般的技术可以实现有效规模开发的气藏,基本的参数选取条件包括:渗透率小于以及孔隙度小于8%。早期低渗透气藏标准的分类是在1980年[2],美国联邦能源管理委员会(PERI)根据《美国国会1978年天然气政策法(NG -PA)》的有关规定,率先提出了确定致密气藏的注册标准是其原始渗透率低于。 低渗气藏具有储量大、难开发、产量低的特点。一般需要经过一定的增产措施后才能获得有经济价值的产量,在钻井和完井过程中气藏储层易受到伤害,开发技术复杂且难度大。低渗透气藏储层特征主要表现为:非均质性强、泥质含量高、孔隙度和渗透率低、高毛管力以及高含水饱和度。开发上的特征主要表现为:渗流规律不遵循达西定律,具有启动压力梯度;气井自然产能低;弹性能量小,产量和压力下降快,产出程度低等[1]。 2　开发及稳产技术 2.1　气藏描述技术 目前已发现的一些低渗透气藏具有连片性差、非均质性强、气井产能分布不均衡的特点,如长庆气区上古气藏。在气藏描述时将储层分为4类:Ⅰ类储层为试气时产能大,投产后产能高,稳产条件也好;Ⅱ类储层为试气时产量和稳定产量都较低;Ⅲ类储层不经改造难以获得工业气流;Ⅳ类储层在目前的经济、工艺技术条件下难以开采[3]。为了更好的对低渗气藏进行描述,在气藏工程方面应通过气井生产动态特征和压力系统分析开展井间连通性研究,判断储集层的连通性,划分出连通性良好的区域。利用先进的地震软件对有利区内地震资料进行精细处理、解释,进一步优选开发井位,初步形成了储集层地震预测、岩溶古地貌恢复小幅度构造预测、储集层微观特征、砂体描述、储集层连通性分析等技术[4]。 2.2　钻井技术 低渗透气藏钻井技术主要包括钻水平井、欠平衡钻井以及空气钻井[1]。 水平井泄流范围大,单位压差下与直井相比具有较高的产能。虽然水平井的钻井费用一般相当于钻直井费用的2倍,但是水平井对油气田开发的效益却是直井的3～5倍,因此,国外广泛应用水平井开发低渗透气藏。以美国为代表的应用钻水平井的技术已成为一种重要的低渗透致密气藏增产改造的措施。 在钻井过程中,利用自然或人工方法使钻井液当量循环压力低于地层压力,地层流体有控制地流入井筒的钻井称为欠平衡钻井。欠平衡钻井可分为边喷边钻和人工诱导的欠平衡钻井两种类型,其主要特点表现在: 减少地层损害; 提高机械钻速,延长钻头寿命; 避免井漏,减少压差卡钻; 改善地层评价,减少增产措施; 保护环境,降低作业成本。由于欠平衡钻井自身的优势以及世界石油工业 115 　2011年第9期 内蒙古石油化工 收稿日期:2011-03-15 作者简介:罗迪(1987-),四川南充人,现为西南石油大学油气田开发工程在读硕士。

凝析气藏储层污染及解除方法和现状

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。 2.水锁伤害机理 钻井过程中一打开储层，就有一系列的施工工作液接触储层，若外来的水相流体侵入到水润湿储层空到后，就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞，其水-气弯曲界面上存在一个毛细管压力。要想让油气流向井筒，就必须克服这一附加的毛管压力。若储层能量不足以克服这一附加压力，就不能把水的堵塞彻底驱开，最终会影响储层的采收率，把这种伤害称作水锁损害。当地层水或凝析水无法被气流携带出井筒时，将形成井底积液。当关开井的时候，井底积液可能在井筒回压、储层岩石润湿性和微孔隙毛细管压力作用下，向中低渗透储层的微毛细管孔道产生反向渗吸，形成“反渗吸水锁”。水锁的存在进一步堵塞了气体渗流通道，降低气相有效渗透率，加剧近井地层的伤害。这也是许多没有边底水的气藏凝析气藏关井后没有产量或产量难以恢复的主要原因之一。对低渗低产凝析气井，这一现象尤为重要。近井带凝析液堆积和地层水的存在也降低了气相相对渗透率，造成总采收率减低。 凝析气井生产过程中蒸发解除水锁伤害的机理是在凝析气井生产过程中，由于凝析气从

凝析气藏采气工程特点及技术

凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。