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。
2凝析气藏的开采特征
凝析气藏的开发阶段和常规气藏基本相同，可划分为产量上升阶段、稳产阶段、产量递减阶段、低压小产阶段，并可采用定产量、定井口压力、定生产压差等工作制度进行开采。此外，凝析气藏的基本特征有别于常规气藏，所以凝析气藏在开采时还具备自身的特点。由下表2可以看出，凝析气藏的组分特点、地层压力、开采动态及开采方式比常规气藏都要复杂得多，具体如下。
3凝析气藏的开发方式
在凝析气藏开釆过程中，当地层压力降低到露点压力以下时，会出现反凝析现象，反凝析现象的特点是稳定凝析油比重下降、高馏分含量下降，而且反凝析后形成的凝析液会被毛管力束缚或滞留在液相相对渗透率较低的孔隙中而很难被釆出。为尽可能地提高干气和凝析油的采收率，凝析气藏合理的选择开发方式就显得尤为重要。通常来说，凝析气藏的开发方式主要有衰竭式开发、保持压力开发和部分保持压力开发3种形式。
纯凝析气藏不含油环，开发方式简单，但仍需考虑减小凝析油在储层的析出、提高其采收率问题，所以就纯凝析气藏概述衰竭式开发和保持压力开发方式的适用条件和优缺点，并介绍几种比较常用的保持压力开发方式。
3.1衰竭式开发方式
在地层压力高于露点压力（即上露点压力）时，利用衰竭式开采凝析气藏与开采常规气藏相同；随着压力降至露点压力以下，储层析出凝析油，需要考虑凝析油对地层内气体流动的影响。衰竭式开采适用条件为：
（1）原始地层压力远高于露点压力。
（2）凝析油含量低。如果凝析气藏的凝析油含量低于100cm3/m3（主要含轻质凝析油），采用衰竭式开采也能获得较高的凝析油采收率。
（3）边水比较活跃。通过边水补充地层能量减缓地层压力的下降速度，保证气藏达到较高的凝析油采收率。
（4）具有特高压力的凝析气藏，当前注气工艺尚不能满足注气要求而又急需开发时，只能釆取衰竭方式开采，待气藏压力降到一定水平后才有可能釆用其它开采方式。
（5）保持压力开采无经济效益的凝析气藏，可以考虑衰竭式开采。例如凝析油含量高，但气藏面积小的气藏和某些特殊地理环境下(如海上)的气藏等。
衰竭式开采的主要优点：对储层的认识程度（如连通性、非均质性等）要求低，钻井较
少、毋须建设注气增压设施，前期开发投入小；与循环注气相比，衰竭式开采可以直接销售产出的油气，投资回报期短，获得收益时间快。其主要缺点：凝析油的采收率较低；给后续开采带来一系列问题，使开采工艺技术复杂化。
在我国，除少数凝析气田采用注气开采方式以外，衰竭式开采是主要开发方式。例如白庙凝析气藏、春晓凝析气藏、塔河南凝析气藏。
3.2保持压力开发方式
3.2.1保压开采适用条件
保持压力开发方式是提高凝析油采收率的主要方法，其原理主要是利用注入剂驱替富含凝析油的湿气，同时保持地层压力，避免（或减缓）在储层中发生反凝析作用。对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可达到原始储量的30%～60%。保持压力开发方式主要的适用条件由凝析气藏凝析油含量、凝析油和干气总储量、储层的非均质性、储层的渗透性和连通性及经济效益等因素决定。根据美国的研究成果可归纳为3个方面：
①凝析油含量在250cm3/m3以上和天然气储量超过80×108cm3/m3即可以采取保持压力开采方式。
②凝析油含量在135cm3/m3以上、天然气日采出量在71×104m3/d以上，有较大的凝析油储量（国外一般为30×104t）和具有经济效益的条件下，可以考虑采取保持压力开采方式。
③对于地层埋深在2000m左右的凝析气藏采取保持压力开采方式时，其回注干气的下限为凝析油含量为80～100cm3/m3，较深的地层要求含量更高。
选择保持压力开发方式要注意保持压力开采的时机与压力保持的水平。当储层压力与露点压力很接近时，应选择早期保持压力开采；当储层压力高于露点压力时，可以选择衰竭开采一段时间后进行后期保持压力开采，充分利用地层能量，则比较经济。另外，必须根据保持压力开发的成本收益情况，选择全面或部分保持压力的开发方式。
3.2.2常用保压开采方式
（1）循环注干气
对于凝析油含量比较高的凝析气藏可采用循环注干气方式开采。干气对凝析油具有反蒸发作用，可以降低反凝析油饱和度，改善油气流动性能，最终提高开发效果。国外在20世纪30年代就釆用注干气的方式来开采凝析气田，通过注气保持地层压力，防止凝析油反凝析，提高凝析油采收率。开展注气开采较早的国家有美国、前苏联和加拿大等，最常见的是循环回注产出气。20世纪50年代，随着气价的升高，循环注气开采方式仅用于凝析油含量较高的凝析气田，并由完全保持地层压力到部分保持地层压力的开采方式。
该方法的优点是可以获得较高的凝析油采收率，在注气期凝析油的采收率一般能达到50%~60%，停注之后，再采出天然气和剩余的凝析油。缺点是在注气阶段产出的气体不能出售，甚至还需要补充一部分天然气，所以需要增加注气的投资，这在一定程度上限制了循环注气的应用范围。
（2）注氮气
注氮气保持压力凝析气藏是由于可供回注的天然气不足，或天然气售价较高，用于回注经济不合算时，在国内外常用的一种方法。从制氮、注氮到脱氮已经形成了一整套工艺流程和配套设备，所以注氮气是一种比较成熟有效的方法。从理论上讲，凡是可以回注天然气的气藏均可以改用注氮气。当前采用这种工艺的主要原因有：
①凝析油采收率高，气体经过多次接触可形成混相驱。
②氮气的的波及效率高。通常置换相同空间体积的储层所需的氮气比天然气的体积小。
③氮气可以从空气中得到，来源广，供应可靠，可就地建厂。
④氮气为惰性气体，对设备没有腐蚀作用。
但是，制氮装置投资大，需要大量的增压设备，并且注氮是凝析气藏的露点压力升高。因此，国外用于注氮气的气藏，多数是天然气和氮气混注，地面增压各成系统，达到注入压力后再混合至井口，或采用氮气于天然气分注。
（3）注二氧化碳
在较长一段时间内，美国、加拿大、前苏联都采用干气作为循环注入介质。随着天然气价格的升高，推迟出售天然气和购买天然气来维持常规循环注干气的做法，对于许多凝析气藏来说在经济上已经不可取。二氧化碳作为干气的一种替代物，能使干气尽早出售，凝析油的采收率也比较高，但二氧化碳的来源缺乏，且对设备具有一定的腐蚀性。
（4）注空气
考虑到上述做法的优缺点，有关专家设想注入空气以提高凝析油的采收率。根据目前的研究证明，注空气能引起两种氧化反应：燃烧和低温氧化。燃烧的最低有效温度接近343℃，通常高于正常油气层温度。Burger和Sahuque等人的研究表明，低温氧化反应时氧的消耗是在150℃以上的温度下开始的，通常也高于正常油气层温度。由此可见注入空气时发生氧化反应的可能性是很小的。目前的实验室研究表明，使用空气和氮气作为凝析气藏的注入介质，其作用是相似的。由此可见，如果各方面的条件允许的话，注空气将是一种既经济又简单的方法。
（5）上述方法的综合使用
每一种保持地层压力的方法都各有所长，各有所短，具体选用何种注入介质以保持地层压力，主要看在技术和经济上是否可行。
从当前的情况来看，循环注干气和注氮气是保持压力开采凝析气藏的最主要采用的办法。4凝析气藏开发的成熟技术
4.1油气藏流体相态理论和实验评价技术
（1）目前已基本形成配样PVT分析和模拟技术，如凝析气藏取样配样及PVT分析评价技术及标准、油气藏类型判别标准。但对于饱和凝析气藏取样问题，如何有效取得具有代表性的流体样品仍存在一定的技术难题。
（2）近临界态流体相态的研究得到发展，临界点的测试已取得成功，对近临界态凝析气藏开发中相态特征研究也取得了新的认识。但准确确定临界点的问题还没有取得合理的解决方法。
（3）高含蜡富含凝析油型凝析气藏在开发过程中的固相沉积问题得到研究，并建立了相应的测试方法和模拟评价技术。但由于凝析油组分的复杂性，目前模拟所用理论模型只能达到拟合，预测的可靠性差。
（4）初步建立了多孔介质中凝析油气相态的测试方法，为研究多孔介质对凝析油气相态影响提供了基础。另外，建立了考虑多孔介质吸附和毛管压力影响的理论模型，但由于当前测试手段的限制，物理模拟对理论模型的检验还不够充分。
4.2凝析气井试井及产能评价技术
凝析气藏产能评价研究一直是国内外研究的热点与难点。目前，凝析气井产能分析技术已基本形成，各种方法也已得到应用。
在凝析气井试井模型上主要采用干气方式处理或折算凝析油产量的计算方法，拟压力积分法和数值模拟方法也得到应用，其中拟压力积分法使用越来越多，尤其以两相拟压力法采
用更多。但由于渗流过程中凝析油析出和堆积机理还不太清楚，要定量描述很困难，因此影响了试井模型，使其具一定的不确定性。
国外2000年Gringarten在研究凝析气藏试井解释时，首次根据凝析气藏试井曲线解释结果建议性的提出了四区流动模型（表3）：
表3 凝析气藏四区流动模型
国内谢兴礼等人对凝析气井的流动特征及产能分析也做了大量的工作，但当前的渗流模型主要是以三区流动模型为主，所谓的三区模型：I区为靠近井筒附近，该区域内井底流压低于露点压力，凝析油饱和度大于凝析油临界流动饱和度，能与气体同时流动，为油气两相同流区；III区为远离井筒直到气藏外边界，该区域的压力高于露点压力，为单相气流动区；II区介于I区和III区之间，压力低于露点压力，有凝析油析出，但凝析油饱和度小于凝析油临界流动饱和度，故反凝析油不能流动，为单相气流动区。
凝析气井产能分析技术已基本形成，一点法、系统分析方法和各种试井方法确定产能已得到应用。但是，凝析气藏在开发过程中表现出复杂的渗流动态特征，与国外的四区流动模型相比，国内的三区流动模型尚不能很好的反映凝析气藏的渗流机理。同时，由于近井地带凝析油析出机理和污染描述困难，所以产能计算的准确性还有待进一步的提高。
4.3 凝析气藏渗流规律及油藏数值模拟研究
（1）常规渗流规律已基本建立，并建立了相应的计算软件系列，在油藏和干气藏渗流方面已开展了非线性渗流、流固耦合渗流、双重介质渗流、分形渗流、随机渗流等研究。但还不够完善，在凝析气藏的渗流中，由于存在相态变化和组分传质现象而使问题变得更为复杂，研究较少。
（2）通过多年的攻关，国内外已建立了描述物理化学渗流的组分模型油藏模拟软件系列，如VIP、CMG以及西南石油大学自行研制的拟四组分数模软件等大型国内外组分模型数模软件。这些软件功能全，使用方便，但在考虑吸附、多孔介质对相态影响、多相平衡、流固耦合渗流、非线性渗流、一体化数值模拟等方面还有待发展，因为这些理论都还在发展之中。
4.4 凝析气藏循环注气开发技术
早在20世纪30年代，美国已经开始采用间歇注干气保持压力的方法开发凝析气藏，80年代又发展了注氮气技术。前苏联主要采用衰竭式开发方式，也采用各种屏障注水方式开发凝析气顶油藏。注水开发凝析气藏目前已经在北海地区进行探索。
国内凝析气藏循环注气开发时间较晚，其中塔里木柯克亚凝析气藏和大港大张坨凝析气藏循环注气试验的成功，为我国凝析气藏的注气开发积累了有益的经验，前者凝析油采收率比衰竭式开发提高18.2%，而后者提高14.9%，均取得了明显的经济效益。另外，富含凝析油的牙哈凝析气藏也进行了循环注气开发，预计循环注气凝析油采收率达到54.7%，比衰竭
式开发提高采收率25%以上，标志着我国循环注气的水平上升到一个新的台阶。但在高含蜡的凝析气藏注气过程中的蜡沉积机理还认识不够，需要进一步开展相关的研究。
5凝析气藏开发今后的研究方向
凝析气藏开发技术的发展现状表明，凝析气藏开发有其特殊性和相当的难度。今后凝析气藏开发探索和研究的主要方向有：凝析油析出的污染机理研究；凝析气藏开发方式探索；凝析气藏开发方式和注入介质的经济技术论证；深层压裂改造、气层保护和水平井技术研究；深层凝析气相态研究；异常高压凝析气藏的渗流研究以及深层凝析气藏综合开发技术等。
参考文献
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答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。 （2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。 （3）递减阶段：随差开采，当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时，产气量明显下降，递减速度快。
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答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。（2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。
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。
储气库井生产动态分析方法及应用
储气库井生产动态分析方法及应用 随着天然气的普及和消费量的不断增加，地下储气库的建设越来越紧迫，在数据库设计建设过程当中，存在着很多技术挑战，以保证数据库的安全，注采井的安全是地下储气库安全运行的重要依托，国内外有大量对于储气库安全的研究，而且很多研究着眼于井下的管串安全，储气库注采经验表明出砂对储层的长期有效运行造成威胁。笔者根据自身的工作经验，分析了储气库井生产动态分析方法和应用。 标签：储气库井；生产动态；分析方法；应用 近百年以来，地下储气库经过不断的建设发展，已经成为各国天然气的主要存储方式和重要调峰手段，2000年，我国建立了第一座储气库，保证了京津地区的天然气的稳定供应，随着我国对于天然气需求量的不断增加，储气库建设必须紧随时代发展，满足日益增长的消费量。我国的储蓄库建设面临着很多的技术挑战，例如，建设管理体系处于起步阶段，缺乏研究和实践经验，在储气库注井井筒温度压力调整的过程当中，周期性变化不均，缺乏完善的管理体系与监督体系。因此，在储气库的建设和管理过程中，我们需要借鉴其他国家的先进经验，及时发现我国存在的问题，在生产运行过程当中重视技术的创新，来保证储气库的安全和有效运行。 1 储气库井生产动态研究现状 我国的储气库建设技术，包括地质方案，施工技术，废弃井封井技术，钻井、固井、完井技术，钻井液技术和储层保护技术，这些技术对于储气库建设的每一个环节都会产生很大的影响。 储气库井注采出砂预测研究：储气库建设的过程中，储层未被打开之前，内部系统处于力平衡状态，储层一旦被打开，周围的应力系统会发生变化，岩石颗粒所承受的应力也会变得不平衡，这时如果应力超过岩石，自身的抗压和抗剪程度变小，延时就会发生变形，在进行油气井生产时，流体流入井底，将地层砂带入井底，导致出砂现象的出现，岩石破坏导致储层出砂的机理包括三种：滑移次生破坏、剪切破坏和拉伸破坏。油井地层的出砂原因有很多，一是地层中充填砂在流动粘滞力和惯性作用的影响下被动的流入井底，引起油气井出砂现象，二是由于岩石超过其及耐受强度而被破坏，产生的松散砂，被地层流体带入到井底之中，也引发油气井出砂现象，滑移次生破坏是导致充填砂进入井底出沙的重要原因，而剪切和拉伸的影响，则导致延时超过极限强度，出现松散砂流入地层的现象。 2 储气库出砂的影响因素 2.1 地质因素
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
气藏气井生产动态分析题改图之欧阳家百创编
气藏气井生产动态分析题 欧阳家百（2021.03.07） 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录
答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。 （2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。 （3）递减阶段：随差开采，当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时，产气量明显下降，递减速度快。