第八章气藏开发动态监测分析和管理.doc

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第八章 气藏开发动态监测、分析和管理
提示 气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心,它贯彻于气田开发的始终。分析的主要内容包括：气藏连通性、气藏流体性质、驱动方式、储量、气藏及气井生产能力和规模、储量动用程度及剩余资源潜力和采气工艺措施效果及井况等分析，并进行超前预测。而其中,储量核实、产能分析和驱动方式的确定尤为重要。所采用的技术应该是综合的、多学科的和静动结合的。计算机和网络技术迅速发展的今天，气藏动态监测、分析和管理要最后落实到开发动态信息管理系统(广义讲应为气田经营管理信息系统)建立上。
第一节 气田、凝析气田开发方案编制流程
气田、凝析气田（藏)开发大致可分为三个阶段:详探阶段、试采阶段和编制开发方案及实施阶段。气田开发模式大致可分产气量上升期、稳产期和递减期。我国气田、凝析气田开发正在走上合理、科学开发的道路，一个气田、凝析气田投入开发以前都必须编制开发方案.在勘探阶段，也提倡开发早介入,在少量探井、勘探评价井取全取准资料的基础上，对气田作出初步评价,勘探人员和开发人员结合，共同编制气田开发概念设计.
气田开发好始于有个好的开发方案。所以在讲述气藏动态分析以前,要让大家对开发方案的内容和流程有个概念性的了解,结合我国气田、凝析气田开发实践，参照原中国石油天然气总公司有关规定、规程和我们的经验，我们介绍了原开发方案编制的参考工作流程（见图8—1）。
第二节 概论
编好气田开发方案很难，但进行长期的气藏动态分析更难.
气藏动态监测、分析和管理是气田开发管理的核心，它贯彻于气田开发的始终，涉及面很广。只有掌握气井、气藏的开采动态和开发动态，研究分析其动态机理,不断加深对气井、气藏的开采特征和开采规律的认识，才能把握气田开发的主动权，编制出最佳的开发调整方案、开采挖潜方案和切合实际的生产规划，实现高效、合理和科学开发气田的目的，并指导下游工程的健康发展。
动态分析的核心内容是通过对气田开发全过程的跟踪模拟和优化，达到全气藏开发指标总体最优和单井开采工艺参数组合的最优,重点要求回答以下问题:
1、储层、井间是否连通？压力系统、水动力系统是否统一？气水、或油气等边界是否确定？
2、开发方式是否合理?天然能量是否充分利用？气藏的驱动方式如何?如果存在边水或底水，水体活动规律又是如何？它对开发过程有何影响?
3、对于裂缝性气藏，裂缝的发育特征与规律是什么?在开发过程中又起什么作用？
4、井网、井距和井数等布井方式是否合理？是否既能控制住可采储量，而且又能符

气藏描述
气藏动态地质特征研究
气藏静态地质特征研究
生产管理及劳动组织
容积法计算储量
动态法核实储量
气田地面建设工程研究
开发方案的设计
气藏工程研究
采气工程设计
气藏数值模拟和对比方案技术指标计算
技术经济分析和方案优选

推荐方案的实施要求
构造
区域地质及油气田概况
流体性质
储层
储集空间
渗流物理
特征
地层压力和地层温度
气藏压力系统
气藏类型
试井分析
试采分析
国内外同类气田开发经验调查

图8-1 气田开发方案编制流程

一、地理
1、地理位置:所属省、市（自治区）、县、乡（镇）或海域，经纬度
2、交通(气田地理位置图)
3、气候(年温度、风力及降水量曲线)
4、水源(区域水文地质地理图）
5、与气田开发有关的经济状况
二、区域地质构造
1、所处的沉积盆地,大地构造单元，圈闭形成时期（区域地质构造图）
区域地质及油气田概况
2、地层层序(地层表）
3、含油气层系，生储盖组合（综合柱状剖面图）
4、沉积类型
三、勘探成果和开发准备程度
1、发现井，发现方式，层位，井深，产能
2、地震方法，工作量，测线密度及成果（地震测线布置图及标准剖面图）
3、探井、资料井(评价井）密度,取心及地层测试情况，取心及岩芯分
析工作量表（勘探成果表、图）
4、试井、试气及试水成果（成果表、图）
5、试采情况（试采曲线）或试井成果图表

一、构造形态，圈闭类型，面积，构造圈闭的闭合高度
构造
二、气藏在圈闭中的位置（气藏构造平面图,纵横剖面图）
三、断层分布(断层数据表)
四、裂缝分布

一、层组划分（层组，层序对比表）及划分依据
二、岩性,岩石名称，矿物组成，胶结物类型,固结程度
三、结构构造：粒度，磨圆度，分选，层理等(粒度表，曲线,照片）
储层
四、厚度及产状（总厚度，单层厚度）,层段,层状（薄层，厚层,块状）
（储层厚度表,有效厚度表）
五、分布:连续性，稳定性，(储层厚度等值图）、(有效厚度等值图)、（水
域厚度等值图)
六、沉积相分析（沉积相分析图)，单井及平面划相依据
七、粘土含量和粘土矿物组分
八、成岩后生作用
九、砂体分布(砂体平面分布图）
十、隔层、夹层（岩性,厚度,稳定性,渗透性及膨胀性)（夹、隔层数据表， 夹、隔层平面分布图）

一、空间类型：孔隙型，溶洞型，裂缝型或混合型等
二、孔缝洞分布及成因类型（原生或次生）
储集
空间
三、孔隙连续性及裂缝发育情况
四、孔隙结构：孔隙半径,孔喉比,毛管压力曲线（曲线图、表）
五、总孔隙度，有效孔隙度等
六、空气渗透率，有效渗透率，垂直与水平渗透率（渗透率等值图）
七、孔隙连续情况及非均质性
八、储层分类，分类成果及标准（汇总表）

一、油气水的物理化学性质，化学组成
二、油气水关系（包括边、底水,夹层水，气顶气，夹层气，纯气层等)
三、含油、气、水饱和度（饱和度等值图）
四、油气、油水或气水界面的深度及产状（油气水关系剖面对比图，油气、
气水过渡带的产状及厚度）
流体
性质
五、原油高压物性(原始油气比，溶解系数,饱和压力，压缩系数、体积
系数，油层条件下原油密度和粘度,气水比等）（物性表及曲线)
六、若为凝析气田：凝析油密度，相对分子量，族组成，馏分，气井产物
组成，分离器气体和油罐气组成,凝析油组成，原始油气比，油罐气油比
地层温度下等温衰竭线、等组成膨胀线,和初始凝析压力、最大凝
析压力，分离器温度下最大凝析压力，凝析油含量变化（相图等)

渗流物理特征
一、储层岩石表面润湿性
二、气水、气油、油水相对渗透率（分层组的相对渗透率图）

地层压力和地层温度
一、地层压力，压力系数，压力梯度（地层压力与深度关系曲线）
二、气藏温度,地温梯度,流温梯度

一、气藏数及纵向分布
气藏类型
二、气藏含气范围，含气高度，气水（油）界面
三、驱动方式（类型）
四、边、底水的水体范围

气藏压力系统
一、井间、气藏内部、层间连通情况
二、气藏压力系统的划分

试井分析
一、气井生产能力的确定
二、试井资料的处理,地层参数的确定(附图、表）
三、气井生产制度的分析

一、不同时间气水界面分析
试采分析
二、气藏驱动方式(类型）分析
三、产量、生产压差、油气比、水气比,试采中压力、产量变化情况
四、低产能气层改造效果分析

一、储量计算方法确定、历次计算过程
容积法计算储量
二、储量参数确定:
1、面积
2、有效厚度及下限标准
3、孔隙度(等值图）
4、含油、气、水饱和度(等值图）
5、体积系数
6、Z
7、气层、地面温度；气层压力
8、气藏废弃压力的确定和采收率估计
9、计算结果(储量计算大表）

一、开发原则
二、开发方式
1、利用天然能量开发的可行性
2、人工补充能量的必要性
3、注气方式分析和论证
三、层系井网
1、层间非均质性分析（岩性，物性，沉积相，流体性质，水动力系统等差异)
2、层系组合,控制储量和产能分析
3、不同井网对储量控制的分析（井网设计图)
四、层、井投产程序
气藏工程研究
五、采气速度和稳产年限
1、单井产量的确定，试井试采分析即气井合理生产制度的确定
2、开采速度，稳产年限
3、开发规模的规定
4、设想方案特点
六、钻井、完井和测井
1、井身结构和套管程序
2、钻开气层的钻井液
3、固井结构
4、丛式井、定向斜井以至水平井论证及设计
5、套管防腐
6、完井
钻开程度及性质、完井方式、射孔方案、改善井底完善程度的措施
7、测井系列选择及依据，测井解释系统
七、开发过程预计
1、开发阶段划分
2、采出程度，稳产年限
3、各开发阶段主要技术指标，开采要求
4、气藏枯竭标准，废弃压力的确定
5、最终采收率和可采储量
一、确定井下工艺措施
根据井和气藏具体情况确定气井采气工艺措施如：
1、凝析气井开采工艺
采气工程研究
2、排水采气工艺
3、堵水工艺
4、含硫气井开采工艺
5、分层开采工艺
6、增产工艺
7、防砂、防垢、防水合物工艺
8、修井工艺
二、提出工艺试验方案和技术装备
三、措施、工作量安排
一、地面配套工程系统
1、油气采输系统
油气水分离、计量
油气管道输送要求
增压站的建设
防腐、防水合物
气田地面建设工程研究
自动化
2、矿场处理
常温处理
低温处理
脱硫、脱二氧化碳
地层水处理及综合利用
二、矿场民用建设
电水
通讯
道路
交通
供应
机修
民用建设
三、设备、材料,规格型号，数量要求

动态法核实储量
一、压降法
1、各点地层压力
2、相应累积产气量
3、体积系数
4、气体偏差系数
5、压降储量（图、表)

气藏数值模拟和对比方案技术指标计算

技术经济分析和方法优选
一、方案特点
推荐方案的实施要求
(井位部署图，阶段指标汇总表）
二、方案指标
（指标汇总表，方案指标预测表）
三、单井工作制度的确定
四、钻井、基建投产程序
五、开发试验的安排与要求
六、资料录用要求
动态监测系统(项目及周期表）
七、增产措施的工作量
（方案实施工作量表）

一、推荐方案对比
二、数值模拟计算
1、参数初值
2、参数场
3、地质模型的确定
4、数值模拟
5、历史拟合结果及认识
6、指标预测

图8—1 (续）

合少井高产的原则？单井的产能如何？如何对每口井进行合理配产？
5、层系划分是否合理？每口井、每一层的供气能力与井的排气能力是否协调？如何实现最佳开采？
6、气井工程上有什么问题？采取何种措施？效果和经验教训？
7、对处于不同开发方式的气藏在不同开发阶段，气井应采取何种工艺措施来改善开采条件、提高整体开发效果？对各种工艺措施作效果评价。
8、如何选定适当的数值模拟模型，在历史拟合基础上，对单井及全气藏开采、开发动态进行跟踪数值模拟,并进行预测，从而给出最佳的开发调整方案或及挖潜方案。
一、气藏动态分析的主要内容
参照原中国石油天然气总公司气藏动态分析工作规范（草稿），归纳于表8—1中.

表8—1 气藏动态分析内容、目的和手段
编号
分析项目
分析内容
分析目的
主要分析手段

1

气藏连通性分析
1。储层纵、横向连通性
2。断层分布及分隔情况
3。压力与水动力系统
4。油气水分布边界
1。计算储量(容积法和压降法）
2.确定开发单元与布井方式
3.建立地质模型
1.综合应用地质、物探、测井、录井、试采和试井等成果
2.干扰试井、压力恢复试井、修正等时试井等
3。裂缝性气藏的地层倾角测井等

2

流体性质分析
1.流体组成及性质分布差异性分析
2.开发过程中流体组成变化特征分析
3.特殊气藏气体组成分析
1。为开发部署、地面工程设计、下游工程规划提供依据
2。提出开发调整与采气工艺措施类型
3。判断气藏类型
1．常规取样
2。凝析气藏流体井口取样及地层条件下流体容积性质和相态性质实验分析

3

储量核实
地质储量
可采储量
单井控制储量
1．提高储量级别
2。确定开发规模、地面工程和下游工程准备
3。为数模、动态分析、开发效果评价提供依据
1。根据综合方法和不断加深的资料用容积法计算储量
2。用物质平衡法核实动态储量
3。用试井方法确定单井控制储量

4

驱动方式分析
1.分析确定气藏驱动方式
2.水驱气藏边界条件分析,产水观测井产量、压力及水面变化，分析判断水源、侵入机理、水侵速度，计算水侵量
1.为制定开发方案提供依据
2。确定气藏采气速度、布井方式和气井合理生产制度，制定技术政策
3．为数值模拟提供依据
1.压降曲线、生产曲线对比、分析采气速度与压降速度
2.分析观测井地层压力变化趋势，气水界面变化趋势
3.生产测井

5
气井、气藏生产能力分析
1。气井绝对无阻流量、采气指数
2。气藏高、中、低渗透区产能分布特征
1.为气井、全气藏合理配产提供依据
2。确定井网合理性及调整井井位
1．日常油气水生产动态资料
2。关井压力恢复试井、系统试井
3。地层测试成果
4。压降曲线

6

气藏开采状况、储量动用程度及剩余资源潜力分析
1。压力系统变化、层间窜流及地层水活动情况
2.单井、分区块全气藏采气量、采出程度
3。剩余可采储量分布与未动用潜力预测

1。复核动态储量，
2.调整产能布局
3.确定稳产年限、阶段采出程度和最终采收率

1。分井 、分区产量统计分析
2分析不同时期的压力等值图
3利用生产测井、水淹层测井、油气水界面监测成果，绘制生产剖面
4.压降曲线

7

钻井，完井与采气工艺措施效果分析
1。钻井井斜、井眼变化，井底污染状况
2.完井方式、射孔完善程度
3.产液、带液能力与管柱摩阻损失
4。井下油套管破裂、井壁垮塌与产层掩埋情况
5。修井、增压、气举、机抽、泡排、水力、喷射泵、气流喷射泵等工艺措施效果
1。为修井作业提供依据
2。为增产、提高采收率，采取适当的工艺措施提供依据
1．工程测井
2．试井分析
3．井口带出物分析
气藏动态分析技术是提供气藏开发全过程动态信息技术,目前国内外主要应用地震、地球物理测井、地球化学、气水动力学和气藏数值模拟等技术来分析气藏生产动态，并由点（气井)的监测、分析发展到对整个气田乃至成组气田开发过程实施全面监测和分析。
二、气藏动态分析的主要技术
1、地震技术
1）三维地震
该技术可有效地确定含气范围、气水边界、岩性变化、断层位置和裂缝带等.
2）垂直地震剖面(VSP)
该技术能确定断层、气水边界、裂缝发育方向和各向异性渗透方向。还能预测未钻开的异常高压层压力，为平衡钻井提供依据。
3）井间地震和随钻地震
目前已发展到把在钻井过程中钻头与地层相互作用产生的振动作为“震源”，获得储层和流体的信息.在开发过程中可定期用人工震源获取井间地质、储、渗参数和气水动态信息。
2、地球物理测井监测技术
近年来，利用测井技术可以识别裂缝，确定孔、渗参数在空间的分布和边、底水的层位.目前已能成功地监测气水界面活动和选择性水侵规律,为水驱气藏开采工艺的选择提供了可靠依据。
测井技术主要有中子法、脉冲中子法、电法、测井温、测流量和声波测井等六种方法。应用脉冲中子法划分气水界面比油水界面效果好,对碳酸盐岩气藏也有效。声波测井对砂岩和非砂岩均有较高的分辨率和可靠性.
3、地球化学检测技术
1）水化学方法
天然气中的凝析水矿化度很低,当地层水进入气井时，产出水的成分就会改变。如果系统地取样分析（如氯根含量、钾离子含量等),就能确定地层水流入量。当不同层位的地层水具有不同的矿化度和盐类组分时，就能测出水的窜流.当沿气水界面的水矿化度变化时，就能判断侵入气藏的主要方向。
2）根据凝析油性质变化监测气水界面
测定凝析油性质的指标有：粘度、折射率、密度、蒸发90％馏分的温度和凝析温度.当这些参数随时间增加时，说明气水界面正向气井推进，根据气水界面到井的距离和推进速度,便可预报气井水淹时间。
3）利用非烃组分浓度分布规律监测气水界面
含气层中H2S浓度的分布可定量地确定气藏面积上产能大小及分布范围。H2S浓度越高，单位地层储气能力越低,反之,孔隙中烃含量越高。CO2和H2S的浓度分布规律相同。含N2量最高的地区，含H2S量最低。气藏中氦等稀有气体分布规律大致与N2相同.研究表明，H2S含量向气水界面方向增加，大部含气层系中H2S含量随深度增加而增加，气液接触带附近H2S浓度急剧增加。
4）标度计算图快速监测法
已找出微量盐（溴、碘、钾、钠、铷、铵、锂等)之间的关系和相应的地层水中百分含量制成标度计算图，应用该图快速分析从井内带出液相中的微量盐浓度，从而对产出水
进行有效的监测。
4、水动力学方法
1)应用P/Z—Gp关系监测气藏动态
定容气藏开发过程中含气孔隙体积保持不变时,气驱的P/Z—GP图呈直线关系。在开发裂缝性、裂缝-孔隙性（碳酸盐岩)变形储层的气藏时,其含气孔隙体积都要减小，其P/Z—GP曲线要低于气驱关系直线。多数在水驱气藏的情况下，P/Z-GP曲线特征是，开始也与气驱一样,呈直线下降,但是，随着边水或底水进入气藏而使压力下降速度明显减慢，使P/Z—GP偏离气驱直线向上翘.开发过程中若存在气体窜流或漏失到上下部地层中去，P/Z—GP关系曲线可能比气驱线还要低。
八十年代以来，对P/Z—GP关系式偏离气驱直线诸因素的研究日趋深化，并找到校正各种因素的方法，还有人通过数值模拟研究，得到较有意义的结果，使之成为监测气藏动态的重要方法之一。
2）气藏数值模拟动态分析技术
随着气田开发难度增大,气藏动态分析的跟踪数值模拟技术有了很大发展，尤其是促进了非均质或致密气藏、水驱气藏和凝析气藏的数值模拟技术的发展。
3）试井技术
目前试井解释及监测技术已建立起适应各类气藏的典型图版和单井数值模拟方法。通过单井测试可监测井的完善程度、气层污染、储层变形引起孔、渗等参数减小对气井产能的影响;计算气井绝对无阻流量；确定气井合理的生产压差和产量，使气井和气层协调工作.
干扰试井和脉冲试井可确定两口或更多井之间储层的连通性及压力连通范围，计算气层传导率和储渗能力，它们适应非均质低渗透气藏的试井解释，并用此法确定裂缝分布及发育方位，此外，还发展了一系列不稳定试井方法.
4)音响试井技术
该技术能弥补由于岩性、泥浆等因素给测井带来的困难。深部音响水动力试井仪器不受岩性影响，也不受下油、套管的限制。气或水单相流动,以及气与水两相流动的声谱均不相同，通过井与地层连通的部位时,能接收到较大音响程度，以此来辨别气、水层位和能量大小。国内还未见用此类试井技术,俄罗斯莫斯科石油科技大学有此仪器。
第三节 气藏流体性质分析和油气藏类型的判断
流体性质分析的重要目的在于判断油气藏类型.地质上油气藏类型繁多,这里主要介绍与开发有关的几种类型，并着重于判别气藏和凝析气藏的类型。
一、气藏类型
根据地层烃类体系的组成和相态性质,气藏可分：干气气藏、湿气气藏和凝析气藏。
根据驱动方式，气藏可分：气驱气藏、弹性水驱气藏和刚性水驱气藏。刚性水驱实为弹性水驱的一个特例。
根据储层结构的不同，气藏又分为:孔隙性碎屑岩气藏和裂缝性碳酸岩气藏。
根据纵向剖面上产层的多少可分:单层气藏和多层气田。
本节主要介绍干气、湿气和凝析气气藏的相态特征和动态分析方法.
1、气藏定义
1）干气气藏
干气气藏的天然气中戊烷以上（）组分几乎没有，或者很少（0。0001—0。3%），甲烷以上气体同属物（C2—C4）〈5%(摩尔），相图很窄，在地面分离条件下没有液态烃.
2）湿气气藏
气藏天然气中重烃（）较凝析气藏少，相图不像凝析气藏那样宽阔,临界温度也变得很低，地层温度大于临界温度（Tc)和临界凝析温度（),在地层中不可能出现反(逆行）凝析现象。当地面分离条件（压力、温度）处于两相区内,则有少量液烃在分离器中析出。
3）凝析气藏
前面已经提到,凝析气藏是一种特殊的碳氢化合物矿藏，它与油藏的差别是:
1）在原始地层条件下,烃类体系所处的相平衡状态不一样。油藏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（上露点压力)时,油、气处于单相气相状态，C5以上组分（凝析油）也处于气相状态。
2）在油藏中原始气油比一般不超过600—700/t，而凝析气藏的气油比要大，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，对于干气气藏，地面只产天然气.
2）当地层压力降到初始凝析压力（上露点压力）以下时，会出现反凝析现象，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，有一部分残留在储层中,造成凝析油的损失。
凝析气藏可分为单相和两相两种。单相凝析气藏又分：(1）地层温度高于临界凝析温度（TM），参见图8-2 A点，在等温降压过程中地层烃类体系始终处于气相状态，不会有液态烃析出；（2）地层温度低于临界凝析温度但高于临界温度(Tc），地层压力高于初始凝析压力（Pd)(参见图8—2 B点)，这是最普遍的一种凝析气藏。Pd小于原始地层压力（Pi），地层烃类体系称不饱和的凝析油气体系，Pd接近Pi，称饱和凝析油气体系。两相凝析气藏分为带油环的凝析气藏和凝析气顶油藏（视油区和气区体积比例大小定名油藏还是气藏）。一般说，当凝析气藏存在油环时，Pd接近于Pi，也就是说在油气界面处Pd≈Pi≈Pb（泡点压力）。图8-3绘出了逆行凝析气顶和非逆行凝析气顶两种气顶气与油环的示意相图。由于发现时气顶气与油环处于相平衡状态，因此油的泡点线与气的露点线在发现条件时应是相交的。从油藏角度说,如果所确定的泡点压力与油藏发现压力基本相同，那么我们将预料,油藏会有伴生气顶，如果预算的泡点压力比油藏发现的压力(Pi）低10%以上,那么我们有理由推测，该油藏是未饱和的,并且不会有气顶存在.必须指出，也有例外，如委内瑞拉埃尔特叶罗地区圣大巴巴拉油田的烃类流体是极不寻常的，气层后,它以组成随深度发生变化为特征的,油气界面两边，参见文[1]。在我们承担哈萨克斯坦凝析气顶油田研究中也遇到这种情况。我国大庆、中原、新疆也发现过类似情况。本文为互联网收集，请勿用作商业用途本文为互联网收集，请勿用作商业用途
油气藏类型中还有一种挥发性油藏，在我国新疆地区已有发现，地层温度在临界点附近（离临界温度变化5℃左右)，当压力降到饱和压力以下时,开始从液相中分离出气泡,进一步降压，则气体愈多，但因靠近临界点附近，只要重烃含量稍有一点变化，也就可能产生反凝析现象，所以很难确切判断这种油气藏的类型。
法国定义挥发性油藏大致是：(1）地层温度接近临界温度；(2)C2—C10组分含量高，一般黑油，组分含量在20％（摩尔)以上，在12。5%以下就很少呈液相， 12.5—20%可定为挥发油相的含量；<4%,可判为湿气相；〈1%可判定为干气相。含量在12.5—4％之间，即介于挥发油及湿气间，经常会出现反凝析现象.

图8-2 油气藏流体PT相图

图8-3 气顶气与油环的相图
a) 反凝析气顶 b）一般气顶

法国对油气藏的分类可参照表8—2。

表8—2 油气藏分类（法国）
油气藏类型
项 目
黑 油
挥发油
凝析气
湿 气
干 气
原始生产气油比(m3/m3）
〈312
312-570
>570
〉2670
〉17800
油罐油相对密度
>0
〈0.8215
<0。8251
〈0.7022
无液
油罐油（°API）
<46
〉40
〉40
>70
无液
储层中相态转化点
泡点
泡点
露点
—
—
油罐油色泽
黑
有色
色淡
无
无
%（摩尔）
>20
20—12。5
〈12.5
<4
<0。7
原油泡点体积系数
<2。0
〉2.0
—
—
—

2、凝析气藏的气油比（划凝析油含量)
凝析气藏按气油比（或凝析油含量）分类，至今未见有统一的标准,建议参考以下标准:低含凝析油的凝析气藏：5000<GOR（凝析气油比）〈18000/,45<CN(凝析油含量)〈150 g/；中等含量凝析气藏：2500<GOR<5000 /,150〈CN<290g ；高含凝析油凝析气藏：1000<GOR<2500/,290〈CN<675g /;特高含凝析油凝析气藏:600〈GOR〈1000 /，675〈CN〈1035g/.
世界上有许多含量超过1035 g/的富凝析气藏。见到的有在1500 g/ m3以上的.美国加利福尼亚卡尔-卡尔纳（Cal Canal）凝析气田，致密超高压，凝析油含量达1590/ m3；美国Anschutz Ranch凝析气田凝析油含量1536。8/;欧洲英国北海北、南Brae凝析气田凝析油含量1459/ m3。印度尼亚还有个很特殊的凝析气田(Arun),平均净产层厚153.31m，气井含15％CO2、少量N2和微量H2S，还含有极微量水银，气体中在原始地层条件下含5.9％（摩尔）水蒸气.单井产量很高，个别井达6。05×/d,下7″油管,绝对无阻流量达28×/d.
4、凝析气藏气井产出物（又称井流物）特点
1)（甲烷含量％）一般为75—90％;
2） 含量一般为（％）7〈（%）<15；
3） （干燥系数）10—20之间；
4) (湿度）一般为6—15之间；
5)分离器气体相对密度（对空气）一般为0.6—0。7;
6)油罐油相对密度(对水）一般为<0。8；
7) 动力粘度μ（地面）〈3mPa。s，前苏联凝析气田凝析油20℃时的动力粘度在0。64—1.67mPa。s之间，平均1.00mPa。s，我国凝析油的动力粘度（30℃）为0。37-1。88mPa.s；
8） 凝固点，一般〈11℃，个别也有很低的，如前苏联尤比列依凝析气田，其凝固点为－76℃，我国板桥沙河街组凝析油为11℃;
9) 初馏点,一般〈80℃，而且200℃馏分>45%;
10） 含硫量一般〈0。5%；
11） 含蜡量一般〈1.0％；胶质沥青质一般<8%。
5、凝析油气体系分类
1） 以甲烷为基础的凝析油气体系，这类体系目前占绝大多数；
2）以CO2为基础的凝析油气体系，美国卡罗拉达州南马加罗姆气田，井深1520—1630m，气体组成（未特别说明均为摩尔（体积）含量%,)：CO2-91.9；C1—1.7；N2—2。9；（C2—C4）—3。5，凝析油含量31.6 g/；前苏联西西伯利亚塞米奥维托气田埋深1816—1765m,CO2-73.1，C1—18.5，C2-C4—2。27，N2—5.77（％），凝析油50/.
6凝析油分类
1）因馏分组成和族组成的不同，凝析油相对密度可在广泛的范围变化（0。66—0。84）。它由沸点较低的烃类组成，在300-350℃左右几乎全部沸腾，凝析油的基本部分（60-80％）在200℃前沸腾，主要是汽、煤油馏分，有些埋深的凝析油主要是煤油馏分,汽油馏分小于50％.
2）按族组成分，绝大部分为烷烃类凝析油，但也有不少的凝析油芳香烃和环烷烃所占比例不小,凝析油的族组成与埋藏深度、气体衬托的原油特点有关。随着埋藏深度的增加,。环烷烃和芳香烃在气相中的溶解度增加。
3）不带油环的凝析油一般不含蜡。我国塔里木牙哈凝析气田和大港千米桥深层凝析气藏含蜡量都较高。大多数含硫量在0.01—0.05% 范围变化。
4）凝析油还有饱和凝析油、商品凝析油和稳定凝析油之分。饱和凝析油指未经稳定的液态烃类，它处于一定的压力之下(如分离器压力），溶有气体（包括丙、丁烷），地层中和地面高压分离器中析出的就是这种油。商品凝析油指比较完全分离气体以后的液态烃类产品。稳定凝析油又称脱掉丁烷以后以上组分的液态凝析油。
二、判断油气藏类型的方法
气田开发与凝析气田开发有许多不同，凝析气田的主要特征是存在反凝析现象,它给这类气田开发带来许多特殊问题，如：必须研究凝析油气体系在高温、高压下的相态变化规律;要研究保持压力的可能性和提高凝析油最终采收率的方法；要进行带传质交换的物理化学渗流的实验和数值模拟研究；要确定回收更多凝析油的地面流程和生产制度.所以，在探井获得工业性的油气流以后就需要尽快确定油气藏类型，确定是不是凝析气藏？带不带油环?其方法有二：
1）不失时机地获取有代表性的凝析油气样品,并在实验室高压物性装置上测定油气体系相图（如图8-2的PT相图),根据原始地层压力和地层温度值确定其在相图上的位置，这是最直接、正确和可靠的方法,其他像井流物组成特点等仅供参考。对于凝析气藏，现仍然认为复配的分离器油气样品比井下取样更具代表性（国外已有能取上更有代表性样品的新井下取样器，情况可能转化）,相对也较方便.要取样一定要在开发初期气井刚投产时取样，因为凝析气藏各井井流物组成随时随地会发生变化的。取样前还必须进行气井产量的调节,调节到最佳的和稳定的生产制度下取样（参见本书第三章）。
2)目前还采用大量的凝析气藏、气藏和油藏的油气体系组成实际资料应用数理统计方法，从中找出一些参数指标，以此来判断凝析气藏,并推测有没有油环。详见文[1—3].
第四节 气藏驱动方式（类型）分析
一、气藏驱动方式（类型）
油、气渗流过程是一个动力克服阻力的过程，油、气藏的驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要地层能量形式。
在油藏的开发过程中，地层能量主要有：1)在重力场中液体的势能；2）液体形变的势能；3）地层岩石变形的势能；4）自由气的势能；5）溶解气的势能。大家知道,油藏的驱动方式是指在油藏开发过程中驱油依靠的主要能量形式.根据主要能量形式,油藏驱动方式可分：水压驱动，弹性水压驱动，气压驱动，溶解气驱动和重力驱动。以前在确定气藏驱动方式时也沿用了油田的概念。但也有人认为，这个定义对气田不完全适合,因为，从气田开发的实践中得出，不管水的活跃程度如何，气体本身的压能总是促使气体流入井底的主要动力之一,大部分气藏，尤其在初期，常在气驱方式下开发。因此气藏的驱动方式，不仅要考虑主要的驱气动力，而且相当重要的要考虑在开发各阶段的气藏的动态变化和气藏与周围供水区的相互作用，气藏的动态变化又主要指气藏压力和储气孔隙体积的变化。

图8-4 P/Z—Gp关系图
气藏的驱动方式可分:
1、气压驱动
在气藏开发过程中，没有边、底水,或边、底水不运动,或水的运动速度大大跟不上气体运动速度，此时，驱气的主要动力是气体本身的压能，气藏的储气孔隙体积保持不变，地层压力系数（又称视压力）P/Z与累积采气量GP呈线性关系（如图8—4）。采气速度对最终采收率无影响，但采气速度、稳产年限和稳产期采出程度有个合理配置关系。压缩机开采阶段要提前来到。
2、弹性水驱
在气藏开发过程中,由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响就大，气藏的储气孔隙体积要缩小，地层压力下降要比气驱缓慢。这种驱动方式称弹性水驱，供水区面积愈大，压力较高的气藏出