凝析氣藏開(kāi)采理論與技術(shù)張繼成東北石油大學(xué)20161213

第四章

凝析氣藏開(kāi)采理論與技術(shù)

第一節(jié)流體相態(tài)特征及油氣藏分類(lèi)

凝析氣藏：是在一定地質(zhì)條件（儲(chǔ)層、烴類(lèi)組成、溫度、壓力等）下形成的氣態(tài)礦藏。凝析氣組成中含有標(biāo)況下為液態(tài)的C5以上烴類(lèi)，在等溫降壓過(guò)程中存在反凝析現(xiàn)象。是復(fù)雜類(lèi)型特殊氣藏。凝析氣中凝析油含量一般在30~1000g/cm3之間。

C1~C4在標(biāo)準(zhǔn)條件下為氣態(tài)，是天然氣主要成分。C5~C16在標(biāo)準(zhǔn)條件下為液態(tài)，是油和凝析油主要成分。C17以上在標(biāo)準(zhǔn)條件下為膏狀或固態(tài)，其中石蠟油大致為C18~C24，石蠟大致為C25~C35，其余為固態(tài)殘留物膠質(zhì)、瀝青等成分。與黑油相比，凝析油具有以下特點(diǎn)：（1）C5~C16組分占絕大多數(shù)（2）沸點(diǎn)小于200℃的汽油餾分（C6~C12）含量高（3）多數(shù)凝析油中瀝青質(zhì)、硫和蠟含量低（4）組成中包括烷烴、環(huán)烷烴和芳香烴，通常以烷烴為主（5）密度一般在0.66~0.84g/cm3之間干氣與濕氣：烴氣（烴類(lèi)氣體）主要為C1~C4的烷烴，即甲烷到丁烷。其中CH4為甲烷，C2+為重?zé)N氣（2個(gè)碳數(shù)及以上的烴氣）。CH4≥95%、C2+<5%的烴氣，稱(chēng)干氣，又叫貧氣。CH4≥95%、C2+>5%的烴氣，稱(chēng)濕氣，又叫富氣。一、P-T相圖典型P-T相圖從低溫到高溫，由不同溫度下的泡點(diǎn)組成的連線稱(chēng)為泡點(diǎn)線，對(duì)應(yīng)的壓力稱(chēng)為泡點(diǎn)壓力。典型P-T相圖由不同溫度下的露點(diǎn)連成的線稱(chēng)為露點(diǎn)線，對(duì)應(yīng)的壓力稱(chēng)為露點(diǎn)壓力。典型P-T相圖由泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線一起構(gòu)成了P-T相圖中的相包絡(luò)線，在包絡(luò)線上的點(diǎn)統(tǒng)稱(chēng)飽和點(diǎn)。典型P-T相圖泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線的連接點(diǎn)稱(chēng)為臨界點(diǎn)，用C表示，該點(diǎn)的壓力、溫度稱(chēng)為臨界壓力(Pc)和臨界溫度(Tc)。典型P-T相圖相包絡(luò)線上最高的飽和壓力點(diǎn)稱(chēng)為最大飽和壓力(用pmax表示)。如果pmax位于臨界點(diǎn)的左方，稱(chēng)為最大脫氣(泡點(diǎn))壓力；如果pmax位于臨界點(diǎn)的右方，稱(chēng)為最大凝析(露點(diǎn))壓力。典型P-T相圖相包絡(luò)線上的最高溫度點(diǎn)稱(chēng)為最大飽和溫度，用Tmax表示，在絕大多數(shù)情況下，Tmax點(diǎn)處于露點(diǎn)線上，又稱(chēng)最大凝析溫度。典型P-T相圖當(dāng)凝析氣藏儲(chǔ)層壓力等溫降至露點(diǎn)以下時(shí)，隨壓力繼續(xù)下降，凝析液反而不斷增多，該現(xiàn)象稱(chēng)為反凝析現(xiàn)象。典型P-T相圖達(dá)到一個(gè)最大點(diǎn)時(shí)，反凝析現(xiàn)象終止，這一壓力稱(chēng)為最大反凝析壓力。從Tc到Tmax之間每一溫度下都有一個(gè)最大反凝析壓力點(diǎn)，這些點(diǎn)的連接曲線與露點(diǎn)線形成的封閉區(qū)域，稱(chēng)作反凝析區(qū)。典型P-T相圖二、油氣藏的分類(lèi)（a）干氣藏（b）濕氣藏（c）凝析氣藏（d）近臨界態(tài)凝析氣藏（e）揮發(fā)性油藏（f）黑油油藏（a）干氣藏（b）濕氣藏（c）凝析氣藏（d）近臨界態(tài)凝析氣藏（e）揮發(fā)性油藏（f）黑油油藏不同類(lèi)型油氣藏在相圖上位置示意圖油藏氣藏干氣濕氣常規(guī)凝析氣近臨界態(tài)油氣揮發(fā)油常規(guī)油重油反凝析區(qū)pmaxTmaxCTp三、凝析氣藏的分類(lèi)（1）純凝析氣藏

（2）凝析氣-油藏指凝析氣頂與油環(huán)共存的凝析氣藏。凝析氣-油藏按油氣分布結(jié)構(gòu)分為5種類(lèi)型。油氣和油水界面有4條內(nèi)外邊界線存在純油區(qū)油氣界面油水界面油水內(nèi)邊界線處于油氣外邊界線以?xún)?nèi)不存在純油區(qū)底油襯托含氣區(qū)有1條油氣邊界線和2條油水邊界線存在純油區(qū)底油襯托含氣區(qū)有1條油氣邊界線和2條油水邊界線油水內(nèi)邊界線處于油氣邊界線以?xún)?nèi)不存在純油區(qū)氣頂?shù)姿畨K狀凝析氣-油藏油氣和油水邊界線各只有1條氣油水第二節(jié)凝析氣藏的開(kāi)發(fā)方式凝析氣藏開(kāi)發(fā)方式:衰竭式開(kāi)發(fā)保持壓力開(kāi)發(fā)一、衰竭式開(kāi)發(fā)方式

降壓開(kāi)采優(yōu)點(diǎn)：簡(jiǎn)單、低耗，對(duì)開(kāi)發(fā)工程設(shè)計(jì)及儲(chǔ)層條件要求低，容易實(shí)施。缺點(diǎn)：凝析油采出程度低。適用條件：（1）原始地層壓力大大高于凝析氣藏初始露點(diǎn)壓力，可以充分利用天然能量，采用先衰竭開(kāi)采一段時(shí)間，直到地層中壓力接近露點(diǎn)壓力。（2）氣藏面積小、儲(chǔ)量小、開(kāi)采規(guī)模有限，保持壓力開(kāi)采無(wú)經(jīng)濟(jì)效益。（3）凝析油含量低。（4）地質(zhì)條件差。（5）邊水比較活躍。（6）對(duì)一些具有特高壓力的凝析氣藏，當(dāng)前注氣工藝尚不能滿(mǎn)足特高壓注氣要求而又急需開(kāi)發(fā)的，只能采用衰竭式方法開(kāi)發(fā)，待氣藏壓力降到一定水平才有可能保持壓力開(kāi)采。二、保持壓力開(kāi)發(fā)方式1、適應(yīng)條件

（1）儲(chǔ)層較均質(zhì)，較大范圍內(nèi)連通性好，有較大的油氣儲(chǔ)量。（2）市場(chǎng)對(duì)天然氣需求有限，或天然氣價(jià)格低。（3）循環(huán)注氣能夠大幅度提高凝析油采收率。（4）系統(tǒng)評(píng)價(jià)有效益。2、優(yōu)缺點(diǎn)優(yōu)點(diǎn)：提高凝析油采收率。一方面注氣彌補(bǔ)采氣造成的地下體積虧空，保持了地層壓力，使地層中烴類(lèi)系統(tǒng)幾乎始終保持在單相氣態(tài)下滲流，采氣井能在較長(zhǎng)的時(shí)間內(nèi)以較高的油氣產(chǎn)量穩(wěn)定生產(chǎn)；另一方面，由于注入劑驅(qū)替作用，使更多的高含凝析油的凝析氣得以采出。缺點(diǎn)：

①需要補(bǔ)充大量的投資，購(gòu)置高壓壓縮機(jī)；②需要增加注氣井；③在凝析氣藏循環(huán)注氣階段，所采出天然氣要回注地下，無(wú)法銷(xiāo)售，影響凝析氣藏整體開(kāi)發(fā)的銷(xiāo)售收入；④有的凝析氣田自產(chǎn)氣量少，不能滿(mǎn)足回注氣量，需要從附近氣田購(gòu)買(mǎi)天然氣，增加開(kāi)發(fā)成本。3、注氣時(shí)機(jī)開(kāi)始實(shí)施注氣保持壓力的時(shí)間，稱(chēng)為注氣時(shí)機(jī)。

?早期保持壓力開(kāi)采

?中晚期保持壓力開(kāi)采（1）早期保持壓力開(kāi)采

⊕地層壓力與露點(diǎn)壓力接近

⊕凝析油含量高

⊕儲(chǔ)層連通性及物性（早期保持壓力開(kāi)采）牙哈2～3凝析氣藏凝析油、天然氣日產(chǎn)量（2）中晚期保持壓力開(kāi)采

a.原始地層壓力大大高于露點(diǎn)壓力，早期采用衰竭式方法更經(jīng)濟(jì)實(shí)用。當(dāng)?shù)貙訅毫档浇咏饵c(diǎn)壓力時(shí)，再采用注氣保持壓力開(kāi)采方法。

b.早期無(wú)法實(shí)施保持壓力開(kāi)采的，則經(jīng)過(guò)一段時(shí)間衰竭式開(kāi)采后，地層壓力明顯降低（甚至接近最大反凝析壓力），地層烴類(lèi)系統(tǒng)經(jīng)歷了明顯反凝析過(guò)程，但地層中氣相凝析油含量仍然比較高，此時(shí)采用晚期注氣保持壓力的開(kāi)采方法也可以大幅度地提高凝析油采收率。

4、保持壓力水平完全保持地層壓力

氣體回注率接近1部分保持地層壓力

氣體回注率小于15、注入劑（1）干氣a.注入干氣作為驅(qū)替劑將地層中的濕氣驅(qū)向采氣井的井底。b.干氣與地層中已經(jīng)析出的凝析油接觸，將其中的中間烴組分蒸發(fā)到氣相中而采出，減少了殘留在地層中的反凝析油飽和度。（2）氮?dú)饣虻獨(dú)馀c天然氣混合物a.注入干氣作為驅(qū)替劑將地層中的濕氣驅(qū)向采氣井的井底。b.干氣與地層中已經(jīng)析出的凝析油接觸，將其中的中間烴組分蒸發(fā)到氣相中而采出，減少了殘留在地層中的反凝析油飽和度。

c.將導(dǎo)致氣藏露點(diǎn)壓力升高，需要重新考慮壓力保持水平。

（3）水

有許多優(yōu)越性，但很少實(shí)施，即使實(shí)施，也是有針對(duì)性地為了提高帶油環(huán)凝析氣藏的油環(huán)部分的水驅(qū)效果。

第三節(jié)凝析氣-油藏的開(kāi)發(fā)程序凝析氣-油藏：是指凝析氣和原油共存于同一水動(dòng)力系統(tǒng)中。

帶油環(huán)（或帶底油）凝析氣藏：在儲(chǔ)層中凝析氣占有體積大于原油占有體積。

凝析氣頂油藏：在儲(chǔ)層中原油占有體積大于凝析氣占有體積。一、選擇凝析氣-油藏開(kāi)發(fā)程序和開(kāi)發(fā)方式應(yīng)考慮的因素

（1）油環(huán)和凝析氣頂?shù)拇笮。娣e、厚度以及原油、凝析油、天然氣儲(chǔ)量等。

（2）地質(zhì)構(gòu)造形態(tài)和油、氣分布狀況及特點(diǎn)。

（3）油、氣組成與相態(tài)特征。

（4）市場(chǎng)對(duì)天然氣、凝析油和原油的需求。

（5）技術(shù)裝備水平及國(guó)家現(xiàn)行的技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策等。二、凝析氣—油藏開(kāi)發(fā)程序

只開(kāi)采凝析氣頂不開(kāi)采油環(huán)

先開(kāi)采凝析氣頂后開(kāi)采油環(huán)

先采油環(huán)后采凝析氣頂

同時(shí)開(kāi)采油環(huán)和凝析氣頂㈠只開(kāi)采凝析氣頂不開(kāi)采油環(huán)

◆油環(huán)比較窄，在油環(huán)中鉆井把握性低、原油采收率低，經(jīng)濟(jì)效益差等因素。◆含油區(qū)暫時(shí)未被發(fā)現(xiàn)，而且國(guó)民經(jīng)濟(jì)和市場(chǎng)對(duì)天然氣迫切需要。1、原因2、衰竭式開(kāi)發(fā)方式問(wèn)題：

（1）油區(qū)原油侵入氣區(qū)，使油氣過(guò)渡帶變寬。

（2）凝析氣區(qū)進(jìn)行高速開(kāi)發(fā)時(shí)，導(dǎo)致油區(qū)壓力逐漸下降，造成油區(qū)非生產(chǎn)性衰竭和原油脫氣，油相滲透率降低，粘度增加，滲流能力大大減弱，后期針對(duì)油環(huán)的調(diào)整開(kāi)發(fā)難度加大。3、保持壓力開(kāi)發(fā)方式含油區(qū)暫時(shí)未被發(fā)現(xiàn)或油環(huán)很小，不足以經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)。氣頂凝析油含量高，市場(chǎng)對(duì)天然氣的需求有限或由于地面工程建設(shè)投資和工作量大，難于短期內(nèi)完成，為了使凝析氣藏盡快投入有效開(kāi)發(fā)，收回前期投資，采用循環(huán)注氣方式只開(kāi)采凝析氣頂不開(kāi)采油環(huán)的開(kāi)發(fā)程序。㈡先開(kāi)采凝析氣頂后開(kāi)采油環(huán)先采氣后采油（或先采氣后油氣同采），往往是先發(fā)現(xiàn)氣，后發(fā)現(xiàn)油，或者是國(guó)民經(jīng)濟(jì)急需要用氣，油環(huán)原油的儲(chǔ)量比較大。1、衰竭式開(kāi)發(fā)方式

☆在活躍水驅(qū)條件下先開(kāi)采氣頂后開(kāi)采油環(huán)

☆在定容條件下先開(kāi)采氣頂后開(kāi)采油環(huán)2、保持壓力開(kāi)發(fā)方式1、衰竭式開(kāi)發(fā)方式★氣頂氣★氣頂氣+邊底水㈢先開(kāi)采油環(huán)后開(kāi)采凝析氣頂2、保持壓力開(kāi)發(fā)方式

邊緣或底部注水

頂部注氣和底部注水相結(jié)合

屏障注水與邊緣注水、面積注水相結(jié)合

屏障注水：

在油氣界面附近部署一定數(shù)量注水井，一方面在油環(huán)開(kāi)發(fā)過(guò)程中水對(duì)原油起驅(qū)替作用，維持油藏壓力，同時(shí)，對(duì)氣頂凝析氣起到屏障封堵的作用，盡可能阻止氣頂氣向油環(huán)氣竄，保護(hù)氣頂。

㈣同時(shí)開(kāi)采油環(huán)和凝析氣頂1、衰竭式開(kāi)發(fā)方式

較大規(guī)模凝析氣—油藏的衰竭式開(kāi)發(fā)

薄層凝析氣—油藏的開(kāi)發(fā)原油和凝析氣從油氣界面處產(chǎn)出2、保持壓力開(kāi)發(fā)方式?頂部注干氣?頂部注氮?dú)獾谒墓?jié)凝析氣藏儲(chǔ)量計(jì)算凝析氣藏與干氣藏的主要區(qū)別是儲(chǔ)層凝析氣中含有標(biāo)準(zhǔn)條件下為液態(tài)的C5以上組分(統(tǒng)稱(chēng)C5+)，還比較富含乙烷、丙烷和丁烷成分。凝析氣藏計(jì)算儲(chǔ)量分為干氣儲(chǔ)量和凝析油儲(chǔ)量。一、容積法將儲(chǔ)層凝析氣計(jì)算到標(biāo)準(zhǔn)條件下總氣態(tài)體積儲(chǔ)量(G)、干氣體積儲(chǔ)量(Gg)和凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量(Gc)。1、總氣態(tài)原始地質(zhì)儲(chǔ)量G—儲(chǔ)層凝析氣總氣態(tài)（干氣、凝析油和凝析水折算氣）地質(zhì)儲(chǔ)量，標(biāo)況體積，108m3Vhci—凝析氣藏原始含氣有效孔隙體積，108m3Bgi—原始儲(chǔ)層凝析氣地層體積系數(shù)，即儲(chǔ)層氣體積與地面標(biāo)準(zhǔn)條件下氣體積之比，m3/m3k—儲(chǔ)量計(jì)算單元的編號(hào)A—含氣面積，106m2H—有效厚度，mSg—含氣飽和度—有效孔隙度Swi—束縛水飽和度Soi—?dú)堄嘤惋柡投萐g—含氣飽和度對(duì)凝析氣藏和濕氣藏：對(duì)干氣藏：式中：ps—標(biāo)準(zhǔn)壓力，ps=0.101325MPa；Ts—標(biāo)準(zhǔn)溫度，Ts=273.15K；pi—原始?xì)獠?或分區(qū))平均壓力，MPa；T—?dú)獠?或分區(qū))平均溫度，K；Zi—pi、T條件下凝析氣偏差系數(shù)，無(wú)量綱；RMCGi—原始凝析氣的摩爾凝析液氣比，mol/mol。C1~C4和非烴氣的摩爾分?jǐn)?shù)(ng)為氣態(tài)nC為C5+(即液態(tài)烴)的摩爾分?jǐn)?shù)之和求RMCGi值的RVCGi、ρCs和MC參數(shù)的確定：式中：Zj—C5以上各組分的摩爾分?jǐn)?shù)Mj—C5以上各組分的（考慮蒸汽水時(shí)則包含水組分）的相對(duì)分子質(zhì)量ρCSj—C5以上j組分（考慮蒸汽水時(shí)則包含水組分）的標(biāo)準(zhǔn)條件下密度，g/cm3式中：RVCGi—原始凝析氣的體積凝析液氣比，m3/m3VgS、VCS—分別為原始凝析氣中標(biāo)準(zhǔn)條件下干氣體積和凝析液體積（考慮蒸汽水時(shí)則包含水組分），m3

ρC—凝析油密度，g/cm3MC—凝析油相對(duì)分子質(zhì)量2、干氣原始地質(zhì)儲(chǔ)量干氣原始地質(zhì)儲(chǔ)量：Gg—干氣原始地質(zhì)儲(chǔ)量(體積)，108m3G—凝析氣原始總地質(zhì)儲(chǔ)量(體積)，108m3

凝析油原始地質(zhì)儲(chǔ)量(質(zhì)量)：

3、凝析油原始地質(zhì)儲(chǔ)量

考慮蒸汽水時(shí)，則凝析氣藏的凝析油原始地質(zhì)儲(chǔ)量(質(zhì)量)：GC—凝析油原始地質(zhì)儲(chǔ)量，104tW—凝析氣中蒸汽水含量，kg/103m3ρC—凝析油密度，g/cm3二、物質(zhì)平衡法

（1）無(wú)邊(底)水(油)或邊(底)水不活躍的封閉性凝析氣藏的彈性驅(qū)模式，通常稱(chēng)為壓降法

（2）邊(底)水較活躍且有凝析氣藏邊外能量補(bǔ)給的模式1、封閉彈性驅(qū)凝析氣藏-壓降法物質(zhì)平衡方程式：式中：Zi、Z2—原始狀態(tài)和目前狀態(tài)下的氣和凝析液兩相偏差系數(shù)Vhci、Vhc—原始狀態(tài)和目前狀態(tài)下的含烴孔隙體積，106m3Gg、Ggp—原始干氣儲(chǔ)量和目前累積采出干氣量，108m3RMCGi、RMCGp—儲(chǔ)層原始摩爾凝析液氣比和累積凝析氣產(chǎn)出摩爾液氣比（考慮蒸汽水時(shí)，則液中包含凝析水），mol/molGC、GCp—原始凝析油儲(chǔ)量和目前凝析油累積產(chǎn)量，104tpi、p

—儲(chǔ)層原始和目前平均壓力，MPa式中：

pj

—j微分段的平均壓力，MPa

RMCG(pj)

—pj壓力下采出摩爾凝析液氣比（考慮蒸汽水時(shí)，則液中包含凝析水，mol/mol

Ggp—j微分降壓段的累積產(chǎn)氣量，108m3

dpj

—j微分降壓段的壓力降，MPa步驟如下：第一步，以p/Z—Ggp/Gg為線性關(guān)系，(RMCG)j=1=RMCGi，估算(Ggp/Gg)j+1，則第二步，用梯形法進(jìn)行積分，求[RMCG(p)]j+1，第三步，利用第二步的RMCGp值，重新計(jì)算Ggp/Gg值，檢查Ggp/Gg值是否滿(mǎn)足精度要求；若不滿(mǎn)足，再重復(fù)第二和第三步，計(jì)算Ggp/Gg值，直到滿(mǎn)足精度要求為止。第四步，繼續(xù)進(jìn)行下一步壓力計(jì)算，重復(fù)第二、第三步。已知各分級(jí)壓力pj下的Z2j和RMCG(pj)計(jì)算結(jié)果,可以求得RMCGp、Ggp/Gg和GCp/GC值。如果有凝析氣藏試采的累積產(chǎn)量Ggp、GCp數(shù)據(jù)，就可根據(jù)對(duì)應(yīng)壓力下的(Ggp/Gg)值，求得干氣和凝析油的地質(zhì)儲(chǔ)量。干氣地質(zhì)儲(chǔ)量為：應(yīng)用求得的Gg值。求凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量：考慮蒸汽水時(shí)，要扣除凝析水累積量，則凝析氣藏的凝析油原始地質(zhì)儲(chǔ)量(質(zhì)量)：壓力p下的凝析油累計(jì)產(chǎn)量直接從（2）式求得：適用于動(dòng)態(tài)連通較好的、凝析氣藏邊界屬封閉性、巖石比較堅(jiān)硬，沒(méi)有降壓后上覆巖層壓力使孔隙顯著變形的儲(chǔ)層。用于氣藏試采和開(kāi)發(fā)初期，要求累計(jì)采出地質(zhì)儲(chǔ)量的10%~15%。對(duì)于有邊水(油)但不太活躍的凝析氣藏，無(wú)明顯的邊水(油)侵入的影響作用，應(yīng)用壓降法估算儲(chǔ)量也是可行的。2、邊水驅(qū)凝析氣藏物質(zhì)平衡方法凝析氣藏在有邊水侵入和儲(chǔ)層巖石壓縮性的情況下，隨著氣藏常規(guī)衰竭開(kāi)采的時(shí)間(t)延續(xù)，氣藏氣、油產(chǎn)量逐漸增多。壓力p逐漸下降，同時(shí)由于有邊水侵入和上覆巖壓力使儲(chǔ)層孔隙體積逐漸有所壓縮，因而式中的Gp、Vhc和RMCGp則成為時(shí)間t和壓力p的函數(shù)。物質(zhì)平衡方程為：Vhc(p，t)和RMCGp(p，t)的變化取決于不同開(kāi)采時(shí)間t和氣藏壓力p下的邊水侵入量和孔隙體積的壓縮變化。考慮邊水侵入和孔隙體積壓縮，則含烴孔隙體積隨p、t的變化表達(dá)式為：式中：Swi—孔隙中束縛水飽和度；CR—儲(chǔ)層巖石壓縮率，1/MPa；CW—地層水壓縮率，1/MPa；We(p)—地層壓力為p時(shí)的水侵量，106m3；Wp(p)—地層壓力為p時(shí)累計(jì)采出水量，106m3；Vpi、Vhc(p，t)—分別為凝析氣藏原始孔隙體積和隨壓力、時(shí)間變化的含烴孔隙體積，單位為106m3。在進(jìn)行歷史擬合后，應(yīng)用已知一些實(shí)測(cè)壓力p(t)和對(duì)應(yīng)的Ggp(p，t)、Ggp(t)、RMCGi、RMCGp(p，t)、Z2(p)，即可求得干氣原始地質(zhì)儲(chǔ)量和凝析油原始地質(zhì)儲(chǔ)量，即三、動(dòng)態(tài)法-封閉性小型氣藏小范圍氣藏是小型構(gòu)造、小斷塊、小裂縫系統(tǒng)、小礁體或小砂體等類(lèi)型氣藏，一般氣體儲(chǔ)量小于10×108m3，凝析油含量低于50g/m3。對(duì)凝析氣藏來(lái)說(shuō)，氣產(chǎn)量包含凝析油折算當(dāng)量氣體積。1、產(chǎn)量—壓力遞減法適用于封閉性無(wú)邊外能量補(bǔ)給和無(wú)儲(chǔ)層壓縮特征的小型氣藏和凝析氣藏。投產(chǎn)后，氣井產(chǎn)量和壓力同時(shí)下降。計(jì)算地層總體積儲(chǔ)量和凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量：式中：G、Gg——地層氣、干氣原始地質(zhì)儲(chǔ)量，108m3GC——凝析油原始地質(zhì)儲(chǔ)量，104tqi、q1、q2——凝析氣井初始、第1測(cè)點(diǎn)、第2測(cè)點(diǎn)日產(chǎn)氣量(其中包括凝析油當(dāng)量氣量)，104m3/dp1、p2——第1測(cè)點(diǎn)、第2測(cè)點(diǎn)時(shí)氣藏平均壓力，MPaZ1、Z2——第1測(cè)點(diǎn)、第2測(cè)點(diǎn)時(shí)凝析氣的偏差系數(shù)D——產(chǎn)量遞減率，1/d對(duì)于凝析氣藏，井產(chǎn)量中絕大部分是氣量，還有一部分凝析液量，因?yàn)樵诘叵率菤鈶B(tài)，所以要把凝析液折算為當(dāng)量氣量(qEC)。1m3凝析液當(dāng)量氣量為：凝析氣井總體積產(chǎn)量(包含凝析油折算氣態(tài)體積)式中：qEC—1m3凝析油的當(dāng)量氣量，m3/m3；qg—凝析氣井干氣產(chǎn)量，104m3/d；qC—凝析氣井油產(chǎn)量，m3/d；q—凝析氣井總體積產(chǎn)量，104m3/d；ρC—凝析液密度，g/cm3；MC—凝析液相對(duì)分子質(zhì)量。2、壓力降落彈性二相法適用于封閉性彈性氣驅(qū)小型氣藏。一口凝析氣井以穩(wěn)定產(chǎn)量生產(chǎn)(q=const)，當(dāng)井的壓降漏斗到達(dá)氣藏邊界時(shí)進(jìn)入擬穩(wěn)態(tài)階段，特點(diǎn)是dpwf2/dt=const。pwf2與t為線性關(guān)系：式中：αg——彈性二相階段直線延伸至縱坐標(biāo)軸的截距βg——直線斜率(βg=tanα)pwf——井底流動(dòng)壓力，MPat——生產(chǎn)時(shí)間，d與t的關(guān)系曲線如圖所示。彈性二相法壓力降落曲線凝析氣藏原始地質(zhì)儲(chǔ)量由下式計(jì)算：式中：q——凝析氣井總體積產(chǎn)量pi——原始平均地層壓力，MPah——儲(chǔ)層有效厚度，mK——儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2CA——狄茨(Dietz)形狀系數(shù)rw——井筒半徑，mCw、Ci——正常壓力系統(tǒng)地層水和巖石壓縮系數(shù)，MPa-1Swi——束縛水飽和度Gp——測(cè)試生產(chǎn)前景累計(jì)采出氣(含凝析油折算氣)量，108m33、壓力恢復(fù)曲線法當(dāng)氣井穩(wěn)定生產(chǎn)測(cè)試達(dá)到擬穩(wěn)定狀態(tài)后，關(guān)井測(cè)壓力恢復(fù)曲線。壓力恢復(fù)曲線用擴(kuò)展Muskat法關(guān)系式進(jìn)行整理：擴(kuò)展的Muskat法試差求解式中pR——關(guān)井恢復(fù)壓力穩(wěn)定后平均地層壓

力，MPapwf——關(guān)井后恢復(fù)的井底壓力，MPaΔt——關(guān)井后恢復(fù)的時(shí)間，hα——直線交于縱軸的截距b——直線的斜率

預(yù)測(cè)定容封閉性凝析氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量關(guān)系式為：

式中：q—凝析氣井總產(chǎn)氣(含凝析液折算氣)量，104m3/dps—標(biāo)準(zhǔn)壓力，MPaTs—標(biāo)準(zhǔn)溫度，KCg—凝析氣井壓縮系數(shù)，MPa-1Cf—正常壓力系統(tǒng)地層巖石有效壓縮系數(shù)，MPa-14、數(shù)值模擬計(jì)算方法綜合利用三維地質(zhì)模型、特殊巖心分析數(shù)據(jù)、流體相態(tài)特征參數(shù)以及流體界面(油水、油氣界面)等資料，研究油氣藏在不同井網(wǎng)井距、開(kāi)發(fā)層系、開(kāi)發(fā)方式下多相多組分流體的滲流規(guī)律的方法。5、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法美國(guó)B.A.伊頓和R.H.加柯比用美國(guó)27個(gè)凝析氣藏的PVT實(shí)驗(yàn)、原始地層壓力、地層溫度、原始?xì)庥捅群湍鲇拖鄬?duì)密度等項(xiàng)資料，分別進(jìn)行衰竭開(kāi)采動(dòng)態(tài)計(jì)算，用多元回歸分析得出下列凝析氣藏的原始干氣、凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量相關(guān)式：式中：Gg—原始干氣地質(zhì)儲(chǔ)量，1