凝析油氣藏開采技術(shù)

特殊油氣藏開采技術(shù)之第三章凝析油氣藏開采技術(shù)1凝析氣田在世界氣田開發(fā)中也占有一席之地。中國在20世紀50年代末，首先在四川盆地發(fā)現(xiàn)了一批含少量凝析油的凝析氣藏（含量小于30g/m3），70年代末在四川八角場、中壩構(gòu)造發(fā)現(xiàn)了凝析油含量稍高的凝析氣藏（但含量仍小于100g/m3），與此同時，大港板橋和新疆塔西南鉆探發(fā)現(xiàn)了凝析油含量豐富的凝析氣藏，80年代末和90年代初，又相繼在塔里木、塔北和吐哈盆地發(fā)現(xiàn)了一批大、中型富含凝析油的凝析氣藏，揭開了中國開發(fā)凝析氣田的序幕。2

1974年首先投入開發(fā)的是大港板橋中區(qū)含凝析油的油環(huán)凝析氣藏，當時由于用氣需要、裝備不足和認識不夠，采用了衰竭式開發(fā)，最終的氣、凝析油和原油的采收率都很低。80年代初，認真總結(jié)了這類氣田開發(fā)的經(jīng)驗教訓，同時調(diào)查了國外開發(fā)凝析氣田的經(jīng)驗和成熟的先進技術(shù)，從此對凝析氣資源的合理開發(fā)利用問題提到了議事日程上來，受到了較大的重視，國家和原中國石油天然氣總公司連續(xù)組織了“七五”、“八五”、“九五”以至“十五”凝析氣開采配套技術(shù)的科學技術(shù)攻關(guān)，開展了大港大張坨凝析氣藏和塔西南柯克亞X5-1凝析氣藏的循環(huán)注氣現(xiàn)場試驗工程，后來又組織了深層高壓、高含凝析油的牙哈整裝氣田規(guī)模大、難度大的循環(huán)注干氣開發(fā)，大大提高了中國凝析氣田開發(fā)的水平。同時，正規(guī)投入開發(fā)的渤海錦20-2塊、華北蘇橋和東海平湖等凝析氣田也都取得了良好的經(jīng)濟效益，積累了凝析氣藏開發(fā)的寶貴經(jīng)驗。31.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述4第一節(jié)凝析氣藏概述

凝析氣藏：其烴類流體在原始條件下呈單相氣態(tài)，含有一定量的汽油餾分、煤油餾分以及少量膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等高分子烴類化合物，在降壓開采過程中，當?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c壓力時，一部分乙烷至己烷的中間烴以及C7+重質(zhì)成分從氣相中析出，成為液態(tài)的凝析油，地下氣態(tài)的烴在地面條件下生成油、氣兩種產(chǎn)品，這樣的氣藏稱為凝析氣藏。是介于油藏和純氣藏之間的復(fù)雜類型的特殊油氣藏。1.1凝析氣藏的定義5第一節(jié)凝析氣藏概述凝析氣藏在開發(fā)過程中，降壓過程導致儲層中和地面都會有凝析油析出，而部分儲層中的凝析油往往難以采出。并且，在很多凝析氣藏中，氣態(tài)烴與液態(tài)烴共存于同一系統(tǒng)中，形成帶油環(huán)（或底油）凝析氣藏或凝析氣頂油藏。在我國，這類凝析油和油藏原油往往都油質(zhì)輕、汽油成分含量很高，經(jīng)濟價值較高。1.1凝析氣藏的定義6第一節(jié)凝析氣藏概述凝析氣藏類型劃分1.1凝析氣藏的定義凝析氣藏中凝析油含量的多少，決定了其對應(yīng)的開發(fā)方式、開采工藝技術(shù)以及地面油氣分離和處理回收的工藝設(shè)計。因此，凝析氣藏通常根據(jù)凝析油含量的多少進一步細分。71.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述8第一節(jié)凝析氣藏概述凝析氣藏典型的p－T相圖①泡點線：由不同溫度下的泡點連成的線②露點線：由不同溫度下的露點連成的線③相包絡(luò)線：由泡點線與露點線共同構(gòu)成④飽和點：相包絡(luò)線上的點⑤臨界點：泡點線和露點線的連接點（C）⑥臨界溫度：臨界點對應(yīng)的溫度（Tc）⑦臨界壓力：臨界點對應(yīng)的壓力（pc）1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1、流體p－T相圖9⑧最大飽和壓力（pmax）：相包絡(luò)線上最高的飽和壓力。若pmax位于臨界點的左方則稱為最大脫氣（泡點）壓力；若pmax位于臨界點的右方則稱為最大凝析（露點）壓力。⑨最大飽和溫度（Tmax）：相包絡(luò)線上的最高溫度。在絕大多數(shù)情況下，Tmax處于露點線上，又稱為最大凝析溫度。第一節(jié)凝析氣藏概述1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1、流體p－T相圖凝析氣藏典型的p－T相圖10在p－T相圖中，包絡(luò)線內(nèi)部是氣液兩相區(qū)，露點線液體體積（用VL%表示）為0，泡點線為100%。不同VL%曲線都匯聚到臨界點C。當凝析氣藏儲層壓力等溫降壓至露點以下時，出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，即隨壓力繼續(xù)下降，凝析液反而不斷增多；當達到一個最大點時，反凝析現(xiàn)象終止，對應(yīng)的壓力點稱為最大反凝析壓力。從臨界溫度到最大凝析溫度，每一溫度下都有對應(yīng)的最大凝析壓力點，這些壓力點的連線與露點線形成的包圍區(qū)，稱作反凝析區(qū)。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1、流體p－T相圖反凝析區(qū)位置圖第一節(jié)凝析氣藏概述11不同類型油、氣藏烴類流體的p－T相圖1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述12

（1）C點在包絡(luò)線左側(cè)最下部，Pmax值最低，Tmax值在低溫區(qū)，無露點，油藏溫度－壓力線遠離Tmax點，液體體積百分數(shù)等值線密集逼近泡點線，地面分離器溫度－壓力點（Psep）在包絡(luò)線外側(cè)；（2）原始儲層相態(tài)為氣態(tài)，原始流體體積系數(shù)<0.05，地層流體密度<0.2；（3）開采過程中儲層流體相態(tài)無變化。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述Pmax－最大凝析壓力Tmax：最大凝析溫度13(1)C點在包絡(luò)線左側(cè)中下部，Pmax值低－中，Tmax值在低－中溫區(qū)，無露點，油藏溫度－壓力線靠近Tmax點，液體體積百分數(shù)等值線比干氣稍稀疏，Psep在兩相內(nèi)低含液區(qū)；（2）原始儲層相態(tài)為氣態(tài)，原始氣油比>24000，原始流體體積系數(shù)<0.05，地層流體密度>0.1，地面油罐油相對密度>0.7022，呈水白色；（3）開采過程中儲層流體相態(tài)無變化。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述14(1)C點在包絡(luò)線左側(cè)中上部，Pmax值中－高，Tmax值在中溫區(qū)，露點低－高，油藏溫度－壓力線穿過露點線，隨凝析油含量增高向臨界點方向移動，液體體積百分數(shù)等值線隨凝析油含量增高由靠近泡點線密集向露點線方向分散，Psep隨凝析油含量增高由低含液區(qū)向較高含液區(qū)轉(zhuǎn)移；（2）原始儲層相態(tài)為氣態(tài)，原始氣油比>1250，原始流體體積系數(shù)<0.05，地層流體密度>0.2～<0.5，地面油罐油相對密度>0.72，呈水白色至淡彩色；1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述15（3）開采過程中儲層流體相態(tài)在露點壓力以下有液體析出，在Pmax時液量最大，然后又逐漸蒸發(fā)而減少；地面氣油比（GOR）在露點壓力以下開始增大，在最大反凝析壓力時最大，然后又逐漸減小；地面油罐油相對密度在露點以下由高逐漸減低。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述16(1)C點在包絡(luò)線上部，Pmax值高，Tmax值在中－高溫區(qū)，露點壓力高，油藏溫度－壓力線穿過露點線，逼近臨界點，液體體積百分數(shù)等值線分散，靠泡點線方向較密，Psep在較高含液區(qū)；（2）原始儲層相態(tài)為氣態(tài)，原始氣油比570-1250，原始流體體積系數(shù)<0.05，地層流體密度<0.5，地面油罐油相對密度0.775-0.825，呈淡彩色至暗色；1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述17（3）開采過程中儲層流體相態(tài)在露點壓力以下凝析液量迅速增長到最大值，即達到最大反凝析壓力點，然后又逐漸蒸發(fā)而減少；地面GOR在露點壓力以下迅速上升到最大值，達到最大反凝析壓力點后，又逐漸下降；地面油罐油相對密度在露點壓力以下由高逐漸減低。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述18(1)C點在包絡(luò)線上部，Pmax值高，Tmax值在中－高溫區(qū)，露點壓力高，油藏溫度－壓力線穿過泡點線，離臨界點較近，液體體積百分數(shù)等值線靠泡點線方向稍密，Psep在較高含液區(qū)；（2）原始儲層相態(tài)為液態(tài)，原始氣油比>300-600，原始流體體積系數(shù)>1.75，地層流體密度>0.5，地面油罐油相對密度0.800-0.850，呈淡彩色至暗色；1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述19（3）開采過程中儲層流體相態(tài)在泡點壓力以下迅速釋放溶解氣，液體體積收縮較快，然后氣量減少，液體收縮率逐漸減緩；地面GOR在泡點壓力以下逐漸增大，到低壓期后，又逐漸下降；地面油罐油相對密度逐漸減小。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述20(1)C點在包絡(luò)線中－上部，靠近Tmax點，Pmax值中－高，Tmax值在高溫區(qū)，露點壓力中－高，油藏溫度－壓力線穿過泡點線，離臨界點遠，液體體積百分數(shù)等值線均勻分布，Psep在更高含液區(qū)；（2）原始儲層相態(tài)為液態(tài)，原始氣油比0-35，原始流體體積系數(shù)>1.0～<1.2，地層流體密度>0.875，地面油罐油相對密度0.92-1.04，呈暗色；1.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述211.2流體p－T相圖及油氣藏分類2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述（3）開采過程中儲層流體相態(tài)在泡點壓力以下開始釋放溶解氣，由于含氣量低，氣相產(chǎn)出量變化不大，以液相為主；地面GOR在泡點壓力開始有所增大，但開采過程中變化不大；地面油罐油相對密度變化不大。22由臨界點分隔的氣藏和油藏兩大類相體系中，近臨界－臨界流體（包括近臨界凝析氣、臨界流體、近臨界態(tài)高揮發(fā)油）屬于氣和油之間的過渡型流體，它們的氣、液組成和物性非常接近，而其相態(tài)則取決于儲層的溫度和壓力。同一組成的烴類流體在儲層壓力高于或等于臨界壓力時，只要儲層溫度稍低于臨界溫度，則呈現(xiàn)泡點系統(tǒng)，形成近臨界態(tài)高揮發(fā)性油藏；若儲層溫度稍高于臨界溫度，則呈現(xiàn)露點系統(tǒng)，形成近臨界態(tài)凝析氣藏。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類儲層流體中C7+含量與儲層流體原始氣油比關(guān)系2、根據(jù)p－T相圖的油氣藏分類第一節(jié)凝析氣藏概述23在標準條件下為液態(tài)的烴（C5+）和氣態(tài)烴（C1-C4）及非烴氣（N2、CO2、H2S、H2、Ar等），在一定的溫度、壓力條件下具有互溶性。在地下高溫高壓儲層中，當氣態(tài)烴占優(yōu)情況下，C5+烴可以溶解一部分在氣相中；而當液態(tài)烴占優(yōu)情況下，氣態(tài)烴可以溶解一部分在液相中。烴類礦場系統(tǒng)在地下是氣態(tài)還是液態(tài)或氣液共處，取決于流體組成、溫度和壓力?？梢哉f，流體中重烴含量是不同類型油氣藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，儲層溫度和壓力是形成條件。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類3、不同類型油氣藏相態(tài)特征規(guī)律（1）從干氣藏到重油藏，儲層流體中重烴（C5+）含量變化大，而流體相態(tài)（單一氣相或液相或氣－液兩相共存）與儲層溫度、壓力密切相關(guān)第一節(jié)凝析氣藏概述24

①臨界點由包絡(luò)線左側(cè)低部位逐漸轉(zhuǎn)移到右側(cè)的低部位，臨界壓力（或最大飽和壓力）由低到高再逐漸變低，臨界溫度（或最大凝析溫度）由低溫一直增大到高溫；②在p－T相圖上，原始地層壓力－溫度線位置由從右邊遠離最大凝析溫度逐漸向左轉(zhuǎn)移到包絡(luò)線內(nèi)，并穿過臨界溫度一直向左，直至遠離包絡(luò)線；③液體體積百分數(shù)等值線分布由密集靠近泡點線漸變成均勻分布，再向露點線密集。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類3、不同類型油氣藏相態(tài)特征規(guī)律（2）從干氣藏到重油藏，流體p－T相圖特征參數(shù)變化規(guī)律為：第一節(jié)凝析氣藏概述25

①C7+含量變化從0增加到80mol%以上；②原始氣油比從無窮大減少到0；③原始地面油罐油密度（干氣除外）從0.7增加到大于1g/cm3；流體密度由小于0.2增加到大于0.875g/cm3；

④原始地層體積系數(shù)從小于0.05增加到接近1；⑤地面原油顏色從無色、淺色到暗黑色。1.2流體p－T相圖及油氣藏分類3、不同類型油氣藏相態(tài)特征變化規(guī)律（3）從干氣藏到重油藏，流體流體物性變化規(guī)律為：第一節(jié)凝析氣藏概述261.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述27

1、相態(tài)研究判別方法

（1）相圖判別法

根據(jù)典型取樣流體的相圖和油氣藏的原始壓力、溫度條件，利用已知的各類油氣藏的典型p－T相圖，可以對油氣藏的類別進行劃分。1.3凝析氣－油藏判別方法第一節(jié)凝析氣藏概述28

1、相態(tài)研究判別方法

（2）液體體積百分數(shù)與無因次壓力關(guān)系曲線判別法

根據(jù)具體油氣藏流體相態(tài)實驗所取得的液體體積百分比（相對于飽和壓力點體積）與無因次壓力（相對于飽和壓力）的關(guān)系曲線和所處的位置，大致判斷油氣藏類型。1.3凝析氣－油藏判別方法油氣藏液體體積百分數(shù)與無因次壓力關(guān)系曲線第一節(jié)凝析氣藏概述29

1、相態(tài)研究判別方法

（3）無因次收縮率與無因次壓力關(guān)系曲線判別法A、C、D：高－中壓下低收縮、低壓下高收縮油（輕質(zhì)油）E、F、G：不同揮發(fā)性的油，G代表近臨界態(tài)高揮發(fā)性油Bo：黑油1.3凝析氣－油藏判別方法原油無因次收縮率與無因次壓力關(guān)系曲線第一節(jié)凝析氣藏概述30

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（1）方框圖和C2+mol含量判別法1.3凝析氣－油藏判別方法用方框圖判別不同類型油氣藏標準表第一節(jié)凝析氣藏概述31第一節(jié)凝析氣藏概述

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（1）方框圖和C2+mol含量判別法1.3凝析氣－油藏判別方法不同類型油氣藏方框圖32

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（2）地層流體密度和平均分子量判別法1.3凝析氣－油藏判別方法流體密度和平均分子量判別參數(shù)范圍第一節(jié)凝析氣藏概述33

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（3）儲層流體三元組成三角圖的氣油比與單位儲層流體產(chǎn)出油罐油量關(guān)系判別法1.3凝析氣－油藏判別方法儲層流體三元組成三角圖第一節(jié)凝析氣藏概述34

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（3）儲層流體三元組成三角圖的氣油比與單位儲層流體產(chǎn)出油罐油量關(guān)系判別法1.3凝析氣－油藏判別方法氣油比與單位儲層流體產(chǎn)出油罐油量關(guān)系圖第一節(jié)凝析氣藏概述35

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（4）生油巖中分散有機質(zhì)吸附氣的C2/C3和iC4/nC4判別法1.3凝析氣－油藏判別方法生油巖中分散有機質(zhì)吸附氣的C2/C3和iC4/nC4判別法第一節(jié)凝析氣藏概述36

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（5）地面生產(chǎn)氣油比與油罐油密度關(guān)系判別法1.3凝析氣－油藏判別方法油罐油密度判別參數(shù)范圍表第一節(jié)凝析氣藏概述37第一節(jié)流體p－T相圖及油氣藏分類2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（6）氣油比－氣體地球化學系數(shù)法氣油比－氣體地球化學系數(shù)法判斷條件1.3凝析氣－油藏判別方法38

2、經(jīng)驗統(tǒng)計方法

（7）

1參數(shù)判別法

1參數(shù)判別法判斷條件

1＝C2/C3+(C1+C2+C3+C4)/C5+判斷條件油氣藏類型判斷條件油氣藏類型

1>450氣藏80<

1≤450無油環(huán)凝析氣藏60<

1≤80帶小油環(huán)凝析氣藏15<

1≤60帶較大油環(huán)凝析氣藏7<

1≤15凝析氣頂油藏2.5<

1≤7揮發(fā)性油藏（3.8<

1<7往往為凝析氣藏中含油層）

1<

1≤2.5

普通黑油油藏

1≤1高粘度重質(zhì)油藏1.3凝析氣－油藏判別方法第一節(jié)凝析氣藏概述391.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述40

n－特征值（也稱特征組分）的個數(shù)，這里，n=4；

Fi－特征值（也稱特征組分），i=1～4；

Ri－特征值Fi的秩數(shù)，根據(jù)F1～F4的值所在的區(qū)間在下面的表中查得（i=1～4）。

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（1）等級分類法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法

其中，C1、C2、C3、C4和C5分別為PVT分析的地層流體組分的摩爾百分含量。第一節(jié)凝析氣藏概述41

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（1）等級分類法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法

特征值的Fi秩數(shù)

判斷標準：

≤9為不帶油環(huán)凝析氣藏；≥11為帶油環(huán)凝析氣藏；＝9-11為兩種類型混合帶第一節(jié)凝析氣藏概述42

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（2）特征因子法（Z因子法）1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法式中，F(xiàn)1、F2、F3、F4定義與值法（秩類法）中的定義一致。第一節(jié)凝析氣藏概述43

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（2）特征因子法（Z因子法）1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法油環(huán)Z因子法判斷條件第一節(jié)凝析氣藏概述44

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（3）C5+摩爾百分含量法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法油環(huán)

比值法判斷條件

（4）

比值法油環(huán)C5+百分含量法判斷條件第一節(jié)凝析氣藏概述45

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（5）井中產(chǎn)出流體nr－Σni關(guān)系判別法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法

nr：摩爾氣油比Σni：采出烴混合物組成的摩爾數(shù)之和第一節(jié)凝析氣藏概述46

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（5）井中產(chǎn)出流體nr－Σni關(guān)系判別法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法nr－Σni判別法標準表nr－Σni經(jīng)驗關(guān)系圖版第一節(jié)凝析氣藏概述47

1、油環(huán)判斷方法及油環(huán)預(yù)測

（6）丁烷、戊烷正異結(jié)構(gòu)比值判別法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法烴比值判別法判斷標準表（7）C5+和N2含量關(guān)系判別法C5+和N2含量關(guān)系判別法判斷標準第一節(jié)凝析氣藏概述48

2、典型凝析氣藏類型及其油環(huán)判別1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法典型凝析氣藏流體組成、地層原始條件比較第一節(jié)凝析氣藏概述49

2、典型凝析氣藏類型及其油環(huán)判別1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法典型凝析氣藏類型及其油環(huán)綜合判別

F值法Z因子法C5+摩爾百分含量法C1/C5+比值法f1參數(shù)判別方法綜合判斷結(jié)果F判斷結(jié)果Z1Z2判斷結(jié)果C1/C5+判斷結(jié)果f1判斷結(jié)果柯克亞凝析氣藏X42-X51氣樣18帶油環(huán)氣藏4.524.47帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏12.11帶油環(huán)氣藏16.92帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏牙哈凝析氣藏氣樣18帶油環(huán)氣藏3.733.69帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏8.84帶油環(huán)氣藏13.99帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏板橋凝析氣藏

（板53）氣樣19帶油環(huán)氣藏3.223.19帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏8.02帶油環(huán)氣藏12.04帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏濮城西區(qū)沙二上1凝析氣藏氣樣18帶油環(huán)氣藏7.767.68帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏23.83帶油環(huán)氣藏29.09帶油環(huán)氣藏帶油環(huán)氣藏第一節(jié)凝析氣藏概述50

2、典型凝析氣藏類型及其油環(huán)判別1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法典型凝析氣藏類型及其油環(huán)判別圖第一節(jié)凝析氣藏概述511.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述52

1、II準數(shù)判別法1.5產(chǎn)出油類型判別方法測定油樣不同沸點溫度下的餾分相對密度（

420），并測定油樣分子量（M），計算II準數(shù)后，作II準數(shù)與沸點溫度的關(guān)系曲線，凝析油為凹型曲線，原油為直線型。第一節(jié)凝析氣藏概述II=M1/4/

420M

：凝析油的分子量

420

：凝析油的相對分子量53

1、II準數(shù)判別法1.5產(chǎn)出油類型判別方法第一節(jié)凝析氣藏概述II準數(shù)判別法54

2、油罐油總烴組分判別法1.5產(chǎn)出油類型判別方法第一節(jié)凝析氣藏概述油罐油總烴組分判別標準數(shù)據(jù)表55

3、C14～C30正構(gòu)烷烴含量判別法1.5產(chǎn)出油類型判別方法第一節(jié)凝析氣藏概述測定正構(gòu)烷烴nC14～nC30百分含量，繪制含量與碳原子數(shù)關(guān)系曲線。凝析油為烴含量隨碳原子增加而急劇下降的曲線，而原油曲線變化不大。C14～C30正構(gòu)烷烴含量判別法561.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述57

1、凝析油含量和儲量在全國分布特點1.6我國凝析氣藏的特點（1）特高含油的凝析氣藏類型主要分布在塔里木地區(qū)，其次是大港和渤海地區(qū)；（2）高含油和中含油的凝析氣藏類型也主要分布在塔里木盆地，約占現(xiàn)有發(fā)現(xiàn)資源量一半多，其次是大港、吐哈、華北、渤海、東海等地區(qū)；（3）低含油和微含油的凝析氣藏類型主要分布在南海、中原、遼河等地區(qū)，四川盆地凝析氣也多屬于這種類型。第一節(jié)凝析氣藏概述圖1.5.2-1，p28全國凝析氣田氣油儲量和凝析油含量情況對比58

2、以凝析純氣藏類型為主，帶油環(huán)凝析氣藏其次統(tǒng)計全國51個凝析氣藏，純凝析氣藏26個，氣儲量占67%，凝析油儲量占62.4%；帶油環(huán)（或底油）凝析氣藏12個，氣儲量占22%，凝析油儲量占31%；油藏凝析氣頂類型有13個，氣儲量占11%，凝析油儲量占7%。第一節(jié)凝析氣藏概述圖1.5.2-2，p31凝析氣藏是否與原油共存情況1.6我國凝析氣藏的特點59

3、古－新近系是凝析氣藏主要儲集層系我國已發(fā)現(xiàn)凝析氣藏儲集層系在時代上分布很廣，從古－新近系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系、奧陶系、太古界等地層中都有發(fā)現(xiàn)，但儲量相對集中在古－新近系地層中，尤其是集中在古近系地層中。第一節(jié)凝析氣藏概述圖1.5.2-3，p32全國不同層系氣和凝析油分布情況1.6我國凝析氣藏的特點60

4、砂巖儲層是凝析氣藏主要儲集層統(tǒng)計全國74個凝析氣藏的儲量情況，其中，砂巖中氣儲量占92.8%，凝析油儲量占90.5%；碳酸鹽巖氣儲量占6.3%，凝析油儲量占8.3%；其它巖類儲量所占比例很少。第一節(jié)凝析氣藏概述凝析氣藏儲層巖性與儲量關(guān)系統(tǒng)計表1.6我國凝析氣藏的特點61

5、深部凝析氣藏凝析油儲量多，中深部氣儲量多統(tǒng)計全國51個凝析氣藏的儲量情況，在氣儲量上，3000-4000m深度的占41.5%，大于4000m深度的占31%，小于3000m深度的占27.5%；而在凝析油儲量上，大于4000m深度占48.9%，3000-4000m深度的占34.3%，小于3000m深度的占16.8%。第一節(jié)凝析氣藏概述圖1.5.2-5，p37凝析氣藏資源埋藏深度特點1.6我國凝析氣藏的特點626、凝析氣藏壓力、溫度環(huán)境特點1.6我國凝析氣藏的特點我國凝析氣藏的溫度、壓力系統(tǒng)特點是：大于4000m深部地層多有異常壓力系統(tǒng)，3000-4000m地層和小于3000m地層多為常壓系統(tǒng)，海上地溫梯度高于陸上，陸上東部地區(qū)高于西部地區(qū)。第一節(jié)凝析氣藏概述圖1.5.2-8，p43平湖凝析氣藏儲層壓力與深度關(guān)系637、凝析氣組成特點1.6我國凝析氣藏的特點（1）絕大部分凝析氣組成中不含（或含量微）H2S；（2）CO2含量低；（3）N2含量在塔里木凝析氣中含量較高；（4）中間烴C2-C6含量變化范圍大，在1.17-24.89%之間；（5）C7+含量范圍很大，在0.23-9.84%之間。第一節(jié)凝析氣藏概述648、油罐凝析油組成特點1.6我國凝析氣藏的特點（1）凝析油密度較高，大多數(shù)在0.75-0.81之間；（2）多數(shù)凝析油凝固點在0℃以下；（3）密度和凝固點較高的凝析油，其含臘量高并含少量瀝青和膠質(zhì)；（4）凝析油初餾點變化范圍22-109℃之間，200-205℃餾分變化范圍在7-90%之間，300℃餾分變化范圍在25.6-97%之間。第一節(jié)凝析氣藏概述651.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述661、凝析氣的凝析油含量與平均分子量成正比關(guān)系1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性第一節(jié)凝析氣藏概述圖2.6.1-1，p115塔里木凝析氣凝析油含量與平均分子量關(guān)系672、儲層流體氣油比（GOR）與C7+相關(guān)性1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性第一節(jié)凝析氣藏概述油氣藏氣油比與C7+含量關(guān)系隨著凝析氣中C7+含量的減小，GOR迅速增高。683、測試過程中凝析氣井內(nèi)氣液流動的相態(tài)變化1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性第一節(jié)凝析氣藏概述凝析氣在垂直井流過程中凝析液含量隨井深變化關(guān)系在從井底向井口流動過程中，液相密度和粘度由小逐漸增大，而氣相密度和粘度則相反。（1）井內(nèi)液相體積百分數(shù)比地面分離器中大得多；（2）井內(nèi)液相體積百分數(shù)最大點在井筒上部靠近井口位置；（3）生產(chǎn)測試過程中井內(nèi)液相對流動的影響比地面管流大，而且由于井內(nèi)液相的密度和粘度的逐漸增大，井筒上部到井口，液相對流動影響最大。691.1凝析氣藏定義1.2流體p－T相圖及油氣藏分類1.3凝析氣－油藏判別方法1.4凝析氣藏油環(huán)識別經(jīng)驗方法1.5產(chǎn)出油類型判別方法1.6我國凝析氣藏的特點1.7凝析氣藏流體有關(guān)參數(shù)相關(guān)性1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述701、高壓、高溫1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述高壓、高溫是形成凝析氣藏的重要條件。壓力起主導作用，溫度次之。氣藏壓力通常都超過14MPa，氣藏溫度超過38℃。多數(shù)凝析氣藏的壓力在21-42MPa、溫度在93-204℃之間。但地層壓力和溫度并不是形成凝析氣藏的唯一條件，油氣在地層條件下的比例、烴類混合物的原始組成以及各種地質(zhì)條件等都是形成凝析氣藏的必要條件。氣層埋藏越深，壓力和溫度越高，在其它條件相同情況下，凝析油在氣體中的含量也越高。壓力限制了氣藏的最小深度，否則不能形成凝析氣藏。712、具有足夠數(shù)量的氣態(tài)烴1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述凝析氣藏流體組分中90%（體積分數(shù)或摩爾分數(shù)）以上是甲烷、乙烷和丙烷。在高溫、高壓下，氣體才能溶解相當數(shù)量的液態(tài)烴。3、具有一定數(shù)量的液態(tài)烴

氣相中的凝析油含量是由凝析油的密度、餾分組成、族分組成（烷烴、環(huán)烷烴和芳香烴等）以及某些物理性質(zhì)（相對分子質(zhì)量和密度等）所決定的。環(huán)烷烴含量愈高，油的含量愈低。隨著密度和沸點降低，凝析油含量增大。在較低的溫度下，凝析油含量相對較高。在地層條件下，凝析油含量存在臨界值，高于此值，凝析油不可能處于氣相狀態(tài)，它與氣油比的臨界值相當。氣油比大于臨界值時，油氣體系處于氣相狀態(tài)，小于臨界值則為液相。氣與油臨界比值主要取決于烴類組成及氣層的熱動力條件。724、具有一定的甲烷同系物1.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述在高壓下，液態(tài)烴在甲烷氣體中的溶解度非常低。但當高分子氣態(tài)同系物增加時，可以明顯地提高液態(tài)烴的溶解度，有利于凝析氣藏的形成。5、凝析氣井井流物特征（1）高壓分離器氣體中甲烷（C1）含量約為75-90%；（2）高壓分離器氣體中C2+含量在7-15%范圍，若C2+含量大于10%，凝析氣藏一般有油環(huán)；（3）氣體干燥系數(shù)（C1/C2+C3，均為摩爾或體積含量比）在10-20之間。731.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述5、凝析氣井井流物特征（4）氣體的濕度（C2+/C1，均為摩爾或體積比）在6-15之間；（5）分離器氣體的相對密度（空氣相對密度設(shè)為1）γg為0.6-0.7；（6）油罐油（或稱為穩(wěn)定凝析油）的相對密度（對水，相對密度設(shè)為1）γo<0.8，常在0.726-0.812之間；（7）油罐油的地面動力粘度

o<3mPa?s

；741.8凝析氣藏的地質(zhì)特征第一節(jié)凝析氣藏概述5、凝析氣井井流物特征（8）凝析油的凝固點一般小于11℃；（9）凝析油的初餾點一般小于80℃，且200℃時的餾分含量大于45%；（10）含硫量一般小于0.5%；（11）含臘量一般小于1%；（12）膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量一般小于8%。752.1凝析氣藏儲量計算的特點2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2.3動態(tài)法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2.4凝析氣藏可采儲量和采收率的測定方法第二節(jié)凝析氣藏儲量計算76第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.1凝析氣藏儲量計算的特點1、由于凝析氣生產(chǎn)到地面有干氣和凝析油兩部分，因此凝析氣藏儲量計算要分干氣儲量和凝析油儲量；2、對于深層高溫凝析氣藏，地層溫度高，水蒸汽含量較高，計算儲量時應(yīng)該考慮蒸汽水參數(shù)。772.1凝析氣藏儲量計算的特點2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2.3動態(tài)法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2.4凝析氣藏可采儲量和采收率的測定方法第二節(jié)凝析氣藏儲量計算78第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量1、術(shù)語定義凝析氣：凝析氣藏中氣態(tài)流體的統(tǒng)稱。凝析氣含干氣組成和凝析液組成。干氣組成：凝析氣組成中在標準條件（0.101325MPa，20℃）下為氣態(tài)的組分，這些組分包括烴類的甲烷到丁烷（C1～C4）和非烴氣（N2、CO2、H2S、He、Ar等）。凝析液組成：凝析氣組成中在標準條件下為液態(tài)的組分，這些組分包括C5以上的烴類組分（如果考慮蒸汽水，則為C5以上的烴組分和蒸汽水）。79第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量1、術(shù)語定義干氣摩爾分數(shù)（ng）：

j：凝析氣組分按由氣到液順序的編號；

Zj：j組分的mol分數(shù)；

k：氣態(tài)最末組分的編號；80第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量1、術(shù)語定義凝析液摩爾分數(shù)（nC）：

j：凝析氣組分按由氣到液順序的編號；

Zj：j組分的mol分數(shù)；

n：液態(tài)最末組分（考慮蒸汽水時，則為蒸汽水組分）的編號。81第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量1、術(shù)語定義

干氣儲量Gg定義為由干氣組成計算求得的標準條件下體積儲量，一般采用體積單位×108m3表示。

凝析油儲量GC定義為由凝析油（C5+）組成計算求得的標準條件下質(zhì)量儲量，一般采用質(zhì)量單位×104t表示。82第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量1、術(shù)語定義

容積法是根據(jù)勘探階段所獲得的地震、地質(zhì)、鉆井、取心、測井、試油、儲層流體取樣等資料解釋取得的儲層靜態(tài)容積參數(shù)，把儲層凝析氣計算到標準條件（0.101325MPa，20℃）下的總氣態(tài)體積儲量（G）、干氣體積儲量（Gg）和凝析油地質(zhì)儲量（Gc）。83第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量G=Vhci/BgiG：標準條件下儲層凝析氣總氣態(tài)（干氣、凝析油和凝析水折算氣）地質(zhì)體積儲量，×108m3；Vhci：凝析氣藏原始含氣有效孔隙體積，×108m3；Bgi：原始儲層凝析氣地層體積系數(shù)（即：儲層氣體積/地面標準條件下氣體積），m3/m3。84第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量Vhci=0.01A?h?Φ?SgA:含氣面積，×106m2；

h：有效厚度，m；

Φ：孔隙度，分數(shù)；

Sg：含氣飽和度，分數(shù)。85第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量Sg=1－Swi而在儲層孔隙中存在束縛油情況下：Sg=1－Swi－Soi

Swi：束縛水飽和度，分數(shù)；

Soi：束縛油飽和度，分數(shù)。86第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量

Ps

－標準壓力，Ps＝0.101325MPa；

Ts－標準溫度，Ts＝273.15K；

Pi－原始氣藏平均壓力，MPa；

T－氣藏平均溫度，K；

Zi

－Pi，T條件下凝析氣偏差系數(shù)，無因次；

RMCGi

－原始凝析氣的mol凝析液氣比，mol/mol。87第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量

R＝0.008314413，為標準條件下氣體常數(shù)，(MPa?m3)/(kg?mol?K)；

CS，Mc分別為凝析油密度和分子量，g/cm3，kg?mol；

RVCGi為原始凝析氣的體積凝析液氣比，m3/m3。88第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量

RMCGi的確定方法最好用儲層凝析氣取樣的組成分析數(shù)據(jù)，其中的ng（氣態(tài)）為C1～C4和非烴氣的mol分數(shù)之和，而nC為C5+（即液態(tài)烴）的mol分數(shù)之和（考慮含蒸汽水時，需加蒸汽水mol分數(shù)）。89第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量

Zj－C5以上各組分的mol分數(shù)；

Mj－C5以上各組分（考慮蒸汽水時則包含水組分）的分子量。90第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量：C5以上j組分（考慮蒸汽水時則包含水組分）的標準條件下密度，g/cm3；91第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量2、計算標準條件下總氣態(tài)原始地質(zhì)體積儲量

VgS，VCS分別為原始凝析氣中標準條件下干氣體積和凝析液體積（考慮蒸汽水時則包含凝析水），m3。92第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量3、計算凝析氣藏的干氣和凝析油原始地質(zhì)儲量凝析氣藏的干氣原始地質(zhì)儲量（體積）：Gg－干氣原始地質(zhì)儲量（體積），×108m3；G－凝析氣原始地質(zhì)儲量（體積），×108m3；93第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量3、計算凝析氣藏的干氣和凝析油原始地質(zhì)儲量凝析氣藏的凝析油原始地質(zhì)儲量（質(zhì)量）：GC－凝析油原始地質(zhì)儲量，×104t；

CS－凝析油密度，g/cm3（t/m3）。94第二節(jié)凝析氣藏儲量計算2.2容積法計算凝析氣藏凝析油、天然氣儲量3、計算凝析氣藏的干氣和凝析油原始地質(zhì)儲量考慮蒸汽水時，凝析氣藏的凝析油原始地質(zhì)儲量（質(zhì)量）：GC－凝析油原始地質(zhì)儲量，×104t；W－凝析氣中蒸汽水含量，kg/103m3；

CS－凝析油密度，g/cm3（t/m3）。95963.1凝析氣藏開發(fā)方式3.2凝析氣－油藏的開發(fā)程序3.3儲層非均質(zhì)性對凝析氣藏開發(fā)效果影響3.4凝析氣藏開采機理3.5凝析氣藏水平井提高產(chǎn)能可采機理第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和可采機理971、衰竭式開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理凝析氣田采用衰竭式（降壓）開采是一種簡單而低耗的開發(fā)方式，產(chǎn)出的天然氣和凝析油可直接銷售，對開發(fā)工程設(shè)計及儲層條件要求低，容易實施。缺點是凝析油采出程度低，尤其是原始條件下高含凝析油的飽和凝析氣藏，衰竭開采導致地層壓力下降，低于露點壓力后，地層中很快就發(fā)生反凝析現(xiàn)象。反凝析首先在井底附近出現(xiàn)，隨著開采時間的延續(xù)，地層壓力的進一步下降，反凝析的區(qū)域逐步由井底附近向外擴大，最終整個凝析氣藏都出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象。981、衰竭式開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理反凝析液的出現(xiàn)會堵塞井底附近儲層的孔隙空間，降低凝析氣的相滲透率，增加凝析氣向井的滲流阻力，影響天然氣和凝析油的產(chǎn)能，降低凝析油的采收率。凝析氣藏衰竭式開采，損失的凝析油量可達原始儲量的30-70%。991、衰竭式開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理一般地，具備以下條件的凝析氣田可以考慮采用衰竭式開發(fā)：

（1）原始地層壓力大大高于凝析氣藏的初始露點壓力，可以充分利用天然能量，采用先衰竭開采一段時間，直至地層壓力接近露點壓力。

如，柯克亞深部卡拉塔爾碳酸鹽巖凝析氣藏是異常高壓凝析氣藏，壓力系數(shù)2，原始地層壓力130MPa，地層流體露點壓力為65MPa，2001年5月柯深101井投產(chǎn)以來，在不受井筒結(jié)臘堵塞影響的正常生產(chǎn)階段，地面油壓維持在70MPa以上，日產(chǎn)天然氣在15×104m3左右，凝析油80-100m3。1001、衰竭式開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理一般地，具備以下條件的凝析氣田可以考慮采用衰竭式開發(fā)：

（2）氣藏面積小、儲量小、開采規(guī)模有限，保持壓力開采無經(jīng)濟效益。（3）凝析油含量低。

對于凝析油含量低于100g/m3的凝析氣藏，采用衰竭式開發(fā)，地層中的反凝析程度不嚴重，可以取得相對較高的凝析油采收率。從進一步提高這類凝析氣藏開發(fā)經(jīng)濟效益考慮，應(yīng)注意研究凝析油的組成隨壓力下降的變化特點，以便優(yōu)化地面輕烴回收流程，提高地面凝析油、液化石油氣等的回收率。1011、衰竭式開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理一般地，具備以下條件的凝析氣田可以考慮采用衰竭式開發(fā)：

（4）地質(zhì)條件差。

對于一些地質(zhì)條件差的凝析氣藏，如滲透率低、吸氣指數(shù)低、儲層非均質(zhì)性嚴重、橫向連通性差、裂縫發(fā)育等，通常采用衰竭式開發(fā)。有些凝析氣藏受巖性和斷層控制，被分割為互不連通的小斷塊，井間連通性差，單井控制范圍和儲量有限，這類凝析氣藏即使凝析油含量高，也通常采用衰竭式方法開發(fā)。即使氣層具有一定的橫向連通性，但氣井的產(chǎn)能比較低，也采用衰竭式開發(fā)。裂縫發(fā)育的凝析氣藏，裂縫是主要滲流通道，基質(zhì)孔隙是主要儲存空間，當基質(zhì)物性相對于裂縫而言很差時，采用衰竭式開發(fā)為宜。1021、衰竭式開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理一般地，具備以下條件的凝析氣田可以考慮采用衰竭式開發(fā)：

（5）邊水比較活躍。

邊水的侵入使地層壓力的下降速度減慢，不必采用人工保持地層壓力。但是，必須在開發(fā)設(shè)計時考慮使井網(wǎng)和井的產(chǎn)量分配合理，有效防止邊水突進，避免氣井過早水淹。

（6）對于一些具有特高壓力的凝析氣藏，當前注氣工藝尚不能滿足特高壓注氣要求而又急需開發(fā)的，只能采取衰竭式方法開發(fā)，待氣藏壓力降到一定水平才有可能保持壓力開采。1032、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理凝析氣藏保持壓力開發(fā)方式是提高凝析油采收率的主要方法，其基本原理是：通過注氣，一方面彌補了因采氣造成的地下體積虧空，保持了地層壓力，使地層中的烴類系統(tǒng)幾乎始終保持在單相氣態(tài)下滲流，采氣井能在較長的時間內(nèi)以較高的油氣產(chǎn)量穩(wěn)定生產(chǎn)；另一方面，由于注入劑的驅(qū)替作用，使更多的高含凝析油的凝析氣得以采出。保持壓力開發(fā)方式的可行性取決于氣藏中的凝析油含量、天然氣和凝析油的總儲量、儲層的地質(zhì)條件以及凝析油的加工利用程度等，尤其是凝析油含量較高的凝析氣田，不保持壓力開采，凝析油的損失可達到原始儲量的60-80%，而且干氣采收率也低。1042、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理凝析氣藏開發(fā)方式的選擇還與下游天然氣市場有關(guān)，對于凝析油含量較高、適合保持壓力開采的凝析氣藏，在早期天然氣沒有銷路或地面輸氣管線建成之前，采用循環(huán)注氣的方法開采不僅可以使凝析氣藏資源得以及時開發(fā)利用，提高凝析油采收率，還可以盡快回收前期的投資成本。保持壓力開發(fā)方式也有其不利的一面。首先，它需要補充大量的投資，購置高壓壓縮機；其次，需要增加注氣井；第三，在凝析氣藏循環(huán)注氣階段，所采出的天然氣要回注地下，無法銷售，影響凝析氣藏整體開發(fā)的銷售收入；第四，有的凝析氣田自產(chǎn)的氣量少，不能滿足回注氣量，需要從附近的氣田購買天然氣，增加開發(fā)成本。1052、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）保持壓力開發(fā)方式的適應(yīng)條件

a、儲層較均質(zhì)，較大范圍內(nèi)連通性好，有較大的油氣儲量；

b、市場對天然氣需求有限，或天然氣價格很低；

c、循環(huán)注氣能夠大幅度提高凝析油采收率；

d、系統(tǒng)經(jīng)濟評價有效益。1062、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（2）保持壓力開發(fā)方式注氣時機凝析氣藏注氣保持壓力開采要考慮保持壓力開采的時機與壓力保持水平。凝析氣藏在不同的開發(fā)實施階段實施保持壓力開發(fā)方式，其效果是不同的。開始實施注氣保持壓力的時間，稱為注氣時機。注氣保持壓力開發(fā)方式按注氣時機主要可以劃分為早期保持壓力開采和中晚期保持壓力開采兩種情況。

a、早期保持壓力開采：對于地層壓力與露點壓力接近、凝析油含量高、儲層連通性及物性好的凝析氣田，早期保持壓力開采方法是較有利的。如，我國的牙哈凝析氣田早期循環(huán)注氣就是較成功的典型實例。1072、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（2）保持壓力開發(fā)方式注氣時機

a、早期保持壓力開采

YH2-3凝析氣藏E+K層一套井網(wǎng)共布井16口，其中注氣井6口，采氣井10口，包括1口水平井YH23-1-H2。實施循環(huán)注氣兩年來，凝析油、天然氣的日產(chǎn)量以及氣油比一直比較穩(wěn)定，生產(chǎn)不含水，年產(chǎn)凝析油50×104t以上，至2002年8月，已累積采出凝析油110×104t

。YH2-3凝析氣藏凝析油、天然氣日產(chǎn)量1082、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（2）保持壓力開發(fā)方式注氣時機

b、中晚期保持壓力開采采用這種方法是由于氣藏流體的相態(tài)特征和其它客觀條件決定的。對于原始地層壓力大大高于露點壓力的凝析氣藏，早期采用衰竭式方法開采更經(jīng)濟實用。當?shù)貙訅毫档浇咏饵c壓力時，再采用注氣保持壓力開采方法。對于一些雖然符合早期注氣保持壓力開采條件的飽和凝析氣藏，如果由于注氣設(shè)備達不到設(shè)計注入壓力要求或出現(xiàn)井噴事故等特殊情況，早期無法實施保持壓力開采的，則經(jīng)過一段時間的衰竭式開采后，地層壓力明顯降低（甚至接近最大反凝析壓力），地層烴類相態(tài)經(jīng)歷了明顯的反凝析過程，但是地層中氣相的凝析油含量仍然較高，此時采用晚期注氣保持壓力的開采方法也可以大幅度地提高凝析油采收率?？驴藖喣鰵馓飜15(3)凝析氣藏是我國晚期循環(huán)注氣提高凝析油采收率的成功實例。1092、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（2）保持壓力開發(fā)方式注氣時機

b、中晚期保持壓力開采保持壓力水平主要分完全保持地層壓力和部分保持地層壓力兩類。完全保持地層壓力是在比較容易獲得注入劑的條件下，在采氣井的井流物凝析油含量達到經(jīng)濟極限以前保持注采平衡，使整個氣藏壓力保持注氣設(shè)計的壓力水平。部分保持壓力是指氣田自產(chǎn)氣不能滿足完全保持壓力所需的注氣量的要求，同時，補充氣源不落實或購買又不合算，導致注氣保持壓力開采過程中注采不平衡，即注氣量少于采氣量，地層壓力在注氣過程中不斷下降。完全保持壓力的氣體回注率（注氣量與采氣量比值）略近似等于1，而部分保持壓力循環(huán)注氣氣體回注率小于1。氣體回注率越小，壓力保持效果越差。1102、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（3）保持壓力開發(fā)方式的注入劑

a、干氣通常情況下，將氣田本身產(chǎn)的凝析氣經(jīng)過多級分離處理后得到的干氣回注到氣層。多年來，干氣一直成功地用來作凝析氣藏的注入劑，普遍認為干氣對提高凝析油采收率的效果比其它氣體效果好。注入的干氣一方面作為驅(qū)替劑將地層中的濕氣驅(qū)向采氣井的井底，另一方面，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)到氣相中采出，減少了殘留在地層中的反凝析油飽和度。1112、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（3）保持壓力開發(fā)方式的注入劑

b、氮氣或氮氣與天然氣的混合物實驗證明，氮氣與干氣的作用類似，注氮氣可以將烴類液體的中間烴蒸發(fā)形成新的混合氣體。但注氮氣將導致氣藏露點壓力升高，需要重新考慮壓力保持水平。注氮氣保持地層壓力還可以使天然氣能夠及時供給市場。注氮氣保持地層壓力方法的主要缺點是需要建設(shè)制氮廠和脫氮處理廠等，增加大量投資，工藝技術(shù)也很復(fù)雜。因此，產(chǎn)品成本可能比其它注入劑高。1122、保持壓力開發(fā)方式3.1凝析氣藏開發(fā)方式第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（3）保持壓力開發(fā)方式的注入劑

c、水注水方法具有非常成熟的經(jīng)驗和成套設(shè)備，比注氣所需投資費用少，裝置也比較簡單，水源容易得到并且成本低。但是，注水要求儲層具備良好的滲透性和連通性能，而且比較均質(zhì)和層理不發(fā)育。對于某些儲層水淹區(qū)殘余氣飽和度太高也不能適用，因為這將導致凝析氣采收率低。一些儲層存在見水膨脹的粘土礦物，也是對注水很不利的因素。長期注水得到的共識是早期水淹或出現(xiàn)水鎖使得大量氣體無法采出，氣井一旦水淹就很難正常生產(chǎn)。因此，凝析氣田注水開發(fā)一直是一個復(fù)雜而又敏感的課題，國內(nèi)外現(xiàn)場很少實施，即使實施，也是有針對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。理論上，注水保持壓力有許多優(yōu)越性，事實上，至今尚未見到實際凝析氣藏注水保持壓力的有關(guān)文獻報道。1133.1凝析氣藏開發(fā)方式3.2凝析氣－油藏的開發(fā)程序3.3儲層非均質(zhì)性對凝析氣藏開發(fā)效果影響3.4凝析氣藏開采機理3.5凝析氣藏水平井提高產(chǎn)能開采機理第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和可采機理1143.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理凝析氣－油藏的開發(fā)不僅要考慮天然氣和凝析油的采收率，也要考慮原油的采收率，具體包括：①油環(huán)和凝析氣頂?shù)拇笮。娣e、厚度以及原油、凝析油、天然氣儲量等；②地質(zhì)構(gòu)造形態(tài)和油、氣分布狀況及特點；③油、氣組成與相態(tài)特征；④市場對天然氣、凝析油和原油的需求；⑤技術(shù)裝備水平及國家現(xiàn)行的技術(shù)經(jīng)濟政策等。從國內(nèi)外凝析氣藏的開發(fā)實踐來看，其開發(fā)程序可以一般如下：只開采凝析氣頂不開采油環(huán)、先開采凝析氣頂后開采油環(huán)、先開采油環(huán)后開采凝析氣頂，以及同時開采油環(huán)和凝析氣頂?shù)取o論按哪種開發(fā)程序，開發(fā)方式仍可分為衰竭開采和保持壓力開采兩種情況。不同的開發(fā)程序，原油和凝析油采收率差別較大，而且，由于廢棄壓力差別，也會影響干氣采收率。1151、只開采凝析氣頂不開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）采用衰竭式方法只開采凝析氣頂不開采油環(huán)由于只開采凝析氣頂，儲層中油區(qū)和氣區(qū)之間產(chǎn)生了很大壓差，導致油區(qū)原油向凝析氣頂推進，其移動速度主要取決于儲層滲透率、凝析油氣的采出程度、邊水水體能量及原油性質(zhì)等。這種情況主要是考慮到油環(huán)比較窄、在油環(huán)中鉆井把握性低、原油采收率低、經(jīng)濟效益差等因素，或者是由于含油區(qū)暫時未被發(fā)現(xiàn)，而且國民經(jīng)濟和市場對天然氣迫切需要，因而首先開發(fā)凝析氣頂。1161、只開采凝析氣頂不開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）采用衰竭式方法只開采凝析氣頂不開采油環(huán)只開采凝析氣頂會帶來以下方面的問題：

a、油區(qū)原油侵入氣區(qū)，使油氣過渡帶變寬侵入氣區(qū)的油，有相當一部分為殘余油損失在氣區(qū)。殘余油飽和度與巖石物性有關(guān)，而油氣過渡帶增加的寬度主要取決于邊水水體能量大小以及邊水與整個油、氣區(qū)的連通狀況。當儲層滲透率高、邊水能量充足、兩區(qū)之間壓力差大，原油向氣區(qū)移動是顯著的。對于沒有邊水的凝析氣－油藏，只開采凝析氣頂，油氣過渡帶增加較小。1171、只開采凝析氣頂不開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）采用衰竭式方法只開采凝析氣頂不開采油環(huán)只開采凝析氣頂會帶來以下方面的問題：

b、凝析氣區(qū)進行高速開發(fā)時，導致油區(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，原油收縮，粘度增加，滲流能力下降，后期針對油環(huán)的調(diào)整開發(fā)難度加大北海的弗里格油氣藏的產(chǎn)層為未固結(jié)的塊狀砂巖，儲層頂部深度-1970m，平均油氣界面深度-2175m，平均油水界面深-2183m，油水界面內(nèi)含油面積113km2，最高氣柱高度160m，孔隙度29%，滲透率1-3m2，原始壓力19.8MPa，天然氣地質(zhì)儲量2690×108m3，凝析油含量4.1g/m3，原油儲量1.35×108t。為了開發(fā)底油，需要補充投資67億挪威克朗，由于許多問題亟待解決，優(yōu)化作業(yè)費用太高而無利可圖，因而放棄了開采底油，采用了只開采凝析氣頂不開采油環(huán)的程序。1181、只開采凝析氣頂不開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（2）采用保持壓力開發(fā)方式只開采凝析氣頂不開采油環(huán)

這種情況主要是由于含油區(qū)暫時未被發(fā)現(xiàn)或油環(huán)很小，不足以經(jīng)濟開發(fā)，氣頂凝析油含量高，市場對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發(fā)，收回前期投資，采用循環(huán)注氣方式只開采凝析氣頂不開采油環(huán)的開發(fā)程序。1192、先開采凝析氣頂后開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）采用衰竭式方法先開采凝析氣頂后開采油環(huán)早期采用衰竭式方法只開采凝析氣頂將引起原油儲量重新分配，估計在采出天然氣儲量的20%左右時，就有相當一部分原油損失于水侵區(qū)和氣頂區(qū)中的油侵區(qū)，但如果地層壓力仍然較高，而且純油帶的寬度還是比較大，則及時開采油環(huán)還可以取得較好的經(jīng)濟效益。

a、在活躍水驅(qū)條件下先開采氣頂后開采油環(huán)當?shù)貙訅毫ο陆禃r，邊、底水開始侵入油藏，油水和油氣界面開始移動。原油儲量分布在以下三個地區(qū)：水淹區(qū)、含油帶、氣頂區(qū)。在油水界面到達原始油氣界面時，原始含油帶消失，全部原油分布在水淹區(qū)和氣頂區(qū)中。在目前的采油工藝水平下，滯留于水淹區(qū)的原油大都采不出來，侵入氣頂區(qū)的原油，在局部區(qū)域原油飽和度高于臨界可動油飽和度，其部分原油可以被采出。1202、先開采凝析氣頂后開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）采用衰竭式方法先開采凝析氣頂后開采油環(huán)

b、在定容條件下先開采氣頂后開采油環(huán)

在封閉的油藏中，這樣的開發(fā)方式中主要驅(qū)動方式是氣頂氣驅(qū)和溶解氣驅(qū)。在開采過程中，油環(huán)的平均壓力與氣頂區(qū)的壓力保持同步下降，溶解氣從原油中分離出來，含油飽和度不斷下降。隨著氣藏壓力的下降，部分原油與溶解氣侵入含氣帶。對于封閉的油氣藏，雖然侵入氣頂?shù)挠土坎欢啵铜h(huán)的寬度變化不很明顯，但是由于地層壓力下降顯著，油井開采條件嚴重變壞。1212、先開采凝析氣頂后開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）采用衰竭式方法先開采凝析氣頂后開采油環(huán)

b、在定容條件下先開采氣頂后開采油環(huán)

前蘇聯(lián)的卡拉達克帶油環(huán)凝析氣藏，共有6個砂巖產(chǎn)氣層，埋深2600-4100m。其中，VII和VIII有油環(huán)，構(gòu)造傾角最大可達45-50℃，邊水不活躍。氣頂儲量210×108m3，平均凝析油含量179g/m3，油環(huán)原油儲量1000×104m3。1955年發(fā)現(xiàn)天然氣后即投入開發(fā)，1958年發(fā)現(xiàn)油環(huán)，這時氣藏壓力已下降4MPa，原油侵入含氣帶，造成大量原油損失。發(fā)現(xiàn)油環(huán)后，開始油氣同采（衰竭方式）。后來曾在油氣界面附近的78號井進行注水試驗，但注水方案一直未實施，自始至終采用衰竭方式開發(fā)，原油采收率約為10%。1222、先開采凝析氣頂后開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）采用衰竭式方法先開采凝析氣頂后開采油環(huán)

b、在定容條件下先開采氣頂后開采油環(huán)

美國的西塞門特油氣藏是一個構(gòu)造傾角較大的油氣藏，儲集層為中等粒度的含礫石英砂巖。1936年發(fā)現(xiàn)氣時，作為純氣藏開發(fā)。到1943年發(fā)現(xiàn)油環(huán)，開始同時采油采氣，這時氣藏壓力下降2.9MPa，大量原油侵入氣頂。到1949年，衰竭開采的天然氣采收率為70%，原油采收率為13.4%，為改善油環(huán)開發(fā)效果，1949年后開始注水、注氣保持壓力開采。1232、先開采凝析氣頂后開采油環(huán)3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（2）采用衰竭式方法先開采凝析氣頂后開采油環(huán)

b、采用保持壓力開發(fā)方式先開采凝析氣頂后開采油環(huán)

采用保持壓力開發(fā)方式先開采凝析氣頂后開采油環(huán)，往往是先在構(gòu)造部位發(fā)現(xiàn)凝析油含量較高的凝析氣藏，早期未發(fā)現(xiàn)具有工業(yè)經(jīng)濟開發(fā)價值的油環(huán)，并且，受市場或地面工程建設(shè)和巨額投資的影響，凝析氣頂開發(fā)后的天然氣市場不暢。1243、先開采油環(huán)后開采凝析氣頂3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理

對于油環(huán)原油儲量和油環(huán)寬度比較大，可以部署較完善的注采井網(wǎng)，油井產(chǎn)能高，能達到較高的產(chǎn)能規(guī)模，氣頂凝析油含量較低，天然氣需求量很有限的油氣藏，一般采用先開采油環(huán)后開采凝析氣頂?shù)拈_發(fā)程序。油環(huán)開發(fā)可以根據(jù)油氣藏的具體情況，選擇衰竭式開采、注水保持壓力以及氣頂注氣等開發(fā)方式，以提高原油采收率。（1）衰竭式先開采油環(huán)后開采凝析氣頂這種開發(fā)方式是利用氣區(qū)的氣體彈性膨脹驅(qū)替原油進行開發(fā)，在開發(fā)過程中由于油區(qū)采油使油區(qū)的地層壓力下降，在氣區(qū)和油區(qū)之間形成一段的壓差，造成濕氣驅(qū)油，油區(qū)壓力下降緩慢，油井能較長期的自噴生產(chǎn)，提高原油采收率。1253、先開采油環(huán)后開采凝析氣頂3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）衰竭式先開采油環(huán)后開采凝析氣頂盡管采用這種方式有這些優(yōu)點，但是氣頂氣驅(qū)也有缺點：一是凝析油、氣的工業(yè)儲量在原油開采期無法有效動用；二是由于凝析氣區(qū)壓力隨油藏開采而下降，地層中會出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，在凝析氣未開采之前，就會有一部分凝析油損失在地層中。反凝析損失的凝析油量取決于地層壓力下降幅度、凝析氣中的凝析油含量、氣藏流體的相態(tài)變化特征、采油速度和采出程度等。地層壓力下降幅度越大，反凝析造成的損失越大；凝析油含量越高，衰竭式開采反凝析損失越大。應(yīng)該指出，對儲層較均質(zhì)、物性好、凝析油含量高的凝析氣藏以及近臨界態(tài)的凝析氣藏，不適于采取衰竭式這種開發(fā)方式。1263、先開采油環(huán)后開采凝析氣頂3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）衰竭式先開采油環(huán)后開采凝析氣頂對于具有活躍邊、底水的油氣藏，邊底水和氣頂氣的彈性能量是原油開采的主要驅(qū)動力。通常，水驅(qū)油的效率比氣驅(qū)油的效率高，因此，在這種情況下，開發(fā)含油帶就應(yīng)該盡可能發(fā)揮底水的作用，在采取防止水竄、氣竄措施的情況下進行強化采油，提高原油采收率。彈性水壓驅(qū)動的作用受以下幾方面因素影響：

a、氣頂?shù)拇笮?。氣頂越大，地層壓力下降越慢，邊底水作用相對較弱。

b、邊底水區(qū)的地層性質(zhì)越差，則地層水的驅(qū)替作用越差。1273、先開采油環(huán)后開采凝析氣頂3.2凝析氣－油藏開發(fā)程序第三節(jié)凝析氣藏合理開發(fā)方式和開采機理（1）衰竭式先開采油環(huán)后開采凝析氣頂柯克亞凝析氣田西五二油氣藏是先采油環(huán)后采氣的較好實例。該油氣藏是一個帶凝析氣頂?shù)膿]發(fā)油藏，邊部有較大的邊水水體。容積法計算的凝析氣頂天然氣儲量為26.34×108m3，凝析油儲量為160.5×104t，溶解氣儲量為23.53×108m3，油環(huán)油儲量為686×104t。從整個儲層的油氣儲量和油氣分布來看，西五二屬小氣頂較大油環(huán)的