简介：以往在凝析气藏压力下降到露点以下时，试井分析一般采用双带径向复合模型。双带分别是近井凝析油析出区域和远离井筒的原始凝析气赋存区域。但室内实验研究发现，可能存在三个不同的流度带：(1)远离井筒的外带，具原始凝析液饱和度；(2)离井筒较近的中间带，凝析油饱和度增大，天然气流度较低；(3)近井的内带，毛细管数很高，增大了气的相对渗透率，从而使因凝析油堵塞而损失的天然气流度大都得以恢复。文中研究了试井数据中该近井带存在的证据。介绍了一个试井分析事例，该事例表明，由于多数情况下压力恢复和(或)压降都主要受井筒相态重新分布效应的影响，识别近井带比较困难。在可以识别出这三个带的情况下，采用三带径向复合模型对试井数据进行分析，对近井筒效应进行全面描述，尤其是了解总表皮效应的不同组成：机械表皮效应、取决于流速的两相表皮效应和由凝析油堵塞造成的表皮效应。若相对渗透率取决于毛细管数，则组分模拟模型可证实这三个带的存在和这些分析结果。

简介：由于凝析气藏相态变化的复杂性和低渗透特征，压力降落和压力恢复法不能较好地解决边界储量计算问题。科学地使用试井解释软件中的试井理论模拟技术，能够证实实际资料解释结果的可靠性，弥补资料解释成果的不足。并用理论模拟方法结合构造特征，有根据地进行推测可以作为储量资料的弥补，比较适用于断块面积较小的油气藏。

简介：布里坦尼亚(Britannia)凝析气田位于北海中部，大约蕴藏着4．3Tcf的湿气地质储量。该气田正在开发，采用了装配有36个井槽的单一采油、钻井和居住平台(安装在10井槽底盘上)以及约距平台15km的一个海底管汇中心。为了满足销售天然气的需要，当前正在这两个位置预先钻井。预计1998年10月初次产气。根据测井和岩芯数据，本文介绍了该气田井下产能概率估算方法的研究过程。这种方法取决于利用井下动态解析模型的一种决策树处理法，而这个解析模型则已与几口评价井试井的单井径向组分模拟模型进行了拟合。这里的分析处理分三步：(1)把径向组分模拟模型调整为评价井的中途测试(DST)数据，以便为非达西表皮效应和毛细管数效应等提供调整参数。(2)然后利用这些调整参数提供较长期的向井流动动态模拟预测，并且为复制这些较长期预测结果设计一个解析流入方程。(3)结合适当的垂直举升动态关系，将这个解析流入方程纳入决策树中，并通过识别输入数据的不确定性，利用这一方程求出单井产气能力的概率“S”曲线。然后将单井“S”曲线合并在一起，以得出对总体井下产能的概率估算，并用于优化该气田的开发方案。

简介：摘要：凝析气藏是油藏与天然气藏之间重要的油气藏类型，具有压力高、温度低、含气量大等特点。在选择凝析气藏排水采气技术时时，必须要有一套成熟可靠的工艺技术才能确保其开采效率与效益。本文针对当前常见天然气藏排水采气技术展开研究。

简介：经对板52井历次产能试井资料进行分析和评价,指出稳定试井方法在高凝析油含量气井测试中的不足;通过现场实施,指出适用于高凝析油含量气井的产能试井方法,为同类气藏的产能测试提供了借鉴和指导依据。

简介：JZ20－2凝析气田的油气藏评价工作，经历4年多时间，钻了3口预探井，7口评价井，经过四轮油气藏研究工作，基本上搞清了气田的地质模式和气藏特征，主要介绍该凝析气田的油气藏评价工作。

简介：凝析气藏是近年来海拉尔盆地油气勘探发现的新类型,主要分布在呼和湖凹陷南二段煤系地层中。通过分析呼南地区南二段凝析气藏的性质的气场条件,明确呼南地区凝析气藏主要属于中等—高含凝析油气藏,天然气为凝析油伴生和煤型气混合气,主要来源于南二段煤系烃源岩。指出高丰度,广泛分布,成熟的煤系源岩是凝析气藏形成的内在因素,温压系统是凝析气藏形成的外在因素,优质储层控制凝析气藏富集高产,巨厚的大一段泥岩为凝析气藏形成提供了较好的封盖条件。在凝析气藏成藏条件分析的基础上,指出缓坡带及陡坡带邻近洼槽的区域是下一步寻找凝析气藏的有利勘探靶区。

简介：摘要：低渗致密气藏是指天然气储存在渗透率极低的岩石中的气藏，这些岩石的孔隙结构复杂，气体在其中的流动阻力大，导致开采难度增加。而凝析气藏则是指在地层压力下，天然气中的重烃成分在一定温度以下凝结为液态，与天然气共存的特殊气藏。这两种类型的气藏都具有储量大、开采难度高、经济效益与技术要求并重的特性。本文分析了低渗致密气藏和凝析气藏的开发难点，并提出了相应的对策和解决方案。

简介：基于质量守恒与帕斯卡压力定律,将混合状态下油气水三相产生的压力转换为相同条件下静置油气水分离状态下产生的压力,得到任一深度压力梯度表达式。以气体状态方程为基础,在不考虑溶解气油比、油水压缩系数前提下,得到由井口测量参数表征的压力梯度,模型简化后得到气水两相时的压力梯度计算模型。在此基础上,结合井筒流态与研究区132条不同阶段测试的压力梯度曲线分析,利用实际生产参数,建立研究区不同油水比条件下临界压力梯度数据表。通过临界压力梯度分析研究区不同构造、不同井型、不同见水类型气井压力梯度测试资料,判断气井积液时间,并与动态经验判别井筒积液时间对比,二者判别结果一致。凝析气井临界压力梯度判别结果表明,当井口压力低于气藏露点压力时,压力梯度曲线的波动可能由井筒内反凝析导致。修正油田现场压力梯度曲线判别井筒积液方法,可提高压力梯度曲线判别井筒积液准确度。

简介：摘要凝析气藏作为重要的特殊油气藏类型，经济价值很高，但开发过程很复杂。在开采过程中，凝析气藏油气体系的渗流伴随着复杂的相态变化。制订合理的开发技术政策，抑制反凝析伤害，保持气井稳定生产，是凝析气田高效开发的关键。

简介：研究结果表明:储集层并非在整个毛管压力的区间内都具有分形特征,而只是在毛管压力Pc大于桌一压力值下限P0时,其孔隙结构才具有统计的自相似性.分形维数可以定量描述储集层孔隙结构的复杂程度,分形维数越大,表明储集层孔隙结构的复杂程度越大,非均质性越强.分形维数与矩法所计算的孔喉分选系数Sp虽然研究手段不同、求得的途径不同,但呈较好的正相关关系,有着类似的意义,均是反映孔隙结构复杂程度的参数.应用该方法研究东濮凹陷桥口地区沙河街组沙三段凝析气藏储集层孔隙结构,取得了较好的效果.

简介：摘要：龙凤山气田北 201井区营Ⅳ砂组属高含凝析油凝析气藏。原始气油比 2362m3/m3，凝析油含量为 305g/m3。北 201井区营Ⅳ砂组地露压差小（ 0.91MPa），试气试采阶段气井井底流压小于露点压力，地层中已发生反凝析伤害，且反凝析出现早，控制难度大。经过几年的生产，气藏总体呈现三降一升的特征，产气量、产油量、油压下降，气油比上升。气田受反凝析的影响开发效果不理想，通过研究，定量分析反凝析伤害对气藏开发的影响，采取针对性措施控制治理反凝析伤害，定量分析反凝析伤害机理，制定合理开发技术方法，改善龙凤山特低渗凝析气藏开发效果，提高龙凤山特低渗凝析气藏采收率。

简介：摘要：凝析气藏的相态变化具有一定的特殊性，比一般的气藏资源更为重要由于其复杂性，凝析油的特性决定了其特殊的开发特性，需要采用特殊的开发方法。特别是要根据天然气、凝析油和原油的特点以及气藏资源的整体开发特点，选择开发方式，提高油气整体采收率。

简介：摘要：凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。

简介：摘要：本文简要分析采用工程中凝析气藏的开发技术，重点强调采油气工程概况，并以凝析气藏的开发技术分析作为切入点，对凝析气藏开发井的参数设计、凝析气藏开发流程以及凝析气藏开发工艺等方面进行研究，期望能够为相关人员提供参考。

简介：摘要：凝析气藏是介于油藏与气藏间的复杂气藏，其主要开发工艺为衰竭或循环注气两种。在凝析气藏开发前，石油企业需根据凝析气藏的特点，明确开发工艺与相关参数，方可保障采油气工程的采收率，提高经济效益。就此，本文分析凝析气藏开发技术的应用要点。

简介：从渗流机理和试井理论模型两个方面对凝析气藏试井分析现状进行了回顾和评述,指出以三区流动模型为基础,采用两相拟压力的方法是目前的主要研究方向.提出了凝析气藏试井研究存在的问题,并对以后的研究方向进行了展望.

简介：针对塔河南凝析气藏现有取样井THN1井已有地层流体PVT全分析资料，运用相平衡恢复理论，在高温高压相态实验拟合的基础上，恢复得出塔河南凝析气藏原始地层流体组成及相态特征，并对恢复前后地层流体相态进行对比。同时，运用动态相态模拟技术评价了塔河南凝析气藏在降压开采过程中，流体组成、流体类型及流体相态特征变化。研究结果显示：恢复后流体重质组份含量增加约0．53％，C1的摩尔含量略有降低，中问烃的含量基本不变化。原始地层流体反凝析液量比目前流体高3．8％；降压衰竭开发过程动态相态特征研究显示，随着地层压力降低，原始地层流体反凝析，地层凝析气变得更轻质，凝析油含量降低。

简介：准噶尔盆地凝析气藏储集层存在岩类多、物性差异大,敏感性强,地层压力系数分布范围广、变化大等问题。为降低修井作业中压井液对储集层的伤害,提高修后复产效果,根据凝析气藏特征和不同开发阶段修井作业储集层保护的需要,相继研制了无固相有机盐、防水锁树脂、暂堵型凝胶三种压井液体系。通过实验评价,性能均满足并优于《SY/T5834-2007低固相压井液性能评价指标及测量方法》要求。累积应用62井次,气井修后总体复产率高于85%。结合压井液技术特点与应用效果,确定了三种压井液体系的适应范围。以地层压力系数及孔渗大小为横、纵坐标轴,建立了压井液的技术界限模版,实现了压井液体系的集成。

简介：石龙场大一凝析气藏主要产层为下侏罗统自流井组大安寨段，属于凝析气弹性驱动的裂缝性凝析气藏。目前该气藏已进入后期开发阶段，地层压力愈来愈低，气体携带凝析油的能力越来越弱。部分井因井筒积液严重、井口压力降较大而难以投产，影响了气井的正常生产。通过对凝析气藏开采后期因积液严重而停产的井的分析，认为该类井复产的关键：一是要降低井筒液柱压力梯度；二是井底要有足够的能量。根据分析结果，首先关井恢复地层压力，然后将压力相对较高的套压气快速倒入油管，使井筒液体产生较大扰动，天然气与凝析油充分混合起泡，在井筒中形成泡沫流，从而降低液柱压力梯度，有利于积液排出。采取措施后，积液停产井有效恢复生产，取得了显著的效果。