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GasCondensateReservoir船舶与海洋工程2013.4.2定义及开发特征生产特征及开发机理EGR机理及展望国内外研究现状1.定义及开发特征1.1凝析气藏的定义1.2凝析气藏的开发特征在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油，这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏。虽然凝析气藏也产油（凝析油），但凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。1.1凝析气藏的定义1.衰竭式开发会产生反凝析损失。在凝析气藏开发过程中，储层油气体系在地下和地面都会发生反凝析现象，气井既产气又产凝析油。2.凝析油气体系相态变化与其组分、组成和压力、温度之间系密的关切相关，引起凝析气井井流物组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化，也会直接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，必须采用上下游一体化的配套开发与开采工艺技术，才能科学合理开发凝析气藏。1.2凝析气藏的开发特征3.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。4.近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求也高。1.2凝析气藏的开发特征5.我国西部，多为带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。6.许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往往成片分布，伴生气、气顶气和气层气同时存在，有个成组优化开发的问题。7.判断油气藏类型还主要靠其相图。1.2凝析气藏的开发特征8.到2004年底，中国石油已探明凝析气地质储量3825×108m3,占总储量13.1%。凝析油地质储量1.15×108t。共18个大中型凝析气田投入开发，牙哈、柯克亚和大港大张沱实行或实行过注气开发。9.针对凝析气藏地质、开发特点，在凝析气藏开发上应特别注意：1）准确取样和凝析气PVT相态分析评价是凝析气藏开发的基础，必须不失时机地在凝析气井投入开采时就要取得合格的样品，必须相应地发展一套先进适用的油气取样和实验分析技术。1.2凝析气藏的开发特征2）对于高含凝析油的凝析气藏（含量超过600g/m3以上），要考虑保持压力开发和注入工作介质（烃类富气、干气、N2、CO2以及特定条件下的气水交替和注水等）优选的技术经济可行性论证。3）要千方百计地提高中间烃（C2—C6）和凝析油（C7+)的地面回收率。4）带油环凝析气藏开发过程中要正确发挥油气水三相驱动力的作用，要恰当地控制油气、油水两个界面的运动，要合理选择开发方式。1.2凝析气藏的开发特征5）要拓展气液固（蜡、沥青质、元素硫和水合物等）相态、注气过程的相态、近临界态相态、多孔介质相态、渗流过程相态（相渗曲线、近井带饱和度分布、凝析油临界流动饱和度等）和凝析气与地层水体系的相态研究，开发出新的并能更好指导这类气藏开发的数值模拟软件及相应的注气、采气工艺技术。1.2凝析气藏的开发特征6）注气保持压力开发凝析气藏特别要发展以下八项配套技术：注气开发气藏工程技术，注气开发多组分数值模拟技术，注气开发钻井完井工艺技术，注气开发注、采工艺技术，注气开发动态监测技术和注气开发地面工艺技术。1.2凝析气藏的开发特征7）衰竭式开发凝析气藏除发展上述有类同的技术外，还特别要注意介决以下问题：①油气取样方法和工具的改进，以及油气相态实验分析技术的拓展；②近井带凝析油析出和对气井产能影响机理及防治方法研究；③凝析气井的产能和动态分析研究；④凝析气井稳定和不稳定试井方法研究；⑤凝析气井近井带凝析油饱和度分析和临界流动饱和度的实验和理论研究；1.2凝析气藏的开发特征⑥凝析气藏水平井开采技术研究；⑦凝析油气一些工程参数的测定研究等。8）再就提高气井产量和保持压力开发的两项关键技术展开说明（1）凝析气井增产技术①注干气（C1为主）单井吞吐。a.地层压力低于最大凝析压力；b.主要的增产机理是把凝析油挤向地层深处，清扫近井地带。②CO2处理凝析气井近井地带乌克兰季莫菲也夫凝析气田处理后产量提高了0.3-0.5倍。③液态溶剂处理凝析气井近井地带。1.2凝析气藏的开发特征④采用富气处理凝析气井近井地带富气指脱了凝析油后富含C3-C4组分的C1混合物。⑤甲醇前置段塞+干气处理凝析气井近井地带（2）凝析气藏开发中、后期多种保持压力开发技术①注气开发技术,有四种注气保持压力技术很有新意a.凝析气藏开发中后期低于最大凝析压力下的注气开发技术b.以储气库方式后期开发凝析气藏c.后期注N2开发部分水淹的凝析气藏d.气水交替注入开发凝析气藏②注水开发技术a.屏障注水b.水气交替注入c.直接注水。1.2凝析气藏的开发特征2.国内外研究现状2.国内外研究现状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1万亿方的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1千亿方的大型气田中则占56%，世上富含凝析气田的国家为前苏联、美国和加拿大，他们有丰富的开发凝析气田的经验，早在30年代，美国已经开始回注干气保持压力开发凝析气田，80年代又发展注N2技术，前苏联主要采用衰竭式开发方式，采用各种屏降注水方式开发凝析气顶油藏。70年代已开始注气，目前在北海地区，也有冲破‘禁区’探索注水开发凝析气田的。2.国内外研究现状在我国这类气田已遍布全国，在新疆各油区更展示了美好的前景。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，以及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，全国勘明储量2.06×1012m3，可采储量1.3×1012m3，其中凝析油地质储量11226.3×104t，采收率按36%计算，凝析油可采储量4082×104t，而且主要分布在中国石油股份公司。随着勘探程度向深部发展，越来越多的凝析气田相继发现，研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景。2.国内外研究现状凝析气藏的开发要远难于其他种类的油气藏。所以针对凝析气不稳定渗流过程中可能出现的复杂相变过程而对凝析气试井面临巨大的挑战，世界各国对其研究发展趋势主要体现在以下几个方面：1开展凝析油气多孔介质高速流动实验研究发展岩心反凝析多相流动实验技术为试井模型的建立提供更加准确的机理描述。2对于高含凝析油的凝析气井必须重视反凝析液析出造成的渗透率变化因此建立渗透率动态变化反映相态变化的试井模型非常必要。2.国内外研究现状3建立存在边底水复杂边界复杂井型和井筒效应的凝析气藏试井模型和解释方法研究。4采用数值或半解析法来进行试井模型求解。2.国内外研究现状3.生产特征及开发机理3.生产特征及开发机理（1）凝析气藏开发工程论证①开发层系当气藏或凝折气藏包括多套含气层时，必需考虑开发层系问题。换句话说，是用一套井网开发多套层系，还是用不同井网分层系进行开采。主要应考虑以下因素：(1)气藏和凝析气藏的流体性质是否相同；(2)各含气层的原始气一油界面或气一水界面及其压力系统是否一致；(3)各含气层的储层性质及产能情况，以及各层的储量分布特点等；(4)包括所有含气层在内的含气井段大小，及其对后期改造的影响。3.生产特征及开发机理②井网及井网密度影响井网和井网密度的因素有：技术经济指标气水动力学因素；地质特点如储层性质的均匀程度、含气构造形态、以及储层埋藏深度等；特别当凝析油含量高、储集层厚度大、倾角也大时，则凝析油含量可能呈梯度分布的特点。考虑上述因素，可把凝析气藏的井网系统分为以下几类：1.衰竭式开采时的井网系统;2.水驱的气藏或凝析气藏井网系统;3.凝析气藏注气的井网系统。3.生产特征及开发机理③凝析气田开采方式的论证1．开采方式的选择选择的主要依据有以下几点：a.凝析油的地质储量b.凝析油含量c.储层条件及构造条件d.当凝析气藏具有开采价值的油环时3.生产特征及开发机理2．注气压力的估算注气压力的估算是评价注气方案的重要指标。一般在进行开发设计时，使注气井的注入压力最低，换句话说就是选择最大的井口允许压力进行注气。这样即可取井底压力等于储气层的破裂压力，亦即等于储层岩石的最小主应力。最大井口注气压力即可由下式得出：3.生产特征及开发机理3.注入流体的选择对注入流体的选择是—项非常重要的课题。目前国外采用的有干气、CO2、N2和烟道气等。如果天然气资源丰富，除供给用户需求外，还可以供注入气之用。那么这是最好的注气方法。但由于天然气工业的发展，一般除供气外，很少能够满足注气的需要。这样，只好采用其它流体作为注气的气源。目的在国外多采用注氮的方法。用空气作原料，进行空冷制氮。其缺点是需要大功率的电器设备，且耗电量很大。此外，还需要有脱氮装置，因而地面建设费用较大。3.生产特征及开发机理(2)凝析气藏开采动态①气藏衰竭开采动态a.干气气藏衰衰竭开采动态b.凝析气藏衰竭开采动态②气井流入动态气井流入动态是说明气藏向井底流动的能力。—般常用压力平方法拟稳态流动方程或用拟压力法拟稳态流动方程来描述。③垂直管流流动动态垂直管流流动动态是指天然气在油管中从底向井口流动的动态。3.生产特征及开发机理4.EGR机理及展望4.1EGR的机理4.2EGR的展望废气再循环系统(ExhaustGasRecirculation)简称EGR，是将柴油机产生的废气的一小部分再送回气缸。再循环废气由于具有惰性将会延缓燃烧过程，也就是说燃烧速度将会放慢从而导致燃烧室中的压力形成过程放慢，这就是氮氧化合物会减少的主要原因。另外，提高废气再循环率会使总的废气流量(massflow)减少，因此废气排放中总的污染物输出量将会相对减少。EGR系统的任务就是使废气的再循环量在每一个工作点都达到最佳状况，从而使燃烧过程始终处于最理想的情况，最终保证排放物中的污染成份最低。4.1EGR的机理由于废气再循环量的改变会对不同的污染成份可能产生截然相反的影响，因此所谓的最佳状况往往是一种折衷的，使相关污染物总的排放达到最佳的方案。比方说，尽管提高废气再循环率对减少氮氧化物（NOx）的排放有积极的影响,但同时这也会对颗粒物和其他污染成份的减少产生消极的影响。4.1EGR的机理增压中冷柴油机实现废气再循环一般有两种方式：一种是将涡轮前的排气引入中冷器之后，称为高压废气反向。采用可变截面涡轮增压器，可以扩大废气再循环有效工作范围，降低氮氧化物（NOX）和微粒（PT），燃油耗也不升高，这可能是将高压废气再循环系统用于增压中冷柴油机的最好方法。另一种是将涡轮后的排气引入压气机之前，称为低压废气再循环系统，它可有效降低氮氧化物，而废气循环工作范围较大，与柴油机匹配能有效地发挥其功能。4.1EGR的机理1)对EGR的作用机理的深入研究是必要的,其中包括EGR中各种化学成分以及各种物性参数对工作的影响。在试验室模拟EGR的作用机理是可为一种较好的研究手段。2)目前怎样把EGR运用于所有的速度和负荷,仍是一个没有解决的问题。尤其是内燃机在高负荷区运行时,如何在保证足够的动力性的情况下使用EGR降低NOx的排放是一个重要的研究课题,采用各种EGR的处理措施,如EGR冷却、EGR氧化和EGR燃油重整等为解决此问题提供了努力的方向,其中EGR冷却目前已进入实用化的阶段。4.EGR的展望3)由于大量使用EGR可能引起内燃机性能的不稳定,这样处于最优控制状态下实际使用的最大EGR率就要小,EGR的作用得不到最充分的发挥。充分的EGR控制需要实际的EGR率和燃烧质量监测,要建立足够的反馈控制机制,这方面还需要进一步的研究。4.EGR的展望再见！