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

第四章

凝析氣藏開采理論與技術(shù)

第一節(jié)流體相態(tài)特征及油氣藏分類

凝析氣藏：是在一定地質(zhì)條件（儲層、烴類組成、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，在等溫降壓過程中存在反凝析現(xiàn)象。是復(fù)雜類型特殊氣藏。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，稱干氣，又叫貧氣。CH4≥95%、C2+>5%的烴氣，稱濕氣，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)組成的連線稱為泡點(diǎn)線，對應(yīng)的壓力稱為泡點(diǎn)壓力。典型P-T相圖由不同溫度下的露點(diǎn)連成的線稱為露點(diǎn)線，對應(yīng)的壓力稱為露點(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)稱為臨界點(diǎn)，用C表示，該點(diǎn)的壓力、溫度稱為臨界壓力(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)稱為最大飽和壓力(用pmax表示)。如果pmax位于臨界點(diǎn)的左方，稱為最大脫氣(泡點(diǎn))壓力；如果pmax位于臨界點(diǎn)的右方，稱為最大凝析(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，又稱最大凝析溫度。典型P-T相圖當(dāng)凝析氣藏儲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，稱作反凝析區(qū)。典型P-T相圖二、油氣藏的分類（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（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內(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內(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)凝析氣藏的開發(fā)方式凝析氣藏開發(fā)方式:衰竭式開發(fā)保持壓力開發(fā)一、衰竭式開發(fā)方式

降壓開采優(yōu)點(diǎn)：簡單、低耗，對開發(fā)工程設(shè)計(jì)及儲層條件要求低，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、儲量小、開采規(guī)模有限，保持壓力開采無經(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）對一些具有特高壓力的凝析氣藏，當(dāng)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，只能采用衰竭式方法開發(fā)，待氣藏壓力降到一定水平才有可能保持壓力開采。二、保持壓力開發(fā)方式1、適應(yīng)條件

（1）儲層較均質(zhì)，較大范圍內(nèi)連通性好，有較大的油氣儲量。（2）市場對天然氣需求有限，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(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，無法銷售，影響凝析氣藏整體開發(fā)的銷售收入；④有的凝析氣田自產(chǎn)氣量少，不能滿足回注氣量，需要從附近氣田購買天然氣，增加開發(fā)成本。3、注氣時(shí)機(jī)開始實(shí)施注氣保持壓力的時(shí)間，稱為注氣時(shí)機(jī)。

?早期保持壓力開采

?中晚期保持壓力開采（1）早期保持壓力開采

⊕地層壓力與露點(diǎn)壓力接近

⊕凝析油含量高

⊕儲層連通性及物性（早期保持壓力開采）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采方法。

b.早期無法實(shí)施保持壓力開采的，則經(jīng)過一段時(shí)間衰竭式開采后，地層壓力明顯降低（甚至接近最大反凝析壓力），地層烴類系統(tǒng)經(jīng)歷了明顯反凝析過程，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-油藏的開發(fā)程序凝析氣-油藏：是指凝析氣和原油共存于同一水動力系統(tǒng)中。

帶油環(huán)（或帶底油）凝析氣藏：在儲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-油藏開發(fā)程序和開發(fā)方式應(yīng)考慮的因素

（1）油環(huán)和凝析氣頂?shù)拇笮?，包括面積、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(diǎn)。

（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(jì)政策等。二、凝析氣—油藏開發(fā)程序

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)

先采油環(huán)后采凝析氣頂

同時(shí)開采油環(huán)和凝析氣頂㈠只開采凝析氣頂不開采油環(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)，而且國民經(jīng)濟(jì)和市場對天然氣迫切需要。1、原因2、衰竭式開發(fā)方式問題：

（1）油區(qū)原油侵入氣區(qū)，使油氣過渡帶變寬。

（2）凝析氣區(qū)進(jìn)行高速開發(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，后期針對油環(huán)的調(diào)整開發(fā)難度加大。3、保持壓力開發(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。㈡先開采凝析氣頂后開采油環(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，或者是國民經(jīng)濟(jì)急需要用氣，油環(huán)原油的儲量比較大。1、衰竭式開發(fā)方式

☆在活躍水驅(qū)條件下先開采氣頂后開采油環(huán)

☆在定容條件下先開采氣頂后開采油環(huán)2、保持壓力開發(fā)方式1、衰竭式開發(fā)方式★氣頂氣★氣頂氣+邊底水㈢先開采油環(huán)后開采凝析氣頂2、保持壓力開發(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)開發(fā)過程中水對原油起驅(qū)替作用，維持油藏壓力，同時(shí)，對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)開采油環(huán)和凝析氣頂1、衰竭式開發(fā)方式

較大規(guī)模凝析氣—油藏的衰竭式開發(fā)

薄層凝析氣—油藏的開發(fā)原油和凝析氣從油氣界面處產(chǎn)出2、保持壓力開發(fā)方式?頂部注干氣?頂部注氮?dú)獾谒墓?jié)凝析氣藏儲量計(jì)算凝析氣藏與干氣藏的主要區(qū)別是儲層凝析氣中含有標(biāo)準(zhǔn)條件下為液態(tài)的C5以上組分(統(tǒng)稱C5+)，還比較富含乙烷、丙烷和丁烷成分。凝析氣藏計(jì)算儲量分為干氣儲量和凝析油儲量。一、容積法將儲層凝析氣計(jì)算到標(biāo)準(zhǔn)條件下總氣態(tài)體積儲量(G)、干氣體積儲量(Gg)和凝析油地質(zhì)儲量(Gc)。1、總氣態(tài)原始地質(zhì)儲量G—儲層凝析氣總氣態(tài)（干氣、凝析油和凝析水折算氣）地質(zhì)儲量，標(biāo)況體積，108m3Vhci—凝析氣藏原始含氣有效孔隙體積，108m3Bgi—原始儲層凝析氣地層體積系數(shù)，即儲層氣體積與地面標(biāo)準(zhǔn)條件下氣體積之比，m3/m3k—儲量計(jì)算單元的編號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—含氣飽和度對凝析氣藏和濕氣藏：對干氣藏：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—凝析油相對分子質(zhì)量2、干氣原始地質(zhì)儲量干氣原始地質(zhì)儲量：Gg—干氣原始地質(zhì)儲量(體積)，108m3G—凝析氣原始總地質(zhì)儲量(體積)，108m3

凝析油原始地質(zhì)儲量(質(zhì)量)：

3、凝析油原始地質(zhì)儲量

考慮蒸汽水時(shí)，則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，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—原始干氣儲量和目前累積采出干氣量，108m3RMCGi、RMCGp—儲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—原始凝析油儲量和目前凝析油累積產(chǎn)量，104tpi、p

—儲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值是否滿足精度要求；若不滿足，再重復(fù)第二和第三步，計(jì)算Ggp/Gg值，直到滿足精度要求為止。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)對應(yīng)壓力下的(Ggp/Gg)值，求得干氣和凝析油的地質(zhì)儲量。干氣地質(zhì)儲量為：應(yīng)用求得的Gg值。求凝析油地質(zhì)儲量：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，沒有降壓后上覆巖層壓力使孔隙顯著變形的儲層。用于氣藏試采和開發(fā)初期，要求累計(jì)采出地質(zhì)儲量的10%~15%。對于有邊水(油)但不太活躍的凝析氣藏，無明顯的邊水(油)侵入的影響作用，應(yīng)用壓降法估算儲量也是可行的。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層巖石壓縮性的情況下，隨著氣藏常規(guī)衰竭開采的時(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?？紤]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)測壓力p(t)和對應(yīng)的Ggp(p，t)、Ggp(t)、RMCGi、RMCGp(p，t)、Z2(p)，即可求得干氣原始地質(zhì)儲量和凝析油原始地質(zhì)儲量，即三、動態(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型氣藏，一般氣體儲量小于10×108m3，凝析油含量低于50g/m3。對凝析氣藏來說，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邊外能量補(bǔ)給和無儲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)算地層總體積儲量和凝析油地質(zhì)儲量：式中：G、Gg——地層氣、干氣原始地質(zhì)儲量，108m3GC——凝析油原始地質(zhì)儲量，104tqi、q1、q2——凝析氣井初始、第1測點(diǎn)、第2測點(diǎn)日產(chǎn)氣量(其中包括凝析油當(dāng)量氣量)，104m3/dp1、p2——第1測點(diǎn)、第2測點(diǎn)時(shí)氣藏平均壓力，MPaZ1、Z2——第1測點(diǎn)、第2測點(diǎn)時(shí)凝析氣的偏差系數(shù)D——產(chǎn)量遞減率，1/d對于凝析氣藏，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——儲層有效厚度，mK——儲層滲透率，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)測試達(dá)到擬穩(wěn)定狀態(tài)后，關(guān)井測壓力恢復(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)測定容封閉性凝析氣藏地質(zhì)儲量關(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、開發(fā)層系、開發(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B.A.伊頓和R.H.加柯比用美國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γ芏鹊软?xiàng)資料，分別進(jìn)行衰竭開采動態(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)儲量相關(guān)式：式中：Gg—原始干氣地質(zhì)儲量，1