摘要：水驱气田和凝析气田属复杂气田，其开发难度很大，需认真对待。结合多年理论研究和实践经验，指出了凝析气田开发当前应注意10个问题，即：合格凝析油气样品的取得；相态研究要深入到多孔介质相态、水-凝析油气相态、注干气再蒸发地层凝析油相态和开发中后期的相态研究；凝析气田开发方式和开发后期提高凝析油采收率问题；要慎重对待凝析气田注水问题，等等。针对水驱气田，指出一定要处理好采气速度与最终采收率的关系，应重温四川水驱气藏防、治水经验，管好见水气井，增强法律意识。其结论和认识对复杂气田的高效开发具有重要的指导意义。
关键词：水驱气田；凝析油气田；开发；效益；水平；经验
石油、天然气是不可再生资源，是人类极为宝贵的财富，因此一定要把气田开发好。气田中水驱气田和凝析气田开发复杂，水驱凝析气田开发更为复杂，一定要把产量和储量、开采速度和最终采收率间的关系处理好，笔者提出当今这两类气田开发中的一些问题，望能引起重视，开展深入研究，提高开发效益和水平。
1 凝析气田
凝析气田在世界上占有重要位置，我国的这种宝贵资源现集中在新疆，随着油气勘探深度的增加和工作的深入，它将会更多。凝析气田经济价值高，凝析油不仅是燃料，而且是重要化工原料。凝析气田开发很复杂，其重要特征是存在反凝析现象，因此，开发中存在提高凝析油采收率问题。国家和相关部门对此很重视，连续组织“七五”到“十五”重大国家科技攻关，开展大张坨和柯克亚两个凝析气田的注气矿场试验，更为可贵的是深层高压、富含凝析油的牙哈水驱凝析气藏回注干气的成功实施，具里程碑意义，标志着中国凝析气田开发的新高度，它带来了宝贵的开发实践经验。雅克拉-大涝坝气田经历一段衰竭开发后，也准备注气开发，必将带来新鲜的经验。
为把中国凝析气田开发提高到一个新水平，当前有10个问题需十分重视并加以研究。
1.1 怎样才能取得具有代表性的凝析油气样品？
除了地质基础外，凝析气田开发还取决于相态和渗流特征实验分析基础，而后者的关键又依赖于取得有代表性的凝析油气样品。
凝析气井投产初期专门的生产测试目的是：①获得有代表性的地层油气样品；②流体PVT和相态实验分析；③确定储层流体组成和物理化学性质；④确定产出流体原始气油比；⑤确定定容衰竭和等组成膨胀等温凝析线与上露点(初始凝析)压力；⑥确定气藏和气井生产能力和注入井注入能力。
这是一项非常复杂的、科学的、技术性和组织管理极强的工作。现今取样多为地面取样，但无论井下或地面取样，气井生产制度的调节至关重要。中国现行操作规程未作明确规定，可操作性不强[1]。
1) 1980年，俄罗斯曾制定操作规程，定量地规定了3条：①测试取样时，气井生产压差值不能大于10%现行地层压力；②气井产量不能超过分离器铭牌额定通过能力的50%；③井底气流速度大于4m/s。
2) 实际执行过程中存在不统一，出现分歧意见。
第一种意见：生产压差可控制在小于20%地层压力范围；气体通过能力可小于分离器额定通过能力的90%。
第二种意见：生产压差可小于10%地层压力，短时间可达到20%地层压力；气体通过能力不超过50%的分离器额定负载。
3) 为此俄罗斯北方天然气研究院和相关油田作了专项测试研究，其结果是：①能将液滴从井底携出地面的最小允许流速在0.5～8m/s范围，如乌克蒂尔油环凝析气田井底压力为13～25MPa条件下此值为0.55m/s，其他气田有相同类似值；②至于生产压差，在乌克蒂尔气田做了大量细致研究，该气田初期凝析油含量介于100～200g/m3，测试持续了3个月，结果是采出气中凝析油含量变化与生产压差无关，而与气藏总压降有关；③至于分离器最大通过能力则认为不应超过70%额定值。
如此看来，需要结合气田情况，参照俄罗斯成果来研究这个问题，扎实的凝析气田开发基础从这里开始。
1.2 强水驱凝析气藏早期回注干气是防、治水较为可行的方法，要改变传统的开发经济评价方法
1) 对这类气藏，水有补充地层能量的正面作用，但更要认识到水患的严重负面作用，防、治水已上升为主要矛盾。牙哈凝析气田能有今天这样主动局面，归功于早期注气，阻挡了边水，现在要进入水驱衰竭开采干气阶段，仍要注意水。雅克拉、大涝坝凝析气田也选择了注气这条正确的开发道路，尽管雅克拉凝析气田凝析釉含量达不到足够的经济极限。
在注气经济评价时，不能光算凝析油和干气采收率的账，还要算减少水封气和免去防、治水措施带来的附加经济账，这样注气的凝析油含量经济界限可大大降低。
2) 美国和加拿大初始凝析油含量介于200～250g/m3的凝析气田，大部分回注干气。
3) 注气投资大，要有足够的凝析油产出来回报，以前国大致有个凝析气油比为17600m3/m3(相当于53cm3/m3的凝析油含量)的经济极限，少于此值回注干气无效益。但科技进步后，在采用高压油吸收装置和低温凝析膨胀机后，这个界限大大降低，降到了13cm3/m3，所以提高地面C2、C3—C4、C5+(凝析油)等组分的刚殳率就能降低注气经济极限。地面、地下要一体化考虑。
1.3 注水开发贫含凝析油的凝析气藏的决策要非常慎重
经过多年研究，总结出以下认识。
1) 水驱气的剩余气饱和度是很高的，1952年，美国人盖芬等认为碎屑岩和碳酸盐岩储层的剩余气饱和度在0.25～0.5范围变化，其他人的实验也都类同，这已成为一个经典性的成果。
2) 对凝析气藏注水开发问题研究世界上一直未停止过，但一直停留在理论和实验研究上，没有取得现场试验的突破。
3) 现在俄罗斯、哈萨克斯坦等国只是在凝析气顶油藏或油环凝析气藏中得到工业性应用，很有效，传统做法是在油气边界上实施“屏障注水”，分隔油气区两个系统，先采油或同时开采油气。
4) 中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)大港油田公司与西南石油大学做过凝析气田注水实验和现场试验，在板桥中区板Ⅱ油组砂岩油环凝析气藏试验，有些效果，后因做储气库，未再试下去，还难以得出结论。
5) 笔者对凝析气田注水的倾向性意见：①国外绝大部分注水开发文章，凝析油含量都很高，有的超过1000cm3/m3；②曾对凝析油含量为200～400g/m3的凝析气做过实验，驱出的凝析油都很低，若要进行矿场试验会入不敷出，不经济；③美国对含高渗透夹层岩心做的水气交替实验值得重视，采出的凝析油量可比衰竭开发高出一倍以上，水阻挡了高渗夹层气窜；④对深层水驱凝析气藏，防、治水已上升到第一位目标，只有治好水，才有可能提高油、气采收率，若水体不封闭，排水采气可能不行，则要采取防治水与利用地层水能量相结合的方式，较好办法是采取边部“挡水”的方式；⑤气田若地层水矿化度高，地层温度、压力高，常规的泡沫剂、增稠剂、调剖剂难以适应，建议加强注采工艺、化学剂、装备、工具等研究，在边部水淹井注阻挡剂(稠油段塞、凝析油段塞、耐盐抗温聚合物或泡沫剂等)，美国“TIORCO”公司研制了纳米粒级化学膨胀剂“Bright Water”，用于气藏堵水，还有抗146.9℃、耐盐的堵水凝胶。
1.4 为什么老在采气井上做文章，而不在源头上想办法，开发中后期注气行不行？
开发初期注气比晚期注气好，理应如此，但有的气藏注气压力已达100MPa，现在中国乃至世界上都解决不了压缩机问题，能否在露点压力附近、甚至在最大凝析压力以下注气？在权衡投资、生产费用、工艺难度和采收率间关系后，有时还是可行的。
俄罗斯有这方面的例子，其衰竭开发贫含凝析油、带油环的凝析气田多，据估计，目前仍留在地下的原油、凝析油高达45×108t。油环原油采收率只有10%～20%；凝析油采收率最大也只有45%，因气体采不出来可能损失10%，因毛细管力影响可损失5%，因岩石性质影响可损失15%，因现行工艺条件影响会损失25%.
鉴于上述情况，在乌克蒂尔油环凝析气田成功实施了开发中后期在最大凝析压力下注气；在梅德韦日气田开发后期成功实施注氮。这种方法有时可达到采取工艺措施(压裂增产、人工举升、负压开采、降低反凝析液污染等)所达不到的效果，投资、成本会比采气工艺措施低。
从1993年9月开始，俄罗斯天然气研究院和天然气公司在乌克蒂尔划出2个集气站含气范围实施注气工业试验[2]，目前还准备扩大。
实施这个项目的目的是：①用干气置换(驱替)地层中剩余的凝析气；②用干气再蒸发反凝析阶段已析出于地层的凝析油；③减缓地层压力下降速度，它不是在采气井负压开采，而是在源头(气藏边部)人工注气补充能量，这样就减少了采气井采取人工举升、增压、增产等措施；④阻挡边水进入凝析气区；⑤让采气井处于良好工作状态，甚至保持自喷状态；⑥提高凝析油最终采收率。
试验初步结果表明，可提高2%～3%凝析油采收率(有不同渠道的资料，可能要高于此值)，C1、C2、C3、C4等组分可提高10%～12%，而且正常蒸发凝析油后，大大改善了近井带渗流通道，提高了单井产量。
1.5 多孔介质相态研究还得继续下去
多孔介质存在对凝析油气相态具有重要意义。20世纪70年代加拿大用简单实验得出“多孔介质对定容衰竭过程影响在实验误差范围之内”的结论，使许多人不再研究了。笔者没有相信这个结论，几代人从理论、实验进行了研究。随着科技进步，俄罗斯最近发表了好几篇文章，有新认识，因此中国很有必要再深入研究下去。其中一项研究成果如下。
1) 实际在地层中形成凝析油的“胚胎”(或称“萌芽”)的压力要高于PVT筒中实测的露点压力，这与笔者研究一致，仅高出1MPa左右。
2) 实验结果列于表1中(实验的多孔介质孔隙度为0.24，束缚水饱和度为20%，凝析油密度为737.9kg/m3，温度为110℃)[3]。
由表1看出，定容衰竭初期，在30～24MPa区间，两者误差可达到31.2%，随着压力下降，差别减小(压力不同，误差不同，这是他们的新发现)。而且与笔者的结论一样，他们也认为吸附是主要影响因素。笔者先前的研究未细致发现不同压力有不同的差值。何江川、杜建芬、黄全华、欧成华、周守信、郭平、孙雷、张茂林等接力棒式地进行长期研究，还导出了考虑多孔介质吸附的渗流方程，开发了超声波多孔介质相态测试仪。现在的研究在国内基本停了，看来还很有必要再研究，能有大量实验和现场应用来验证。
1.6 实验室分析的定容衰竭曲线与实际生产数据符合程度有多大？
俄罗斯的乌连戈伊、奥伦堡、乌克蒂尔、阿斯特拉罕等凝析气田比较的结果值得重视，饱和的油环凝析气藏差别很大，不饱和的差别要小些，分析原因有[4]：①测等温凝析线时放弃速度过快会造成油气相态不平衡，从而带来测试误差；②多孔介质的存在使采出凝析油量减少；③地层水(含凝析水)对相态的影响，一般影响较小；④凝析气层中剩余原油饱和度的影响，一般影响较大。其对比结果见表2。
下面4个问题限于篇幅，不再展开叙述了，只是把问题提出来供大家参考。
1) 凝析水、地层水对凝析油气相态的影响究竟有多大？现在测油气相态时都把样品中的水排除在外的。
2) 如何测准凝析气藏开发的关键数据——油气相渗曲线以及油气水的三相渗透率曲线？油气水三相渗透率曲线国内还无人研究，油气两相渗透率曲线国内测试方法也往往不对。
3) 薄油环凝析气藏如何提高原油采收率？用水平井开采行吗？
4) 看准了的项目，一定要接力棒式的由几代人来接替完成，研究时间短了是出不了大成果的，不能只搞点“短平快”项目，国家、行业大公司也要给予鼎力支持并创造条件，这样才能取得重大成果。
2 水驱气藏
水驱气藏有补充能量的有利方面，但与油藏相比，气藏开发更“怕水”，边底水侵入气藏后形成大量水封气，水封气类型有空隙的水封(水锁)，气藏的水封和气井的水淹。要充分认识水患在气田开发过程中的严重危害性，积极采取各种防、治水的措施。
2.1 重温四川水驱气藏防、治水经验
1) 水驱气藏开发一般有无水采气、带水自喷和排水采气三个阶段，甚至在气藏全部水淹后还会有降压采气的“二次采气”阶段。
开发好水驱气藏的关键是合理控制地层水活动。水侵有锥形水侵、纵窜型和横侵型水侵，也可组合为复合型水侵。如威远震旦系灯影组气藏，1994年由于地层水纵窜横侵，被分割成6个互不连通的区块，气井出水后产能下降幅度介于5%～50%(图1)。
2) 合理控制采气速度和控制气井生产压差，是延长气井和无水采气期的有效措施。
① 威远49井，1972年投产，逐月加大生产压差，由1.37MPa上升到9.22MPa，仅230d就见地层水；而威23井，生产压差一直保持在0.4MPa左右，带水自喷生产期长达13a之久。
② 合理控制生产压差、井网井距和气井配产对整个气藏的开发指标有很大的影响。川渝地区石炭系气藏20余年的经验认为，合理的气井产量和生产井井网密度对中、低渗透非均质气藏非常重要，它们是提高气藏最终采收率、整体开发效益的关键因素。
张家场石炭系气藏得益于井网分布的均匀，按15口井生产，平均单井含气面积为2.67km2，单井产量为6×104m3/d，不仅达到90×104m3/d生产规模，稳定性好，未发生明显水侵，稳产期末采出程度达到50%可采储量。而云和寨石炭系气藏安排了7口井，平均单井含气面积为3.9km2，开发规模为60×104m3/a，投产13a总体效果差，主要是井网太稀，产量过高，引发了边水突进，开发规模未达到设计要求，云2井、云11井见水时间提前了10a，预计稳产期为12a，实际仅为6a，预计的稳产期采出程度为39.14%，实际仅为19.05%。
气井合理产量的确定要受到绝对无阻流量、气井影响半径范围的压降储量和有无地层水干扰等3个重要因素控制。
③ 对封闭性水体的水驱气藏排水采气工艺是水侵气藏解封的主要手段。
中坝气田须二段裂缝孔隙型边水气藏是成功开发的典型，大家都很熟悉了。
根据四川经验，水驱气藏合理采气速度介于2.5%～4.0%，稳产期采出程度为30%～60%，最终采收率为0.45～0.60(其中边水气藏采收率为0.65～0.85；底水气藏采收率为0.40～0.60；裂缝性气藏采收率为0.30～0.50)，可供大家参考。
4) 精心管理见水气井，加强动态分析。
2.2 管好见水气井是水驱气藏开发的基本功
基本原则是：有利于保护气井，控制合理生产压差和产量。稳产原则是：少动操作，少激动，少关井，平稳操作；加强监测；排出井底积液。
值得我们思考研究的有以下3个方面的问题。
1) 对封闭型水体的水驱气藏，四川找到了排水采气工艺技术，成为稳产的基础、增产的手段和提高采收率的途径，在新疆地区，尤其是塔里木盆地，水体大于气藏体积数10倍(30～40倍不少见)，排水采气可行吗？能否兴利除弊，探索既利用水能量又减少水封气的工艺技术？
2) 凡水驱气田开发不好的，就像开汽车肇事一样，十有八、九是开采速度太高。为保证天然气工业的快速、可持续发展，必须协调产量和储量、采气速度和最终采收率间关系。中国石油和中国石油化工股份有限公司都明确规定了一些开发技术政策，有以下几方面。
① 长输干线投产后，在资源上，至少要有20余年洪气资源聚注。
② 稳定供气的焦点是储采比，一般认为，动用地质储量的储采比，大致在20：1较为稳妥。
③ 中国气田地质情况复杂，要充分考虑天然气储量品位情况，对勘探所提供储量要做细致的工作，要根据地质、开发的静动态资料，确定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类储层和相应的储量，Ⅳ类储层是不产气的，Ⅲ类储层是目前技术经济条件下没有开采价值的。
④ 2005年，中国石油提出了“必须明确一个关系，建立一个概念，牢记一个系数”，要正确处理储量、产能、销量之间的关系，要建高峰日供气能力概念。牢记反映生产能力与供气水平关系的负荷因子系数。并以此为基础来协调产供销关系，组织好生产。中国石化也制定了类似的技术政策。根据四川气田开发实践经验，开发条例中还规定了各类型边底水气藏和裂缝性碳酸盐岩气藏合理采气速度、稳产期采出程度和最终采收率[5]。这些都是制定开发水驱气田规划和编制开发方案的准绳或参考依据。
但是中国这类气田地质情况复杂，气藏类型不一、水体类型不一、水侵活跃程度不一，要在总的水驱气田开发技术政策指导下，因地制宜地制定地区或气田的开发技术政策。
3) 气田开发需有法律的观念。中国石油组织技术干部三个月去考察俄罗斯天然气公司西西伯利亚几个巨型气田[6]，这是好事，使笔者联想到俄罗斯几个巨型气田，它们位于同一水动力系统上，都属开放型水体，像梅德维日巨型气田赛诺曼气藏，到2010年，该气田停止长输的工业采收率达到90.2%，这是难能可贵的。
因此，开发方案一经确定，俄罗斯就把它视为法律，具有权威性，不会轻易改变，尽量摆脱人为因素，值得学习。中国气田地质情况复杂，制订方案时往往有时达不到要求的储量级别和试采这两个基本要求，不确定性因素很多，这是特殊性，但是方案一经确定，在相当一段时间内也应该不轻易改变它。
3 结论
1) 扎实的凝析气田开发始于取得有代表性凝析油气样品，而其中的关键又是气井工作制度的调节。生产压差不大于当时地层压力的10%，气井产量不超过分离器额定通过能力50%，井底流速大于4m/s等条件可作为探索研究起点。
2) 多孔介质相态研究有待继续下去，在露点压力到最大凝析压力之间，多孔介质对凝析油的采出程度降低可达31.2%，值得重视。
3) PVT筒中研究的定容衰竭实验结果对于饱和凝析气藏误差大，要对比生产和实验数据，加以分析研究。
4) 凝析油、气、地层水相渗曲线测试和研究工作值得重视。
5) 要重视凝析气藏开发方式研究[7]，特别是衰竭开发中后期，要从实验研究开始。
6) 水驱气藏在中国广为分布，要做好防、治水这篇大文章。一定要树立采气速度与原始采收率紧密相连的观念，开采不成功的主要原因往往是采气速度过高，一定要处理好当前与长远的关系，从长计议。
7) 四川气田的宝贵经验要让大家引以为训。
8) 四川气田排水采气工艺技术功不可没。开放型水体、深层高温高压高矿化度水气藏的治水技术有待发展。
参考文献
[1] 李士伦，王鸣华，何江川，等.气田与凝析气田开发[M].北京：石油工业出版社，2004.
[2] 李士伦.气田开发方案设计[M].北京：石油工业出版社，2006.
[5] 曲俊跃，曲林.四川裂缝孔隙型有水气藏的水封与解封[M].北京：石油工业出版社，2001.
[6] 方义生，徐树宝，李士伦.乌连戈伊气田开发实践和经验[J].天然气工业，2005，25(6)：90-93.
[7] 李士伦，潘毅，孙雷.提高凝析气藏采收率的新思路[J].天然气工业，2008，28(9)：1-5.
(本文作者：李士伦 潘毅 孙雷 西南石油大学)
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