摘要：水驅氣田和凝析氣田屬復雜氣田，其開發難度很大，需認真對待。結合多年理論研究和實踐經驗，指出了凝析氣田開發當前應注意10個問題，即：合格凝析油氣樣品的取得；相態研究要深入到多孔介質相態、水-凝析油氣相態、注干氣再蒸發地層凝析油相態和開發中后期的相態研究；凝析氣田開發方式和開發后期提高凝析油采收率問題；要慎重對待凝析氣田注水問題，等等。針對水驅氣田，指出一定要處理好采氣速度與最終采收率的關系，應重溫四川水驅氣藏防、治水經驗，管好見水氣井，增強法律意識。其結論和認識對復雜氣田的高效開發具有重要的指導意義。
關鍵詞：水驅氣田；凝析油氣田；開發；效益；水平；經驗
石油、天然氣是不可再生資源，是人類極為寶貴的財富，因此一定要把氣田開發好。氣田中水驅氣田和凝析氣田開發復雜，水驅凝析氣田開發更為復雜，一定要把產量和儲量、開采速度和最終采收率間的關系處理好，筆者提出當今這兩類氣田開發中的一些問題，望能引起重視，開展深入研究，提高開發效益和水平。
1 凝析氣田
凝析氣田在世界上占有重要位置，我國的這種寶貴資源現集中在新疆，隨著油氣勘探深度的增加和工作的深入，它將會更多。凝析氣田經濟價值高，凝析油不僅是燃料，而且是重要化工原料。凝析氣田開發很復雜，其重要特征是存在反凝析現象，因此，開發中存在提高凝析油采收率問題。國家和相關部門對此很重視，連續組織“七五”到“十五”重大國家科技攻關，開展大張坨和柯克亞兩個凝析氣田的注氣礦場試驗，更為可貴的是深層高壓、富含凝析油的牙哈水驅凝析氣藏回注干氣的成功實施，具里程碑意義，標志著中國凝析氣田開發的新高度，它帶來了寶貴的開發實踐經驗。雅克拉-大澇壩氣田經歷一段衰竭開發后，也準備注氣開發，必將帶來新鮮的經驗。
為把中國凝析氣田開發提高到一個新水平，當前有10個問題需十分重視并加以研究。
1.1 怎樣才能取得具有代表性的凝析油氣樣品？
除了地質基礎外，凝析氣田開發還取決于相態和滲流特征實驗分析基礎，而后者的關鍵又依賴于取得有代表性的凝析油氣樣品。
凝析氣井投產初期專門的生產測試目的是：①獲得有代表性的地層油氣樣品；②流體PVT和相態實驗分析；③確定儲層流體組成和物理化學性質；④確定產出流體原始氣油比；⑤確定定容衰竭和等組成膨脹等溫凝析線與上露點(初始凝析)壓力；⑥確定氣藏和氣井生產能力和注入井注入能力。
這是一項非常復雜的、科學的、技術性和組織管理極強的工作。現今取樣多為地面取樣，但無論井下或地面取樣，氣井生產制度的調節至關重要。中國現行操作規程未作明確規定，可操作性不強[1]。
1) 1980年，俄羅斯曾制定操作規程，定量地規定了3條：①測試取樣時，氣井生產壓差值不能大于10%現行地層壓力；②氣井產量不能超過分離器銘牌額定通過能力的50%；③井底氣流速度大于4m/s。
2) 實際執行過程中存在不統一，出現分歧意見。
第一種意見：生產壓差可控制在小于20%地層壓力范圍；氣體通過能力可小于分離器額定通過能力的90%。
第二種意見：生產壓差可小于10%地層壓力，短時間可達到20%地層壓力；氣體通過能力不超過50%的分離器額定負載。
3) 為此俄羅斯北方天然氣研究院和相關油田作了專項測試研究，其結果是：①能將液滴從井底攜出地面的最小允許流速在0.5～8m/s范圍，如烏克蒂爾油環凝析氣田井底壓力為13～25MPa條件下此值為0.55m/s，其他氣田有相同類似值；②至于生產壓差，在烏克蒂爾氣田做了大量細致研究，該氣田初期凝析油含量介于100～200g/m3，測試持續了3個月，結果是采出氣中凝析油含量變化與生產壓差無關，而與氣藏總壓降有關；③至于分離器最大通過能力則認為不應超過70%額定值。
如此看來，需要結合氣田情況，參照俄羅斯成果來研究這個問題，扎實的凝析氣田開發基礎從這里開始。
1.2 強水驅凝析氣藏早期回注干氣是防、治水較為可行的方法，要改變傳統的開發經濟評價方法
1) 對這類氣藏，水有補充地層能量的正面作用，但更要認識到水患的嚴重負面作用，防、治水已上升為主要矛盾。牙哈凝析氣田能有今天這樣主動局面，歸功于早期注氣，阻擋了邊水，現在要進入水驅衰竭開采干氣階段，仍要注意水。雅克拉、大澇壩凝析氣田也選擇了注氣這條正確的開發道路，盡管雅克拉凝析氣田凝析釉含量達不到足夠的經濟極限。
在注氣經濟評價時，不能光算凝析油和干氣采收率的賬，還要算減少水封氣和免去防、治水措施帶來的附加經濟賬，這樣注氣的凝析油含量經濟界限可大大降低。
2) 美國和加拿大初始凝析油含量介于200～250g/m3的凝析氣田，大部分回注干氣。
3) 注氣投資大，要有足夠的凝析油產出來回報，以前國大致有個凝析氣油比為17600m3/m3(相當于53cm3/m3的凝析油含量)的經濟極限，少于此值回注干氣無效益。但科技進步后，在采用高壓油吸收裝置和低溫凝析膨脹機后，這個界限大大降低，降到了13cm3/m3，所以提高地面C2、C3—C4、C5+(凝析油)等組分的剛殳率就能降低注氣經濟極限。地面、地下要一體化考慮。
1.3 注水開發貧含凝析油的凝析氣藏的決策要非常慎重
經過多年研究，總結出以下認識。
1) 水驅氣的剩余氣飽和度是很高的，1952年，美國人蓋芬等認為碎屑巖和碳酸鹽巖儲層的剩余氣飽和度在0.25～0.5范圍變化，其他人的實驗也都類同，這已成為一個經典性的成果。
2) 對凝析氣藏注水開發問題研究世界上一直未停止過，但一直停留在理論和實驗研究上，沒有取得現場試驗的突破。
3) 現在俄羅斯、哈薩克斯坦等國只是在凝析氣頂油藏或油環凝析氣藏中得到工業性應用，很有效，傳統做法是在油氣邊界上實施“屏障注水”，分隔油氣區兩個系統，先采油或同時開采油氣。
4) 中國石油天然氣股份有限公司(以下簡稱中國石油)大港油田公司與西南石油大學做過凝析氣田注水實驗和現場試驗，在板橋中區板Ⅱ油組砂巖油環凝析氣藏試驗，有些效果，后因做儲氣庫，未再試下去，還難以得出結論。
5) 筆者對凝析氣田注水的傾向性意見：①國外絕大部分注水開發文章，凝析油含量都很高，有的超過1000cm3/m3；②曾對凝析油含量為200～400g/m3的凝析氣做過實驗，驅出的凝析油都很低，若要進行礦場試驗會入不敷出，不經濟；③美國對含高滲透夾層巖心做的水氣交替實驗值得重視，采出的凝析油量可比衰竭開發高出一倍以上，水阻擋了高滲夾層氣竄；④對深層水驅凝析氣藏，防、治水已上升到第一位目標，只有治好水，才有可能提高油、氣采收率，若水體不封閉，排水采氣可能不行，則要采取防治水與利用地層水能量相結合的方式，較好辦法是采取邊部“擋水”的方式；⑤氣田若地層水礦化度高，地層溫度、壓力高，常規的泡沫劑、增稠劑、調剖劑難以適應，建議加強注采工藝、化學劑、裝備、工具等研究，在邊部水淹井注阻擋劑(稠油段塞、凝析油段塞、耐鹽抗溫聚合物或泡沫劑等)，美國“TIORCO”公司研制了納米粒級化學膨脹劑“Bright Water”，用于氣藏堵水，還有抗146.9℃、耐鹽的堵水凝膠。
1.4 為什么老在采氣井上做文章，而不在源頭上想辦法，開發中后期注氣行不行？
開發初期注氣比晚期注氣好，理應如此，但有的氣藏注氣壓力已達100MPa，現在中國乃至世界上都解決不了壓縮機問題，能否在露點壓力附近、甚至在最大凝析壓力以下注氣？在權衡投資、生產費用、工藝難度和采收率間關系后，有時還是可行的。
俄羅斯有這方面的例子，其衰竭開發貧含凝析油、帶油環的凝析氣田多，據估計，目前仍留在地下的原油、凝析油高達45×108t。油環原油采收率只有10%～20%；凝析油采收率最大也只有45%，因氣體采不出來可能損失10%，因毛細管力影響可損失5%，因巖石性質影響可損失15%，因現行工藝條件影響會損失25%.
鑒于上述情況，在烏克蒂爾油環凝析氣田成功實施了開發中后期在最大凝析壓力下注氣；在梅德韋日氣田開發后期成功實施注氮。這種方法有時可達到采取工藝措施(壓裂增產、人工舉升、負壓開采、降低反凝析液污染等)所達不到的效果，投資、成本會比采氣工藝措施低。
從1993年9月開始，俄羅斯天然氣研究院和天然氣公司在烏克蒂爾劃出2個集氣站含氣范圍實施注氣工業試驗[2]，目前還準備擴大。
實施這個項目的目的是：①用干氣置換(驅替)地層中剩余的凝析氣；②用干氣再蒸發反凝析階段已析出于地層的凝析油；③減緩地層壓力下降速度，它不是在采氣井負壓開采，而是在源頭(氣藏邊部)人工注氣補充能量，這樣就減少了采氣井采取人工舉升、增壓、增產等措施；④阻擋邊水進入凝析氣區；⑤讓采氣井處于良好工作狀態，甚至保持自噴狀態；⑥提高凝析油最終采收率。
試驗初步結果表明，可提高2%～3%凝析油采收率(有不同渠道的資料，可能要高于此值)，C1、C2、C3、C4等組分可提高10%～12%，而且正常蒸發凝析油后，大大改善了近井帶滲流通道，提高了單井產量。
1.5 多孔介質相態研究還得繼續下去
多孔介質存在對凝析油氣相態具有重要意義。20世紀70年代加拿大用簡單實驗得出“多孔介質對定容衰竭過程影響在實驗誤差范圍之內”的結論，使許多人不再研究了。筆者沒有相信這個結論，幾代人從理論、實驗進行了研究。隨著科技進步，俄羅斯最近發表了好幾篇文章，有新認識，因此中國很有必要再深入研究下去。其中一項研究成果如下。
1) 實際在地層中形成凝析油的“胚胎”(或稱“萌芽”)的壓力要高于PVT筒中實測的露點壓力，這與筆者研究一致，僅高出1MPa左右。
2) 實驗結果列于表1中(實驗的多孔介質孔隙度為0.24，束縛水飽和度為20%，凝析油密度為737.9kg/m3，溫度為110℃)[3]。
由表1看出，定容衰竭初期，在30～24MPa區間，兩者誤差可達到31.2%，隨著壓力下降，差別減小(壓力不同，誤差不同，這是他們的新發現)。而且與筆者的結論一樣，他們也認為吸附是主要影響因素。筆者先前的研究未細致發現不同壓力有不同的差值。何江川、杜建芬、黃全華、歐成華、周守信、郭平、孫雷、張茂林等接力棒式地進行長期研究，還導出了考慮多孔介質吸附的滲流方程，開發了超聲波多孔介質相態測試儀。現在的研究在國內基本停了，看來還很有必要再研究，能有大量實驗和現場應用來驗證。
1.6 實驗室分析的定容衰竭曲線與實際生產數據符合程度有多大？
俄羅斯的烏連戈伊、奧倫堡、烏克蒂爾、阿斯特拉罕等凝析氣田比較的結果值得重視，飽和的油環凝析氣藏差別很大，不飽和的差別要小些，分析原因有[4]：①測等溫凝析線時放棄速度過快會造成油氣相態不平衡，從而帶來測試誤差；②多孔介質的存在使采出凝析油量減少；③地層水(含凝析水)對相態的影響，一般影響較小；④凝析氣層中剩余原油飽和度的影響，一般影響較大。其對比結果見表2。
下面4個問題限于篇幅，不再展開敘述了，只是把問題提出來供大家參考。
1) 凝析水、地層水對凝析油氣相態的影響究竟有多大？現在測油氣相態時都把樣品中的水排除在外的。
2) 如何測準凝析氣藏開發的關鍵數據——油氣相滲曲線以及油氣水的三相滲透率曲線？油氣水三相滲透率曲線國內還無人研究，油氣兩相滲透率曲線國內測試方法也往往不對。
3) 薄油環凝析氣藏如何提高原油采收率？用水平井開采行嗎？
4) 看準了的項目，一定要接力棒式的由幾代人來接替完成，研究時間短了是出不了大成果的，不能只搞點“短平快”項目，國家、行業大公司也要給予鼎力支持并創造條件，這樣才能取得重大成果。
2 水驅氣藏
水驅氣藏有補充能量的有利方面，但與油藏相比，氣藏開發更“怕水”，邊底水侵入氣藏后形成大量水封氣，水封氣類型有空隙的水封(水鎖)，氣藏的水封和氣井的水淹。要充分認識水患在氣田開發過程中的嚴重危害性，積極采取各種防、治水的措施。
2.1 重溫四川水驅氣藏防、治水經驗
1) 水驅氣藏開發一般有無水采氣、帶水自噴和排水采氣三個階段，甚至在氣藏全部水淹后還會有降壓采氣的“二次采氣”階段。
開發好水驅氣藏的關鍵是合理控制地層水活動。水侵有錐形水侵、縱竄型和橫侵型水侵，也可組合為復合型水侵。如威遠震旦系燈影組氣藏，1994年由于地層水縱竄橫侵，被分割成6個互不連通的區塊，氣井出水后產能下降幅度介于5%～50%(圖1)。
2) 合理控制采氣速度和控制氣井生產壓差，是延長氣井和無水采氣期的有效措施。
① 威遠49井，1972年投產，逐月加大生產壓差，由1.37MPa上升到9.22MPa，僅230d就見地層水；而威23井，生產壓差一直保持在0.4MPa左右，帶水自噴生產期長達13a之久。
② 合理控制生產壓差、井網井距和氣井配產對整個氣藏的開發指標有很大的影響。川渝地區石炭系氣藏20余年的經驗認為，合理的氣井產量和生產井井網密度對中、低滲透非均質氣藏非常重要，它們是提高氣藏最終采收率、整體開發效益的關鍵因素。
張家場石炭系氣藏得益于井網分布的均勻，按15口井生產，平均單井含氣面積為2.67km2，單井產量為6×104m3/d，不僅達到90×104m3/d生產規模，穩定性好，未發生明顯水侵，穩產期末采出程度達到50%可采儲量。而云和寨石炭系氣藏安排了7口井，平均單井含氣面積為3.9km2，開發規模為60×104m3/a，投產13a總體效果差，主要是井網太稀，產量過高，引發了邊水突進，開發規模未達到設計要求，云2井、云11井見水時間提前了10a，預計穩產期為12a，實際僅為6a，預計的穩產期采出程度為39.14%，實際僅為19.05%。
氣井合理產量的確定要受到絕對無阻流量、氣井影響半徑范圍的壓降儲量和有無地層水干擾等3個重要因素控制。
③ 對封閉性水體的水驅氣藏排水采氣工藝是水侵氣藏解封的主要手段。
中壩氣田須二段裂縫孔隙型邊水氣藏是成功開發的典型，大家都很熟悉了。
根據四川經驗，水驅氣藏合理采氣速度介于2.5%～4.0%，穩產期采出程度為30%～60%，最終采收率為0.45～0.60(其中邊水氣藏采收率為0.65～0.85；底水氣藏采收率為0.40～0.60；裂縫性氣藏采收率為0.30～0.50)，可供大家參考。
4) 精心管理見水氣井，加強動態分析。
2.2 管好見水氣井是水驅氣藏開發的基本功
基本原則是：有利于保護氣井，控制合理生產壓差和產量。穩產原則是：少動操作，少激動，少關井，平穩操作；加強監測；排出井底積液。
值得我們思考研究的有以下3個方面的問題。
1) 對封閉型水體的水驅氣藏，四川找到了排水采氣工藝技術，成為穩產的基礎、增產的手段和提高采收率的途徑，在新疆地區，尤其是塔里木盆地，水體大于氣藏體積數10倍(30～40倍不少見)，排水采氣可行嗎？能否興利除弊，探索既利用水能量又減少水封氣的工藝技術？
2) 凡水驅氣田開發不好的，就像開汽車肇事一樣，十有八、九是開采速度太高。為保證天然氣工業的快速、可持續發展，必須協調產量和儲量、采氣速度和最終采收率間關系。中國石油和中國石油化工股份有限公司都明確規定了一些開發技術政策，有以下幾方面。
① 長輸干線投產后，在資源上，至少要有20余年洪氣資源聚注。
② 穩定供氣的焦點是儲采比，一般認為，動用地質儲量的儲采比，大致在20：1較為穩妥。
③ 中國氣田地質情況復雜，要充分考慮天然氣儲量品位情況，對勘探所提供儲量要做細致的工作，要根據地質、開發的靜動態資料，確定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類儲層和相應的儲量，Ⅳ類儲層是不產氣的，Ⅲ類儲層是目前技術經濟條件下沒有開采價值的。
④ 2005年，中國石油提出了“必須明確一個關系，建立一個概念，牢記一個系數”，要正確處理儲量、產能、銷量之間的關系，要建高峰日供氣能力概念。牢記反映生產能力與供氣水平關系的負荷因子系數。并以此為基礎來協調產供銷關系，組織好生產。中國石化也制定了類似的技術政策。根據四川氣田開發實踐經驗，開發條例中還規定了各類型邊底水氣藏和裂縫性碳酸鹽巖氣藏合理采氣速度、穩產期采出程度和最終采收率[5]。這些都是制定開發水驅氣田規劃和編制開發方案的準繩或參考依據。
但是中國這類氣田地質情況復雜，氣藏類型不一、水體類型不一、水侵活躍程度不一，要在總的水驅氣田開發技術政策指導下，因地制宜地制定地區或氣田的開發技術政策。
3) 氣田開發需有法律的觀念。中國石油組織技術干部三個月去考察俄羅斯天然氣公司西西伯利亞幾個巨型氣田[6]，這是好事，使筆者聯想到俄羅斯幾個巨型氣田，它們位于同一水動力系統上，都屬開放型水體，像梅德維日巨型氣田賽諾曼氣藏，到2010年，該氣田停止長輸的工業采收率達到90.2%，這是難能可貴的。
因此，開發方案一經確定，俄羅斯就把它視為法律，具有權威性，不會輕易改變，盡量擺脫人為因素，值得學習。中國氣田地質情況復雜，制訂方案時往往有時達不到要求的儲量級別和試采這兩個基本要求，不確定性因素很多，這是特殊性，但是方案一經確定，在相當一段時間內也應該不輕易改變它。
3 結論
1) 扎實的凝析氣田開發始于取得有代表性凝析油氣樣品，而其中的關鍵又是氣井工作制度的調節。生產壓差不大于當時地層壓力的10%，氣井產量不超過分離器額定通過能力50%，井底流速大于4m/s等條件可作為探索研究起點。
2) 多孔介質相態研究有待繼續下去，在露點壓力到最大凝析壓力之間，多孔介質對凝析油的采出程度降低可達31.2%，值得重視。
3) PVT筒中研究的定容衰竭實驗結果對于飽和凝析氣藏誤差大，要對比生產和實驗數據，加以分析研究。
4) 凝析油、氣、地層水相滲曲線測試和研究工作值得重視。
5) 要重視凝析氣藏開發方式研究[7]，特別是衰竭開發中后期，要從實驗研究開始。
6) 水驅氣藏在中國廣為分布，要做好防、治水這篇大文章。一定要樹立采氣速度與原始采收率緊密相連的觀念，開采不成功的主要原因往往是采氣速度過高，一定要處理好當前與長遠的關系，從長計議。
7) 四川氣田的寶貴經驗要讓大家引以為訓。
8) 四川氣田排水采氣工藝技術功不可沒。開放型水體、深層高溫高壓高礦化度水氣藏的治水技術有待發展。
參考文獻
[1] 李士倫，王鳴華，何江川，等.氣田與凝析氣田開發[M].北京：石油工業出版社，2004.
[2] 李士倫.氣田開發方案設計[M].北京：石油工業出版社，2006.
[5] 曲俊躍，曲林.四川裂縫孔隙型有水氣藏的水封與解封[M].北京：石油工業出版社，2001.
[6] 方義生，徐樹寶，李士倫.烏連戈伊氣田開發實踐和經驗[J].天然氣工業，2005，25(6)：90-93.
[7] 李士倫，潘毅，孫雷.提高凝析氣藏采收率的新思路[J].天然氣工業，2008，28(9)：1-5.
(本文作者：李士倫 潘毅 孫雷 西南石油大學)
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