西北大漠，雅克拉凝析气田雅开5H井迎来了投产以来的第20个年头。2005年至2024年3月底，雅开5H井累计产天然气26.91亿立方米、凝析油51.41万吨，持续保持雅克拉凝析气田单井累计产量最高纪录。

　　在尔语中，雅克拉的意思是荒凉湖泊。位于新疆库车的西北油田雅克拉凝析气田，是中国石化最大的整装凝析气田，自2005年投产以来，全面开发周期达到19年，累计生产天然气152.03亿立方米、凝析油345.54万吨。

　　1989年6月，沙5井在雅克拉白垩系获得高产油气流，掀开了中国石化最大整装凝析气田的面纱。

　　凝析气藏是介于油藏和纯气藏之间的特殊油气藏类型，产出物在气液两种相态间转换，流动特征复杂，开采难度大。

　　“凝析气田由于具有反凝析特征，在提高凝析油采收率、提升资源利用效率、实现效益开发等方面难度更大。”西北油田油气藏地质研究高级专家马洪涛介绍，雅克拉凝析气田油气埋藏深度在5200~5400米，还存在高温度高压力、凝析油含量中等、二氧化碳强腐蚀等个性化开发问题。

　　开发之初，中国石化没有此类气田的开发经验，如何安全、经济、高效地开发雅克拉凝析气田，西北油田面临诸多挑战。

　　比如在选择开发方式方面，国内外凝析气田主要有衰竭式、循环注气和注气吞吐等开发方式，各有优势。开发方式选择不当，会明显降低油气采收率。

　　“凝析气藏开发方式需根据气藏的地质条件、流体相态特征、凝析油气采收率、经济评价等综合确定。要在广泛调研基础上，分析开发中影响凝析气藏采收率的各类因素，建立凝析气藏开发方式选择评价标准。”马洪涛说。

　　“气藏物性、地质特征、储量规模、水体特性、开发对策是影响凝析气藏开发方式的重要的因素，各因素对开发方式选择的影响程度不同，权重系数有差异。综合对比分析，雅克拉气藏是中孔中渗、中等凝析油含量、最大反凝析液量低的大型凝析气藏，具备衰竭式开发的条件。”马洪涛说。

　　凝析气藏的反凝析现象，是指凝析气藏在衰竭式开发过程中，当压力降低到临界点时，地层中会析出凝析油。随着压力降低，凝析油量逐渐增加，但当压力降至最大反凝析压力点后，凝析油含量开始减少。

　　技术人员利用水平井技术增加出油段，降低生产压差，最大限度地抑制反凝析现象。同时，他们建立了针对不一样的部位、不同厚度、不同孔渗条件、不同井型情况下的气藏开发全生命周期均衡采气的精细化管理体系，有效预防和控制反凝析、油封气和局部水侵形成水封气等影响开发效果的不良因素。

　　“我们通过探索凝析气藏高效稳产开发技术，实现气田‘平面、层内、层间、各阶段’的均衡开发，创建旋回结构法气藏精细描述、雾状反凝析控制、均衡水侵控制三项核心关键技术，总结形成‘一区一策、一井一策’差异化管理方式，有力推动了高效开发。”西北油田勘探开发研究院碎屑岩研究所所长李文平介绍。

　　自2015年以来，雅克拉凝析气田在集团公司27个气田区块年度排名中持续保持领先，盈亏平衡点等指标连续多年稳居第一名。目前，雅克拉凝析气田下气层凝析油采出程度66.4%，整体采出程度已达58.4%，油气采收率达到国内外同类型气藏领先水平。

　　雅克拉凝析气田设计稳产期为10年，实际稳产已超过15年。面对递减快、采出程度高等现实问题，科学技术创新赋予了其保持“容颜不老”的神秘力量。

　　雅开6H井曾经是雅克拉凝析气田的“优等生”，2014年9月因高含水停喷。技术人员从基础资料“回炉”研究入手，将开发目标从原来的白垩系亚格列木组中气层上返到古近系库姆格列木群。2021年5月，雅开6H井“梅开二度”，在新层位获得高产油气流。

　　为了在老区找到更多“优质粮”，技术人员坚持层内挖潜、工艺挖潜、老井新层系挖潜多箭齐发，近3年实施潜力井、潜力层作业15井次，成功率达73.3%。2021年5月，他们在古近系取得重要突破，落实原油地质储量147万吨，新增原油可采储量46.7万吨。

　　“金边银角”也有大乾坤。他们坚持滚动扩边，完善“处理-解释-评价”三位一体开发思路，建立了以基于深度偏移资料为基础、变速成图为核心的大比例尺构造成图方法，有效解决了雅克拉地区地震资料品质差、构造复杂、速度建模难、动静态矛盾突出等诸多问题，并结合建模-数模一体化修正技术提高滚动扩边的可靠性。通过滚动扩边，新区落实天然气储量38.5亿立方米、凝析油储量195.5万吨，累计部署27口井，生产天然气15.73亿立方米。

　　截至目前，普陆301井稳产近500天，累计生产天然气超1600万立方米，产能预测符合率100%，刷新了多项陆相凝析气藏水平井开发技术指标，创下普光东向斜千佛崖组凝析气藏生产井稳产时间最长、稳定日产气（油）量最高等多项纪录，为同类型气井稳产提供了模板，是普光陆相特低渗凝析气藏的标杆井。

　　4月7日，勘探开发研究院海外勘探开发研究所所长任宏带领技术人员对部署在四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光东向斜凝析气藏的探井——普陆301井进行“回访”。

　　凝析气藏是类型复杂的特殊气藏，具有“相态复杂、渗流机理复杂、井筒流态复杂”等特征，极易发生反凝析伤害储层，开发难度较大。

　　技术人员为何不约而同地执着于凝析气藏的开发？因为凝析气藏是行业内的“宝藏”，是一种很重要的非常规天然气资源。与常规天然气相比，凝析气具有更高的热值和油价关联性，可以同时产出天然气和凝析油，经济效益更好。

　　“合理开发利用凝析气藏能够大大减少对进口天然气的依赖，降低能源供应风险，提高国家能源安全保障能力，但开发难度大，存在着凝析油和气体的相态变化和反凝析现象，且气藏具有多尺度、多场耦合流动特征，会在很大程度上造成凝析油地层损失。常规油气渗流理论不再适用，因此，确定经济、合理、有效的开发方式和提高采收率是实现凝析气藏效益开发的关键。”任宏介绍。

　　天然气产量形势严峻，资源接替矛盾突出，加快非常规气藏评价建产迫在眉睫。他们摸着石头过河，在不断地尝试、总结、完善中摔倒再爬起来，最终，在对普陆3井、普陆4井、普陆页1井试采认识的基础上，明确普光陆相千佛崖组千一段是包含两种岩性的特低渗凝析气藏，其中，千一段3号小层为页岩凝析气藏，5号小层为致密砂岩凝析气藏。

　　随后，技术人员又进一步认识到：页岩气藏为半深湖沉积，优质页岩发育稳定、分布广，受埋深等影响，油气藏类型整体呈北偏气南偏油特征，页岩气藏凝析油含量呈逐渐增加的趋势；致密砂岩气藏则为半深湖重力流浊积砂体沉积，砂体展布平面上变化大，受埋深积成岩演化等影响，凝析油含量北高南低。

　　“油田按照‘整体部署、分期实施、滚动建产、试验先行、平台推进’的思路，在页岩凝析气藏北部低含凝析油区及南部中含凝析油区优先部署试验井组，论证凝析气藏随埋深变化的产能差异情况。同时，为充分动用致密砂岩凝析气藏东部浊积砂体储量、新建产能，沿着浊积砂体展布，部署两口致密砂岩水平井普陆4-1井和普陆301-1井，以确保新钻井钻遇更多‘甜点’储层，最大限度提高储量动用程度及单井产能。”勘探开发研究院副院长姜淑霞说。

　　技术人员全力研究制定排采方案，开展精细动态分析，加强动态监测，深化气藏开发规律认识，找到单井产能主控因素及当前开发阶段存在的问题，并通过多次的压力恢复曲线对比分析，准确评价储层参数在生产中的变动情况，进一步明确储层渗流特征。

　　他们在压前三维双重介质模型和地应力模型基础上，采用多软件平台联合模拟，建立多组分、多相态双重介质组分模型，指导合理配产，确定“三精”生产管理模式，实施控压生产，延长稳产期，提高单井评估的最终可采储量。通过环环相扣的技术攻关，最终形成了适用于普光陆相凝析气藏的产能评价方法，成功为低渗凝析气藏的优质开发保驾护航。

　　姜淑霞说：“普光气田东向斜凝析气藏资源量巨大，开发前景十分广阔。未来，我们将在深入研究凝析气藏的构造和储层特征上继续下功夫，同时探索和应用新的开发技术，提高开采效率和经济性，实现凝析气藏有效开发。”

　　凝析气藏是一种特殊的气藏，在其开发过程中，随地层压力的降低，存在析出凝析油的现象，凝析油的析出会严重伤害井筒附近储层，降低气藏相对渗透率，造成附加压力降低，导致气井停产，影响气藏最终采收率。特别是对于采用衰竭式开发的气田，怎么样提高凝析气藏的采收率是一个世界级难题。

　　海域已开发气藏主要为凝析气藏，近年来，通过做好地质基础研究，采用合适的开发技术对策，紧密跟踪凝析气藏动态，目前，上海海洋油气标定的已开发气田平均天然气采收率为52.4%，最高超过65%，凝析油采收率近30%，实现了凝析气藏的高效开发。

　　精细刻画，夯实开发基础。海域气田地质条件复杂，砂体横向变化快、埋深跨度大（2000~4500米）。与陆上油田相比，海上油气田井网密度小且不规则。对此，上海海洋油气提出分区带分小层开展针对性地球物理精细研究，发展不同区带、不同层系的地震技术，细化沉积微相研究，特别是复杂河道沉积和海陆交互条件下的河道沉积，形成了浅层、中层和深层3种不同深度、不同沉积模式条件下的储层描述技术系列。进一步落实了凝析气藏的储量，精细描述了储层展布和流体分布，为后续开发技术制定对策打下坚实基础。

　　精心设计，提升开发技术水平。海域凝析气藏类型复杂，水体能量有强有弱，从流体性质看，部分凝析气压力只要稍有降低就会析出凝析油，而部分气藏即使压力降低更多也不会析出凝析油，而且凝析油析出量还有较大的差别，因此就需要有明确的目的性地制定开发对策。通过对近100组流体实验数据及实际生产动态的分析，科研人员形成了凝析气藏开发凝析油动态变化预测经验图，通过划分从无影响到极易影响四个级别，指导凝析气藏开发技术对策的制定。对于水体能量大的气藏，充分的利用地层能量；对于易发生凝析油伤害储层的气藏合理配产，使用水平井，减少凝析油析出的同时防止水体过快突进，增强开发效果。近年来这些对策在多个调整方案和新区方案的编制中起到非常好的指导作用，通过在初期就考虑凝析油的影响，有效提升了天然气和凝析油的采收率。

　　精细管理，进一步提升采收率。只有掌握气井、气藏的开发动态，研究分析其动态机理，不断加深对气井、气藏的开采特征和规律的认识，才能把握气田开发的主动权，做出切合实际的生产规划，实现高效、合理和科学的调整。海域凝析气藏具有平面分块、纵向多层、储量分布零散特点，多为合采，因此重视生产动态更重要。除了常规的动态分析方法，主要是采用建模数模的方法对凝析气藏做多元化的分析。凝析气藏需要采用组分模型来精细描述流体，原理更为复杂，运算量更大，要采用合适的流体描述方程并采用混合网格建立方法，考虑到纵向上特殊油气水分布，平面和纵向网格更加细致，采用构型建模技术，细化描述层系内部的非均质性，通过数值模拟，更加直观准确地观察地下压力情况、凝析油的析出和分布状况，模拟凝析油对开发的影响并优选合适的措施。

　　（作者为上海海洋油气勘探开发研究院副总地质师，开发二所所长、党支部书记）

　　马洪涛：塔里木盆地富含凝析油气资源，探明储量占全国80%以上，多为深层凝析气藏。在全球，超深超高压复杂凝析气藏高效开发无成功经验可循，是世界级难题。多家油田企业通过科研攻关，创新形成了超高压凝析气非平衡相态渗流理论，实现了塔里木盆地凝析油气持续稳产，目前形成年产凝析油超150万吨、天然气超150亿立方米的生产规模。

　　目前，西北油田矿权范围内共探明凝析气藏22个，多为超深超高压复杂凝析气藏。多年来，西北油田持续开展技术攻关，创新发展了以均衡采气、循环注气等为核心的凝析气藏开发技术系列，攻克了超深超高压复杂凝析气藏高效动用的世界级难题。自2005年启动规模开发以来，累计生产凝析油600万吨、天然气超200亿立方米。其中，我国第六大、中国石化第一大凝析气田——雅克拉凝析气田，成为全世界首个以衰竭式开发方式连续稳产超过15年的凝析气田。

　　李 进：目前，低渗凝析气藏开发大多分布在在川东北探区侏罗系千佛崖组千一段箱体内的页岩及致密砂岩“甜点”储层，其中，致密凝析气藏开发已步入正轨，页岩凝析气藏开发井组实施进度略慢一些。

　　新部署的普陆4-1井与普陆301-1井即将开钻，预计致密凝析气藏日产气可增至20万立方米、日产油18吨。4月3日，专家组审核通过了普陆页1先导试验井组普陆页1-1井和1-3井的试采设计，预计5月工程动工，预测总日产气可增至10万立方米、日产油6.4吨。

　　马洪涛：目前，西北油田的凝析油气资源开发面临剩余油气分布零散、气藏压力保持程度低、水侵速度加快、主要驱动能量向水驱转变导致高产井含水上升加快等难题，挖潜和提高采收率难度加大。我们正致力于强化基础研究，通过加快排液采气、均衡水侵等技术的迭代升级加大剩余油气挖潜力度，同时配套实施储气库协同提高采收率项目等，多措并举提高采收率。完善“一区一策、一时一策”开发管理体系，针对凝析气藏开发的不同阶段，进一步丰富和细化差异化开发对策，持续推动凝析气藏开发效益最大化。

　　李 进：页岩凝析气藏亟须解决陆相页岩气藏成井难题，客观的产能认识、合适的开发技术对策尚未明确，后续陆相页岩凝析气藏效益开发的钻井难题一直存在。致密砂岩凝析气藏亟须解决的问题是寻找和落实后续增储建产阵地，目前项目团队已完成了千一段致密砂1号河道的整体部署，所有致密气开发井均已部署。

　　目前，陆相千佛崖组凝析气藏总资源量近6300亿立方米，整体资源规模落实，开发前景值得期待。

　　将坚定不移地进行勘探开发一体化立体探索、地质工程一体化联合攻关。立体式井网+多层楼式立体开发+井工厂模式降本是这类边际资源效益动用的必经之路。从地质角度看，应进一步甩开评价致密砂岩次级“甜点”，探索立体开发模式；从开发角度看，应做好页岩气先导试验井组（普陆页1井组）的试采，详细剖析页岩凝析气藏开发技术对策；从井位部署角度看，重点准备普陆4井先导试验井组的论证，进一步论证致密砂岩与页岩凝析气藏立体开发技术对策，为后期普光全区的侏罗系千佛崖组低渗凝析气藏立体开发奠定基础。