SYQ系列液体变阻启动器.docx
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SYQ系列液体变阻启动器
渤海石油职业学院
交直流课程设计
题目：
SYQ系列液体变阻启动器
姓名：
所在系：
机电工程系
班级：
04电气自动化
指导教师：
王宝峰
日期：
2008年6月16日
目录
摘要
前言
第1章凝析油气田
1．1所谓凝析油气
1．2我国凝析油气田的分布情况
1．21我国凝析油气田的巨大潜力
1．22凝析气藏
第2章开发情况
2．1先导开采技术超过俄美
2．2我国凝析气田主要特征
2．21在开发过程中常遇到的问题及解决办法.
2．22如何提高其采收率
第3章常用的工艺
3．1注气开采（部分）
3．2注水开采（部分）
3．2注水开采（部分）
4．2注N2提高凝析气藏的采收率，
第5章探索新方法
5．1 凝析气藏的降压开采，
小结
参考文献
如何提高凝析油气田的采收率
摘要
近年来凝析油气田的勘探开发在我国取得了巨大的进步，在我国新疆的塔里木油田发现了一批具有较高工业价值的凝析气油气藏，它们具有很大的地质储量，并可以开采出大量的天然气，普通原油及凝析油，同时也成为我国西气东输的主要气源所在……所采出的凝析油极易加工，可以大大节约炼厂的加工成本。
并且所加工出的成品油也要优一般原油所加工出的成品油。
塔里木油田作为西气东输主气源地，参与西气东输供气的5个主力气田中，有4个是高压凝析气田；首批供气的3个气田中就有2个是高压凝析气田。
其中，牙哈气田的天然气已奔向大上海。
克拉2气田的孪生兄弟、天然气探明储量突破800亿立方米的迪那2大气田也即将投入开发并向西气东输供气。
因此开发好这类油田提高其采收率则尤为重要。
关键词：
凝析气油气藏凝析气藏采收率凝析油天然气循环注气保压开采
前言
近年油价一直在高价盘旋。
21世纪的石油生产状况并不被十分看好，世界石油供应历来依赖于14个最大的油田，这14个油田生产全球每天供应量的20%，平均已生产了54年，而目前尚无替代它们的新发现。
世界现在每天使用约8200万桶石油，其中，沙特阿拉伯的石油状况最令人关注，石油供应量约1000万桶/天，是世界上最大的石油出口国。
沙特阿拉伯占世界探明石油储量的1/4，但在储藏上尚未有突破性发现。
沙特阿拉伯全部85个可采油田中，仅约12个在生产，其中仅一半在大量出油。
沙特阿美公司运作的Ghawar油田开发于1948年，是世界上最大的油田，现生产量近500万桶/天，占沙特阿拉伯生产量的一半以上。
但分析家认为，现已达峰值生产量，并将走向减产。
Ghawar油田已采用海水驱油藏维持产量在700万桶/天，注水已达36.5%。
当注水达40%~50%时，大多数油田开采则不甚经济。
沙特阿拉伯第二大油田Abqaiq油田发现于1940年，现已开采了73%。
实际上，沙特阿拉伯的石油生产依赖于其他3个关键油田：
Safaniyah油田（世界上最大的海上油田）、Zulif油田和Marjan油田。
这三大油田加上科威特的大型Bergen油田都在巨大的含水层下。
如果含水层减少，石油将会成为惰性，必须采用高含盐的水注入，使用泵抽才能开采。
世界上石油的替代能源尚不足以满足沙特油田产量下降的空缺。
俄罗斯实际上已是最大的石油生产国，但它与沙特阿拉伯不同，其石油大多自用。
俄罗斯在2006年9月已达到前苏联的峰值生产量949万桶/天，此后开始下降。
石油和天然气在国民经济和人们的日常生活中显的是越来越重要，国家发展和改革委员会2007年4月10日公布的《能源发展“十一五”规划》提出，2010年全国原油、天然气产量要分别达到1.93亿吨和920亿立方米。
“十一五”中国的油气开发将按照“挖潜东部、发展西部、加快海域、开拓南方”的原则，通过地质理论创新、新技术应用和加大投入力度等措施，努力增加产量。
发展改革委数据显示，2005年中国原油产量为1.81亿吨、天然气产量为493亿立方米。
从“十五”发展情况看，原油产量以年均2.12%的速度稳定小幅增长，而天然气产量年均增幅为12.63%。
能源安全是国家经济安全的重要组成部分。
2002年，我国原油进口为6941万吨，石油净进口量突破8000万吨。
石油进口激增的背后是中国石油供应短缺。
观察近十年来中国石油供求曲线，一个明显的特点就是石油生产增长大大滞后于需求增长。
在过去的十年中，我国石油产量年均增长1.7％，而石油消费需求却增长了4.9％。
2002年，我国的石油产量为1.65亿吨，石油消费约为2.4亿吨，供需缺口达7000多万吨。
目前我国已成为世界上石油消费增长最快的国家。
未来15年内，我国GDP将以7％左右的速度增长，预计原油需求将以4％左右的速度增长，而国内石油产量增长速度却只有2％，供需矛盾十分尖锐。
第1章凝析油气田
1．1所谓凝析油气
通俗地说，它在地层高温条件下是气体，一旦喷出
地面冷却后又变成液态。
凝析油是透明的轻质油，与“黑油”相比其含的杂质要少得多，可以不经加工直接做内燃机的燃料。
与一般的原油相比，炼油企业更喜“喝”凝析油。
这不是炼油企业“挑肥拣瘦”，而是凝析油炼出的产品价更高：
通常1吨凝析油可炼0．9吨成品油，高于“黑油”0．1吨。
正因为具有这一特殊经济价值，时下在国际期货市场上，凝析油的价格一桶要高于“黑油”10—20美元。
由于凝析油奇货可缺，集“万般宠爱于一身”，业内有人冠于它“石油宝贝”或“金娃娃”的美称。
凝析油气藏包含着凝析油和凝析气，凝析气田，凝析气田是一种特殊的气田。
它的特殊之处在于：
这种气田中聚集的碳氢化合物在一定温度、一定压力的地层条件下是气态物质。
当压力或温度降到某一界限以下时（比如采到地面后，在常温常压下），这种气态化合物反倒会变成液体状态。
这种现象和一般现象相反，一般气态物质（如水蒸气）只有在压力升高、温度降低时才能凝聚成液态，因此，把这种现象称为“反凝析现象”。
这种气的凝析物称为凝析油。
这种气田称为凝析气田。
因为凝析气田的产物在地面是凝析油，所以也有人叫它凝析油田。
凝析气田的气之所以具有这种特殊的反凝析现象，首先在于气的组分，其次是储层中的压力和温度条件。
凝析气田的气中除了含有大量甲烷外，戊烷（C5H10）和戊烷以上的烃类（含有汽油和煤油的组分）含量较一般气田高，这些组分在地层条件下逆蒸发为气体，压力、温度下降又反凝析为油。
由于凝析油的主要成分是汽油和煤油，质轻而纯净（呈无色透明状或淡黄透明状），采出后甚至不需加工炼制就可以直接利用。
再加上凝析油在地下时呈气态，只要在开采过程中注意不使它们在岩石孔隙中就反凝析成油，采收率是很高的，可以达到90%以上。
所以，凝析气是一种很宝贵的资源。
这种气田在我国的塔里木、大港等地相继有所发现，并已投入大规模开采。
1．2我国凝析油气田的分布情况
据最新一轮评价，塔里木盆地油气资源量高达160亿吨，其中可探明石油储量80亿吨，天然气10万亿立方米，与松辽盆地、渤海湾盆地齐名为中国油气资源超过100亿吨的三大盆地之一，被中外地质学家誉为21世纪中国石油战略接替区。
像专家们预言的一样，塔里木盆地的确是个油气“富盆”。
除了拥有普通的油气藏外，它还拥有孕育“石油宝贝”和“金娃娃”的凝析油气藏。
国内80％的大中型凝析油气藏在塔里木。
图1 塔里木盆地油气系统组构图
凝析油气藏由于埋藏深等诸多因素开采难度大。
19世纪中期俄罗斯、美国最先开发凝析油气藏，由于当时没有认识到其特殊性，使用常规技术效果并不明显。
之后，虽然对其研究一直未停，但没有实现太大突破。
6月20日，这一研究领域资深学者、塔里木油田勘探开发院院长江同文博士介绍，我国从石油工业发展到发现凝析油气藏，经历了半个多世纪，直到1977年，才大规模地发现了凝析油气藏。
全国大部分凝析油气资源埋藏在塔里木盆地，其天然气资源中30％以上都是凝析油气藏。
而在凝析油气藏发现了10年之后，我国才开始进行试验性开发。
由于对这一特殊油气藏开发国内尚是空白，国际上又没有可以借鉴的成熟技术，塔里木盆地埋在地下的“石油宝贝”很难见天日。
1．21我国凝析油气田的巨大潜力
凝析油气作为现代生活中不可缺少的化工原料，有着极其广阔的开发前景和潜力。
有资料显示，目前全球已发现凝析油气田12200个，主要分布在美国、俄罗斯、澳大利亚、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦以及东南亚等地区。
这一大批等待开发的凝析油气田，迫切需要像塔里木油田这样的开发理论、技术指引和进入。
塔里木油田对凝析油气资源的新认识、新突破，使中国正在成为全球凝析油气田开发的“领跑者”。
当下中国凝析油气资源开发已步入高起点、规模化阶段，截至目前：
中国石油塔里木油田公司在塔克拉玛干大沙漠相继发现了牙哈、吉拉克、英买力、迪拉等13个高压凝析油气田，已探明凝析油气当量2．73亿吨，占全国探明凝析油气总量的40％。
同时，在塔里木盆地形成了三个凝析油气田群。
到2005年底，塔里木盆地已投入开发的凝析油气田有5个，累计建成天然气产能28．9亿立方米、凝析油产能118万吨。
目前，仅牙哈凝析油气田日产凝析油2190吨、天然气373万立方米，可以保证向西气东输管道日输气350万立方米。
高价格的凝析油气带来了巨大的经济效益，让塔里木油田干劲十足。
短短4年间，仅凝析油气田已实现利税37．23亿元。
开发其的重要性凭借着领先国际的高端技术集群，塔里木油田雄心勃勃：
还将陆续开发6个凝析油气田，建成凝析油气当量产能950万吨。
到“十一五”末，可建成凝析油气当量产能1732万吨，为西气东输稳定提供40％以上的气源，累计产值可达2048亿元。
不久前，一家国家权威机构发布的研究报告表明，随着地质学理论的不断推进，未来10年间，特殊油气田开发将成为世界石油工业的主导，凝析油气田的开发成为热门。
并将推动石油工业的发展。
我国最大的凝析油气田群——英买力气田群已开工建设。
该气田群年产天然气25亿立方米、凝析油原油50万吨，是继塔里木油田成功开发西气东输首批气田以来，全面开发的第二期气田。
计划明年12月1日建成投产，向西气东输管道供气。
目前，塔里木油田日外输天然气已达到2200万立方米。
此次开发的塔里木油田第二期气田，位于塔克拉玛干沙漠北缘，包括英买力气田群、迪那凝析油气田、和田河气田的建设。
英买力气田群位于阿克苏地区新和县和温宿县，已探明天然气地质储
量656.28亿立方米，凝析油原油储量2600万吨，建成后年产天然气25亿立方米、凝析油原油50万吨、液化气4万吨。
我国最大的管道建设企业中油管道局所属塔里木管道公司承担了外输天然气管道、110KV电力线路、供水系统和通讯光缆工程。
1．22凝析气藏
据介绍，凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型。
截至2004年底，塔里木油田在塔里木盆地已相继探明13个高压凝析气田。
累计探明凝析油地质储量7054.6万吨；天然气2545.57亿立方米，是塔里木油田天然气已探明储量的35％。
专家说，在当前的世界油气田开发中，凝析油气藏开发比例不断增长。
塔里木油田凝析气藏开发的经验，不仅能够保证英买力气田群的高效开发，还将对我国凝析气藏开发产生重要的推动作用。
今年3月26日，我国目前发现的最大凝析气田——迪那2气田正式开工建设。
建成后，迪那2气田将成为西气东输管道的又一主力气源，提高中国石油向西气东输管道安全、稳定供气的能力。
迪那2气田位于新疆南部的库车县和轮台县境内，由迪那１区块和迪那２区块两部分组成，累计探明天然气地质储量１７５２.１８亿立方米、凝析油储量１３３８.９万吨。
迪那2气田是继西气东输最大的主力气源——克拉2气田之后，塔里木盆地第二个储量超千亿立方米的大气田。
迪那2气田产能建设工程计划2009年6月完工并开始向西气东输管道供气。
气田建成后年可生产天然气50亿立方米、凝析油56万吨，油气当量450万吨。
第2章开发情况
塔里木石油科技工作者经过10年努力，破译了这道世界难题，并凭借领先的高端技术集群，成功开采出凝析油气田油气。
2．1先导开采技术超过俄美
从上个世纪末开始，塔里木油田将“凝析油气田开采新技术研究”列为“九五”重点科技攻关项目；随后科技部将其列为国家“十五”重点科技攻关项目。
从此，中国凝析油气田开发技术的基础理论研究，在塔里木油田开了“先河”。
1995年，塔里木油田公司集结了国内20多家科研机构、数百名科技工作者进行联合攻关，经过10年艰苦不懈的努力，实现了凝析油气田开采的重大突破：
形成了凝析油气藏科学开发理论，建立了三种先进开发模式，创新了五项开发配套关键技术。
其中，一体化的高压集气、处理及注气系统设计技术、高压循环注气技术、复杂地层条件下钻井技术走在了世界的前列。
牙哈2、3凝析油气田开发中，采用“高压循环注气技术”，比以往衰竭式开发提高凝析油采收率22％，仅节约钻井投资就达2亿元。
牙哈7凝析油气田开发，采用“天然气水驱开发模式”，凝析油采收率达50％以上。
目前，随着该项技术的日趋成熟，凝析油采收率已攀升到54％。
按照国际上正常的油气田开采，采收率为20％至30％左右，凝析油气田的采收率仅为10％至20％。
早先开采凝析油气田的俄、美等国，直到19世纪后期才形成了比较成熟的技术。
经过一个多世纪的探索，目前俄、美凝析油的采收率才达到40％。
而塔里木石油人短短的十年研制的高压凝析油气田开发技术，采收率已远远超过了俄罗斯和美国！
在塔里木油田的科学决策下，塔西南柯克亚凝析油气田开发以油藏描述为基础，以科学管理为手段，以提高采收率为目标，进行综合调整，有效控制了自然递减，油气产量屡创新高：
2000年，柯克亚作业区生产原油17.56万吨，比上年增产2.15万吨，实现了一年改字尾的目标，生产天然气2.56亿立方米；2001年，柯克亚作业区原油产量突破20万吨大关，达到20.19万吨，生产天然气3.19亿立方米，实现了两年升字头的目标；2002至2003年，柯克亚作业区原油生产都保持在20万吨，天然气产量增加到了4.82亿立方米；2004年，由于油层压力下降、含水上升、自然递减速度的加快，柯克亚作业区原油产量下降到了17.56万吨，但天然气产量增加到了5亿立方米 国内一位著名地质专家评价说，当前，中国石油正凭借塔里木油田的这一技术实力，将迅速登陆海外，导入大规模的商业开发。
我们相信，在开采5000米以下的凝析油气田、攻克特殊油气资源领域中，中国占有强大的优势。
在新一轮国际能源竞争开启时，中国石油抢占凝析油气田开发“高地”，不仅对构架中国能源安全，还将对未来世界和平起到积极的作用。
2004年11月26日和12月28日，随着和田河气田和阿克莫木气田分别向和田和喀什、克州供气，标志着我公司天然气业务进入一个新的重要发展时期，公司油气生产呈现三箭齐发态势。
2．2我国凝析气田主要特征
与世界同类气藏相比，塔里木凝析油气藏的三个特点成为开发的“拦路虎”：
埋藏深，一般都在5000米以下；压力高，地层压力高达50兆帕以上，国内没有、国际少有；含蜡高，其流体相态变化及渗流规律十分复杂，工艺技术难度大。
因此，不能用常规的开采技术完成，而要用保持地层气压的方法及专有的配套技术，将油气从地层中开采出来。
塔里木盆地已探明气田分布相对比较集中，16个气田（加上中石化的雅克拉凝析气田、塔河1油气田）中有13个分布在库车—塔北地区，天然气田具有气层埋藏深、气藏类型多、储量丰度高、储层物性好、流体性质复杂、地层压力高、单井产能高等特点（表3）。
气层埋深一般大于3500m，属深层超深层气藏；以背斜构造气藏为主，构造比较简单完整，储量一般大于300×108m3，属大中型-特大型气藏；储量丰度一般大于4×108m3/km2，属中高-特高丰度；储层以砂岩为主、储层渗透率一般大于10×10-3um2，最高达535×10-3um2；以干气气藏为主，硫化氢等酸性气体和非烃气体含量较低，凝析气藏占有较大比例（探明地质储量占27.9%）,凝析油含量一般大于300g/m3,属于中高凝析油含量；地层压力一般大于45MPa,部分气藏地层压力接近或超过100Mpa；单井无阻流量一般大于120×104m3/d，属高-特高产能，西气东输主力气田克拉2气田单井无阻流量大于1000×104m3/d。
2．21在开发过程中常遇到的问题及解决办法.
凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的重要油气藏类型。
凝析油是具有极高商业价值的炼油和化工的重要优质资源。
凝析气藏地层流体相态变化导致开发机理复杂、开发难度大、技术工艺要求高，此外，塔里木探明的凝析气田埋藏深度一般在5000米以上。
这些都导致高压凝析气田在开发方式选择、高压注气地面工艺、高压完井工艺、复杂地层条件下安全高效钻井等存在困难，甚至成为世界级难题。
开采凝析气与开采普通石油、天然气不同。
如用常规办法，就会导致压力下降，气体溶解油能力降低，析出的凝析油吸附在岩石表面，难以采出。
要想提高凝析油的采收率，最有效的办法是循环注
国内凝析气田开发技术的基础理论研究在“七五”期间发端于塔里木油田。
当时国内凝析气藏发现较少，还没有大规模成功开发的先例。
1995年1月，塔里木油田联合中国石油勘探开发研究院，以“提高凝析油气采收率，高效开发凝析气藏中的凝析油和天然气两种资源，创建高压凝析气藏开发模式”为目标，以牙哈、柯克亚、吉拉克、桑南、英买力等凝析气田为主要研究对象，在国内率先开展凝析气藏描述、开发机理及合理开发方式研究，对钻采工艺和地面工艺等关键技术进行攻关，不断发展凝析气藏开发新理论，探索出高压凝析气田科学高效开发配套技术。
2．22如何提高其采收率
在油田开发中，为了提高产量和采收率，不断改善油田开发效果，针对现阶段的科学水平，一方面采用注水、注气（包括CO2、N2气）、注蒸气和注聚合物改善驱油效率，增加地层能量；另一方面则重新改善已开采储油气层结构，提高油层物性（孔隙度、渗透率、饱和度），改善流体的流变性能。
而在改造油气层结构的过程中，酸化处理（解堵）工艺，又是一种极为重要的手段。
在酸化液的选择中，科技人员根据油藏类型、地质特征和生产现状及深部地层温度，通过室内研究，优化出一种高性能的缓速酸，这种酸液持有溶蚀率高、缓速性能好、能有效防止铁离子二次沉淀、与地层水配伍性好等特点。
通过精心施工和返排结果，现场酸化效果成效斐然。
第3章常用的工艺
天然气和凝析油都是凝析气藏的重要产品，二者的开采不但在技术上应该是可行的，而且在经济上应该是有效的。
这篇文章介绍了国外近20年在凝析气藏开采技术领域的各种经济模式，包括回注75%干气、注N2、注CO2、注水、注混烃、气水交替注和CH4+N2段塞驱注等开采模式。
这些开采模式同传统的降压开采方法相比，能够适应地面—地下的各种复杂情况，有效地提高凝析气藏的经济效益。
目前，国内外大多数凝析气藏的开采都是在损耗地层天然能量条件下进行的。
这种开采模式具有生产成本低和工艺简单的优点，但烃类储量的采收率却非常低。
在凝析气藏的凝析油含量≥200g/m3时，凝析油的采收率在20~45%范围内，天然气的采收率在60~80%范围内。
相反，如果采用保持地层压力开采，凝析油的采收率可以达到50~80%，天然气的采收率可以达到95%以上。
换言之，提高凝析气藏的采收率，寻找适合于自身特点的经济开采模式，将使全世界每年减少数千万吨的石油资源及化工原料损失。
凝析气藏开采的最大采收率主要靠最大限度的保持储层的单一气相，以便液烃组分被开采出来。
过去，回注天然气一直应用于提高凝析气藏的凝析油采收率，——我国的保持压力开采近几年基本上都是这种模式，[3]它包括采出气分离为凝析油和干气之后，将干气继续回注该气藏。
然而，由于保持凝析气藏压力的目的使天然气由直接销售变为回注，这项技术及其增加值可能使它变得不经济。
一种替代性选择就是选用不太昂贵的非烃气体，诸如N2和CO2，或者是用水。
除此之外，75%的干气回注、气水交替注、注混烃、天然气发电或热电联产产生的CO2回注、凝析气藏自流注水或注气，也不失为是一种最佳选择。
3．1注气开采（部分）
高压凝析气田循环注气开发技术取得了非常好的效果。
通过现场投产，牙哈凝析气田已连续5年保持高产、稳产，使凝析油采收率提高40%。
利用这一研究成果，塔里木油田公司已开发牙哈、柯克亚等凝析气藏11个，形成3个凝析气田群，年产凝析油118万吨、天然气29亿立方米。
与美国、俄罗斯等国家的循环注气项目相比，牙哈凝析气田开发技术指标处于国际领先水平。
凝析气田开发技术攻关研究，还发展了凝析气藏开发理论，建立高压凝析气藏的3种开发模式，创新5项高压凝析气田开发配套技术，形成3项行业技术标准，实现塔里木凝析气田开发产业化，填补了我国高压凝析气藏开发技术空白。
这一项目荣获2005年度国家科技进步一等奖。
凝析气藏的循环注气开采可以追溯到20世纪40年代。
在第二次世界大战期间，美国人为了满足战争对汽油产品的需要，在开发凝析气藏时建立了几个干气回注装置，以便获得高质量的轻质汽油。
[4]但是，直到60年代以前，凝析气藏注干气开采的经济性仍未受到普通重视，甚至不少人认为凝析气藏一旦在地层中发生反凝析，凝析油就会“漏失”在地下没有重新采出地面的可能。
经过近几十年的实践探索，人们终于认识到向地层回注干气保持压力的凝析气藏开采相对于传统的降压开采来说是一种比较经济的开采模式。
最近20年，国外凝析气藏注干气开采的模式大致有以下三类：
（1）干气全部回注；
（2）回注部分干气；（3）补充外部气源后再回注。
其中，回注部分干气按注气气质又分为两种基本模式：
一种是回收C3+后回注干气，外输剩余部分干气；另一种是回收C5+后，回注C3\C4的半干气，剩余的半干气经回收后部分干气外输。
回注100%的干气是大多数凝析气藏的开采模式，但它是否经济合算很值得研究。
Ormerod等人采用现金流量模型、税前一税后经济评价，对某凝析气藏的各种干气回注方案进行了测算，结果表明，只要回注75%的干气就可以达到很高的价值，没有必要100%的回注。
[5]
注干气采取何种具体模式，取决于凝析气藏的具体技术经济条件，不能一概而论。
如果开采过程不仅需要进行方案计算，而且要求确定最优工作制度（包括最优注入速度、注入时间和注入压力）和最佳开采工艺，那么就需要根据储层静态、动态相态特性，通过优化计算求得最佳工作制度、开采工艺和开采方案等。
在这方面，Pires等人根据注入气和原始气混合物的相态特性分析，提出了一个凝析气藏的最大注入量和最佳注入气组分的优化方法，并将其应用到输气管线及其生产设备的优化上；[6]Alcobia等人运用经济后处理方法，对近海凝析气藏开采进行了优化计算，该模型能够从储层模拟和经济自动评价（包括资本、运营成本和工程）方面输出各种文件，包括钻井平台的经济位置、各种开采方案，以及技术优化基础上的净现值优化等。
[7]至于开采工艺，俄罗斯的Шовкринский等人经过研究后认为，凝析气藏的水平井开采比垂直井开采更合理、更高效。
3．2注水开采（部分）
注水开采可以看成是替代衰竭式开采和注干气开采的另一种经济方法。
与其它提高凝析油采收率的开采模式相比，它具有下述优点：
（1）由于水的密度高，所需地面注入压力要求比注入气体和溶剂都低，因而注水能耗与成本均较低，尤其适用于深层注水；
（2）由于水的粘度大，水驱波及系数比注气和溶剂都大；
（3）与直接降压开采相比，注水开采时凝析油析出较少。
由于注水可以保持产层压力，当压力保持在露点以上，凝析油不会析出，这样就能够完全以气态方式采出；
（4）注水促进了三相驱替。
在凝析油流动性的饱和度范围内，三相流动比两相低，因此
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