CN107288590A - 一种注co2提高凝析气藏采收率的实验方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种注CO2提高凝析气藏采收率的实验方法，所述方法包括：测试凝析气藏流体PVT物性参数；在获得凝析气藏流体PVT物性参数的基础上，以定容衰竭实验为测试基础，进行等容加气实验。本发明方法可以优选合理工作制度，解决目前凝析油气藏以衰竭式方法开采，能量下降快，凝析油损失于地下，采出程度较低的难题。为编制凝析气藏注CO2开发方案，有效的提高凝析油气的采收率奠定基础。
Description
技术领域
本发明属于一种天然气开发领域，具体地涉及一种注CO2提高凝析气藏采收率的实验方法。
背景技术
凝析气藏相态实验是了解凝析气藏流体物性、判断气藏类型及数值模拟计算的基础。常规相态实验方法包括单次闪蒸实验、等组分膨胀实验(CCE)、等容衰竭(CVD)及差异分离实验。
关于注气过程中凝析气藏相态测试方法，通过大量调研发现，国内外普遍研究的是采用注入不同比例的气体对目前地层流体相态的影响研究，确定注气驱油机理和驱油效果。Weinaug&Cordell(1948)研究了填砂管内流体采出速度对凝析油反蒸发的影响，实验中将凝析油简化为丁烷和戊烷，注入气体为干气。Oxford&Huntington研究了部分饱和液相在未胶结砂岩体系中注气对凝析油反蒸发的影响，注入气为N2；Abel(1970)岩心实验露点压力下注气对凝析油反凝析的影响；J.D.Matthews(1988)研究了凝析气藏注水的可行性；郭平(2001)研究了不同类型气体对原油物性的影响；Abdullah Al-Abris(2009)等人定量研究了注超临界CO2、甲烷、超临界CO2+甲烷时凝析油采收率和相对渗透率值；张利明(2014)通过注气膨胀实验研究注入干气对凝析油的反凝析的影响。以上实验设计及研究主要针对注入气体对凝析气藏解除凝析油的影响，主要实验成果应用于提高凝析气藏凝析油采收率，但针对凝析气藏中注入介质对驱替凝析气的混合效果研究较少，对超临界CO2对凝析气驱气效率、工作制度优选的确定商未论述。
发明内容
本发明提出一种定量测定在凝析气中注入CO2相态变化规律的实验方法，该方法通过注入CO2提高地层压力，模拟注气开采的过程，分析流体物性的变化规律及凝析油含量的变化特征，确定合理的注入压力及气井注气部位。
根据本发明的一个方面，提供一种注CO2提高凝析气藏采收率的实验方法，所述方法包括：测试凝析气藏流体PVT物性参数；在获得凝析气藏流体PVT物性参数的基础上，以定容衰竭实验为测试基础，进行等容加气实验。
进一步地，所述等容加气实验包括第一等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到地层原始压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第一等容加气实验阶段。
进一步地，所述等容加气实验包括第二等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到上露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第二等容加气实验阶段。
进一步地，所述等容加气实验包括第三等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到最大反凝析压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第三等容加气实验阶段。
进一步地，所述等容加气实验包括第四等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到下露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第四等容加气实验阶段。
优选地，顺序地进行所述第一等容加气实验阶段至第四等容加气实验阶段。
优选地，所述设定比值为95％。
上述等容加气实验是在获得凝析气藏流体PVT物性参数的基础上，以定容衰竭实验为测试基础开展实验。测试凝析气藏流体PVT物性参数包括进行凝析气藏流体PVT全分析，包括以下步骤：
步骤1，现场取样；
步骤2，进行油气量配样计算，根据计算结果配制样品；
步骤3，在地层温度下，针对配置的样品测定地层压力与露点压力的压差；
步骤4，在地层温度下，针对配置的样品进行PV关系测试；
步骤5，在地层温度下的定容衰竭实验中，随着压力的降低，滞留在地层中的反凝析液量呈先增大后减小的变化规律；随着压力的降低，井流物和天然气的采收率呈线性增大的趋势，凝析油采收率也逐渐增大。
进一步地，基于所述等容加气实验获得的不同注入压力时，CO2混合物气油组分、体积系数和密度，制定凝析气藏注CO2开发方案。
进一步地，通过分析不同压力，不同摩尔浓度体积系数的变化规律，确定适合的注气压力区间；通过分析不同压力，不同摩尔浓度密度的变化规律，确定适合的气井注气部位；通过分析凝析油的摩尔组成，评价不同压力对凝析油反凝析蒸发程度。
采用上述方法，优选适合凝析气藏注CO2开发方案，有效的提高了凝析油气的采收率。本发明解决了目前凝析油气藏以衰竭式方法开采，能量下降快，凝析油损失于地下，采出程度较低的难题。为编制凝析气藏注CO2开发方案，有效的提高凝析油气的采收率奠定基础。
附图说明
通过结合附图对本公开示例性实施方式进行更详细的描述，本公开的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本公开示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1显示了不同压力CO2与凝析气混合气体各组分摩尔百分含量(10％)。
图2显示了不同压力CO2与凝析气混合气体各组分摩尔百分含量(50％)。
图3显示了不同压力CO2与凝析气混合气体各组分摩尔百分含量(90％)。
图4显示了体积系数与压力的关系曲线。
图5显示了密度与压力的关系曲线。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的优选实施方式。虽然附图中显示了本公开的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本公开更加透彻和完整，并且能够将本公开的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本发明公开了一种凝析气藏注CO2相态实验方法，该方法先进行凝析气流体PVT全分析，在此基础上完成等容加气实验，该实验分析在废弃压力时，通过注入CO2提高地层压力，再模拟注气开采的过程，分析流体的变化规律及凝析油含量的变化特征，确定合理的注入压力及注气部位。本发明方法可以优选合理工作制度，解决目前凝析油气藏以衰竭式方法开采，能量下降快，凝析油损失于地下，采出程度较低的难题。为编制凝析气藏注CO2开发方案，有效地提高凝析油气的采收率奠定基础。
本发明属于一种天然气开发实验方法，具体是一种注CO2提高凝析气藏采收率的实验方法，首先测试凝析气藏流体PVT物性，即通过常规凝析气藏相态实验(单次闪蒸实验、等组分膨胀实验(CCE)、等容衰竭(CVD)及差异分离实验)测试凝析气藏流体PVT物性，然后在此基础上完成等容加气实验。
在定容衰竭实验测试的基础上进行等容加气实验，等容加气实验包括第一等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到地层原始压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第一等容加气实验阶段。
进一步地，等容加气实验包括第二等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到上露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第二等容加气实验阶段。
进一步地，等容加气实验包括第三等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到最大反凝析压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第三等容加气实验阶段。
进一步地，等容加气实验包括第四等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到下露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第四等容加气实验阶段。
优选地，顺序地进行所述第一等容加气实验阶段至第四等容加气实验阶段。
通过以上实验，获得不同注入压力时，CO2混合物气油组分、体积系数和密度，通过分析不同压力，不同摩尔浓度体积系数的变化规律，确定适合的注气压力区间；通过分析不同压力，不同摩尔浓度体积系数的变化规律，确定适合的气井注气部位；通过分析凝析油的摩尔组成，评价不同压力对凝析油反凝析蒸发程度。
最后，根据室内试验结果编制凝析气藏注CO2开发方案。
为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。
将本发明就YKL气田进行推广应用，具体实施过程如下：
一、首先测试凝析气藏流体PVT物性，可包括流体PVT全分析研究：
步骤1，现场取样。于2002年12月24日～12月26日，对YKL地区YK-1井KPSLQ气组(井段：5248.0m～5282.0m)2个试产工作制度下的分离器油、气样进行了取样。
步骤2，按原始生产气油比3449m3/m3，经实验室校正后进行了油气量配样计算，根据计算结果进行了样品配制。该井地层条件为地层温度133.7℃、地层压力56.46MPa。配制样品井流物C1 84.45％，中间烃含量7.87％，C7+含量为3.19％。YK-1井配置流体井流物组成见表1。
表1为YK-1井配置流体井流物组成
步骤3，在地层温度下，将地层流体的露点压力(实验测定)54.02MPa，与地层压力56.46MPa比较，地露压差为2.44MPa。
步骤4，在地层温度下，开展PV关系测试，当压力从54.02MPa降到3.77MPa时，凝析液量从0变化到5.42％。在17.63MPa左右时达到最大值6.24％，PV关系数据见表2。
表2为地层流体PV关系数据
| 压力MPa | 相对体积 | 偏差因子 | 凝析液量％ |
| 56.45 | 0.977 | 1.285 | 0 |
| 54.02 | 1 | 1.2848 | 0 |
| 48.14 | 1.072 | 1.192 | 3.154 |
| 45.36 | 1.113 | 1.164 | 4.029 |
| 42.59 | 1.16 | 1.137 | 4.677 |
| 39.82 | 1.214 | 1.112 | 5.158 |
| 37.04 | 1.277 | 1.088 | 5.511 |
| 34.27 | 1.351 | 1.066 | 5.771 |
| 31.5 | 1.439 | 1.045 | 5.954 |
| 28.72 | 1.547 | 1.026 | 6.083 |
| 25.95 | 1.681 | 1.009 | 6.165 |
| 23.18 | 1.85 | 0.994 | 6.215 |
| 20.41 | 2.07 | 0.981 | 6.24 |
| 17.63 | 2.366 | 0.972 | 6.245 |
| 14.86 | 2.782 | 0.965 | 6.227 |
| 12.09 | 3.402 | 0.963 | 6.175 |
| 9.31 | 4.409 | 0.964 | 6.062 |
| 6.54 | 6.297 | 0.97 | 5.843 |
| 3.77 | 11.02 | 0.979 | 5.421 |
步骤5，在地层温度133.7℃下的定容衰竭实验中，随着压力的降低，滞留在地层中的反凝析液量呈先增大后减小的变化规律；流体的反凝析液量在25.00MPa左右达到最大值5.66％左右，然后逐渐减小，在5.76MPa时为5.08％。随着压力的降低，井流物和天然气的采收率基本上呈线性增大的趋势，凝析油采收率也逐渐增大；在5.76MPa下，井流物、天然气和凝析油的采收率分别达到85.27％、86.55％和39.87％。定容衰竭数据见表3。
表3为定容衰竭实验
| 压力MPa | 凝析液量％ |
| 54.02 | 0 |
| 46.00 | 3.85 |
| 39.00 | 5.10 |
| 32.00 | 5.56 |
| 25.00 | 5.66 |
| 18.00 | 5.59 |
| 11.00 | 5.39 |
| 5.76 | 5.08 |
接下来再进行等容加气实验：
在获得凝析气藏流体PVT物性参数的基础上，以定容衰竭实验为测试基础，设计等容加气实验。实验目的是模拟当气井生产到废弃压力时，通过先关闭生产井注入CO2提高储层压力，再注气生产提高凝析气藏采收率的实验过程。具体步骤如下：
第一步：在衰竭实验测试的基础上，以5.76MPa时的流体为基础，从容器的上部注入CO2，直到压力上升到地层压力56.46MPa，待体系平衡后，再不断加入CO2与凝析气混合，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量；
第二步：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，待体系平衡后，释放掉CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量；
第三步：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，直至容器内CO2含量达到95％，停止实验；注CO2混合实验结果数据见表4；
表4为等容加气实验(56.46MPa)
| CO2注入量(ml) | 释放混合气体(ml) | 凝析液量％ |
| 85.23 | 2.29 | |
| 87.21 | 2.27 | |
| 89.15 | 1.11 | 2.26 |
| 91.09 | 1.93 | 2.25 |
| 92.06 | 2.07 | 2.25 |
第四步：在衰竭实验的基础上，从容器的上部注入CO2，直到压力上升到上露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
第五步：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
第六步：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止实验；注CO2混合实验结果数据见表5；
表5为等容加气实验(54.02MPa)
第七步：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到最大反凝析压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
第八步：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
第九步：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止实验；注CO2混合实验结果数据见表6；
表6为等容加气实验(25MPa)
| CO2注入量(ml) | 释放混合气体(ml) | 凝析液量％ |
| 87.56 | 4.98 | |
| 109.45 | 14.43 | 4.92 |
| 131.34 | 21.83 | 4.87 |
| 153.23 | 36.27 | 4.80 |
| 175.23 | 43.65 | 4.72 |
| 197.01 | 58.19 | 4.65 |
| 207.96 | 65.36 | 4.61 |
第十步：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到下露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
第十一步：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
第十二步：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止实验；注CO2混合实验结果数据见表7；
表7为等容加气实验(5.76MPa)
| CO2注入量(ml) | 释放混合气体(ml) | 凝析液量％ |
| 380 | 5.01 | |
| 475 | 380.01 | 4.96 |
| 570 | 94.95 | 4.91 |
| 665 | 474.96 | 4.85 |
| 760 | 189.89 | 4.78 |
| 855 | 569.89 | 4.71 |
| 902.5 | 284.82 | 4.66 |
实验获得的不同压力CO2与凝析气混合气体各组分摩尔百分含量图见图1～3。从图中可以看出，随着压力的降低，凝析气藏中的重质组分凝析出来；随着注入CO2的增加，部分凝析油蒸发到凝析气中，解除反凝析污染。
通过以上实验，获得不同CO2浓度CO2-天然气混合物体积系数与压力的关系曲线，从图4可以看出，CO2浓度增加，流体的体积膨胀能力减小；而CO2浓度减少，流体的体积稳定，在5.76MPa～25MPa范围内，过渡带的体积随压力变化较大，说明此压力范围内,过渡带能成为驱替天然气的压力缓冲区，有利于提高采收率；随着压力增大，在25～54.02MPa压力范围内，过渡带的体积随压力变化区间减小，但由于气体膨胀作用，压力增高，CO2驱气仍然呈现随压力增大驱气效率增高的趋势。
通过以上实验，获得不同CO2浓度CO2-天然气混合物密度与压力的关系曲线，从图5可以看出，在地层温度下，随着天然气组成含量的增加(对应气藏上部)，体系密度减小；而在超临界CO2浓度最高处(气藏下部)，流体密度增加且涨落显著，气藏上部和下部流体的密度差有利于整个地层流体的稳定。因此认为，CO2注入井适合部署在气藏低部位，通过重力作用形成重力差异，驱替上部凝析气采出。
通过以上实验，获得不同压力时等容加气实验凝析液量数据，见表4～7。从凝析油含量看，由于CO2的抽提作用，PVT筒里的凝析油比衰竭时凝析液量减少；随着CO2注入比例的增加，凝析液量降低；另外，压力增加，由于反凝析作用，PVT筒内的凝析油含量降低。从实验结果认为，推荐注入CO2将储层压力提高到高于上露点压力，再开井生产，此方法不仅能解除反凝析污染，提高凝析气及凝析油采收率。
在CO2凝析气注气实验的基础上，应用数值模拟软件，对YKL两口井进行了一注一采评价。
YKL主力含油气层系白垩系亚格列木组属于扇—三角洲相沉积，储集层的平均深度为5200m，分上下两气层，岩性主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、砾质长石砂岩等。总体表现为上、下两个砂岩层，中部夹薄的泥岩层。上气层孔隙度均值为12.9％，渗透率均值为62.27×10-3μm2；下气层孔隙度均值为12.4％，渗透率均值120.08×10-3μm2。
YKL于2005年正式投入开发，目前总井数18口，随着开发的进行，稳产8年，平均日产260万方/天。目前进入递减期，采气速度3.1％，日产气234万方/天。压力47.37MPa，有一定的反凝析，反凝析半径评价为11.5米。
为了提高采收率，建立单注单采模型，在衰竭开采末期，设计注入CO2。首先将生产井关井，注入井注入CO2，将储层压力提高到设计压力，然后，持续注入CO2。
分别比较四组方案：
方案1、压力憋高到原始地层压力(56.46MPa)；
方案2、压力憋高到上露点压力(56.46MPa)；
方案3、压力憋高最大反凝析压力(25MPa)；
方案4、压力憋高到下露点压力(5.76MPa)。计算结果见表8。
表8为YKL方案提高采收率数据表
| 方案1 | 方案2 | 方案3 | 方案4 | |
| 提高气采收率(％) | 12.11 | 11.82 | 8.79 | 5.23 |
| 提高油采收率(％) | 5.78 | 5.56 | 3.33 | 1.28 |
从数值模拟的结果表明，推荐方案为注入CO2将储层压力提高到高于上露点压力，再开井生产，该方法能起到提高凝析气及凝析油采收率的效果。
本发明实验的方法在常规凝析气藏流体PVT物性实验的基础上，设计等容加气实验。通过等容加气实验，注入CO2模拟恢复储层压力的过程，测试不同压力条件下，CO2凝析气混合物物性特征，采用该方法可优选适合CO2驱替的注入压力及气井注气部位。
以上已经描述了本公开的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中的技术改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。
Claims (10)
1.一种注CO2提高凝析气藏采收率的实验方法，其特征在于，所述方法包括：
测试凝析气藏流体PVT物性参数；
在获得凝析气藏流体PVT物性参数的基础上，以定容衰竭实验为测试基础，进行等容加气实验。
2.根据权利要求1所述的试验方法，其特征在于，所述等容加气实验包括第一等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到地层原始压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持地层原始压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第一等容加气实验阶段。
3.根据权利要求2所述的试验方法，其特征在于，所述等容加气实验包括第二等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到上露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持上露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第二等容加气实验阶段。
4.根据权利要求3所述的试验方法，其特征在于，所述等容加气实验包括第三等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到最大反凝析压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持最大反凝析压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第三等容加气实验阶段。
5.根据权利要求4所述的试验方法，其特征在于，所述等容加气实验包括第四等容加气实验阶段，包括如下步骤：
步骤1：从容器的上部注入CO2，直到压力上升到下露点压力，待体系平衡后，测试获得闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤2：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，待体系平衡后，释放CO2-天然气混合物，并测算测试容器内闪蒸气和油的组成，凝析油的含量及高压物性参数；
步骤3：继续从容器的上部注入CO2，保持下露点压力，直至容器内CO2含量达到设定比值，停止第四等容加气实验阶段。
6.根据权利要求5所述的试验方法，其特征在于，顺序地进行所述第一等容加气实验阶段至第四等容加气实验阶段。
7.根据权利要求2-5中任一所述的试验方法，其特征在于，所述设定比值为95％。
8.根据权利要求1所述的试验方法，其特征在于，测试凝析气藏流体PVT物性参数包括进行凝析气藏流体PVT全分析，包括以下步骤：
步骤1，现场取样；
步骤2，进行油气量配样计算，根据计算结果配制样品；
步骤3，在地层温度下，针对配置的样品测定地层压力与露点压力的压差；
步骤4，在地层温度下，针对配置的样品进行PV关系测试；
步骤5，在地层温度下的定容衰竭实验中，随着压力的降低，滞留在地层中的反凝析液量呈先增大后减小的变化规律；随着压力的降低，井流物和天然气的采收率呈线性增大的趋势，凝析油采收率也逐渐增大。
9.根据权利要求1-6中任一所述的试验方法，其特征在于，基于所述等容加气实验获得的不同注入压力时，CO2混合物气油组分、体积系数和密度，制定凝析气藏注CO2开发方案。
10.根据权利要求9所述的试验方法，其特征在于，通过分析不同压力，不同摩尔浓度体积系数的变化规律，确定适合的注气压力区间；
通过分析不同压力，不同摩尔浓度密度的变化规律，确定适合的气井注气部位；
通过分析凝析油的摩尔组成，评价不同压力对凝析油反凝析蒸发程度。
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