第6章 石油地质学(6)

点曲线；5-露点曲线；6-物系中液体所占体积百分率；K-临界点(T=52.8℃)；K1-临界凝结温度；A-纯气藏；B-凝析气藏；C-含溶解气的油藏；D-油气藏

同理,可对各种化学组成的石油-天然气物系作出相图,形状与图6-35相似,这样就可分析该物系发生逆凝结和逆蒸发的必要条件,从而各种成分凝析气藏的形成条件便可知晓。

通过上述多族分烃类物系的相图分析,不难看出凝析气藏的形成必须具备两个条件： (1) 在烃类物系中气体数量必须胜过液体数量,才能为液相反溶于气相创造条件。在图6-35所示的某种多族分烃类物系中,气体体积相当于液体体积的5~20倍或更多。

(2) 地层埋藏较深,地层温度介于烃类物系的临界温度与临界凝结温度之间,地层压力超过该温度时的露点压力,这种物系才可能发生显著的逆蒸发现象。

所以,随着储集层的埋藏深度加大,地层压力和地层温度都会随之增加。当地层温度达到油-气物系的临界温度后,地层压力愈大,油-气物系愈易转化为单相气态,大大促进了地下深处储集层内的油气运移和聚集,形成凝析气藏。

形成凝析气藏所要求的特殊条件,决定了它在地壳上的分布必然有一定范围，正如图6-35所示,A,B,C,D代表四种油气藏类型。A型地层压力为246atm,温度为148.9℃,超过临界凝结温度121.1℃,若等温开发(即压力沿A-A1线降低),物系始终处于气相,为纯气藏;但若采至地面,温度、压力都降低,就如A-A2曲线所示,进入双相区后,便可在地表分离器中析出少量液体(凝析油)。C型的原始地层压力大于饱和压力,温度却低于临界温度,为含溶解气的纯油藏,在等温开发时,随着压力降低至C1后,溶解气逐渐游离,油气比增大,油藏能量会迅速减小。当原始地层压力与温度的组合位于泡点曲线和露点曲线所包围的双相区时,如D点所示,则具有原生游离气顶,是为油气藏;其中气体与液体的体积百分比变化范围很大,视地层温度及压力而定。只有B型地层温度介于临界温度与临界凝结温度之间,若等温开发,压力沿B-B1-B2-B3逐步降低,当压力降至低于露点压力187atm(B1点)后,在地层中便可逆凝结为液体,即为凝析油,这与A型纯气藏不同,属于典型的凝析气藏。由此可见,凝析气藏和纯气藏的地层温度分别超过烃类物系的临界温度及临界凝结温度,这表明它们的埋藏深度都较大,多分布在地下3000~4000m或更深处。例如,法国拉克气田, 是在3500~4000m深的石灰岩和白云岩中,发现了可采储量达20003108m3的巨大气藏,气体中凝析物含量很高,却未发现液态石油。在意大利米兰以东发现的马洛萨凝析气田,深5600m,压力1050atm,温度153℃[ ]。美国近二十几年的深井钻探结果,更有力地证明了上述分布规律:在以中、新生界为钻探对象的墨西哥湾盆地,深度超过4500m处是以天然气和凝析气聚集为主,气井占60~68%,油井占32~40%;在以古生界为钻探对象的二叠盆地,超过4500m深处存在着凝析气藏和纯气藏,气井占90~100%,油井极少。在此深度内拥有探明储量达2000~40003108m3的大气藏,单井产量可高达48003104m3/d。从整个盆地计算,单位面积内天然气和凝析气储量达355003104m3/km2。所以,今后在部署深部地层勘探时,需要特别注意凝析气藏和纯气藏的分布。

应该指出:石油和天然气都是成分复杂的混合物,其临界条件甚为复杂,例如石油-甲烷物系必须加压至1000atm以上,才能变为单相气态。但是,若干重要的实验证明:流体性质及外界条件等多种因素都可以改变油-气物系的临界压力[2]。

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(1) 在石油-甲烷物系中,存在甲烷最近的同系物时,可以大大降低其临界压力,便于石油向气相过渡。例如用丙烷、乙烷等甲烷同系物加入石油-甲烷物系,临界压力可减至110atm。

(2) 石油比重愈小,临界压力愈低;而重质高含硫石油在500atm时也不能转化为气态。 (3) 用二氧化碳代替甲烷,可以降低油-气物系的临界压力。

(4) 岩石的存在可以降低油-气物系的临界压力(剧烈者可降低42%),特别是对高胶质石油影响更剧。

(5) 岩石中含水时会增大油-气物系的临界压力。

由此可知,对成分复杂的石油-天然气物系而言,必须综合分析油和气的化学组成及其所在岩石的特征,才能正确判断油-气物系是否达到临界状态。并且,正是由于包括流体性质及外界条件等许多因素均可降低油-气物系的临界压力,因此,即便在不太深的层段,也可望找到凝析气藏。

三、地下油气藏相态的识别

地下油气藏相态的识别方法尚在探讨中,有些只不过是经验统计法,只能供参考,希大家在实践中不断总结上升,力求完善识别方法。

1.编制油-气物系的相图

这是最可靠的识别方法,需要收集地层压力、地层温度及地层条件下油-气物系的烃类组分百分含量,才能编制烃类物系的相图(如图6-35)。但是,这些数据往往在油气田投入开发或开采过程中才易系统收集,或通过模拟试验求得。因此,在盆地或油气田勘探早期,编制相图难度较大,通过试油、测井取得部分数据,配合模拟试验,只能做些初步预测。

2.根据油气成分的经验预测法

这些方法多系前苏联学者的经验总结。 (1) 统计法

利用烃类气体的成分Z值,可助鉴别油气藏的相态类型。

Z=A+B

式中 A=C2/C3

B?Z>450 80

(2) 综合分析法

C1?C2?C3?C4

C5?纯气藏 凝析气藏 带油环凝析气藏 凝析气油藏 油 藏

F?C2?C3?C4++

,C,C/C5l5,C2/C3是与油气藏类型有关的四项指标。 ?C5 -27-

0.88C5??0.99C1/C5??0.97C2/C3?0.99FZ1?3.71 ??0.79C5?0.99C1/C5?0.95C2/C3?0.99FZ2?3.71Z1和Z2<17

1721.0

油藏、含凝析气顶油藏 带油环凝析气藏 纯凝析气藏

(3) 前苏联20个含油气盆地统计资料

??发现C2、C2/C3 、100C2/(C3+C4)、100C2/C1四项指标有助划分油气藏类型(表6-6)。

表6-6 油气藏相态类型的识别 C2H6+(%) 20~70 10~30 5~15 0.1~5

四、应用实例

近几年来,塔里木盆地油气勘探取得了显著成果,吸引了不少外国石油公司投资勘探。除找到一批油田外,在塔中、塔北及塔西南还发现了许多凝析气藏,产层时代广泛分布于奥陶系、石炭系、三叠系、侏罗系、白垩系、下第三系及上第三系,格外引人注目。现简介两个实例如下。

1.塔中隆起塔中1井凝析气藏

塔中地区已发现塔中1井奥陶系风化壳凝析气藏、塔中6井石炭系背斜构造凝析气藏及塔中101井石炭系地层超覆凝析气藏(图6-36)。

图6-36 塔中6-塔中101-塔中1凝析气藏示意剖面图

塔中1井位于塔中1号巨型断垒背斜东部,石炭系不整合覆盖在下奥陶统、中上奥陶统及泥盆系之上。塔中1井见下奥陶统直接与石炭系不整合接触,石炭系呈披覆背斜盖在下奥陶统白云岩古潜山圈闭上,白云岩的孔洞缝构成良好的储集空间,石炭系下部厚逾百米的泥岩充作良好盖层。塔中隆起周围凹陷发育大量烃源岩,提供油气资源量近303108t,其中气占1/3以上。塔中1井属古潜山溶洞-裂缝型底水块状凝析气藏,气柱高81.5m,底水界面深3661m。图6-37为塔中1井凝析气藏的流体相图,原始含气饱和度80%,地层温度119℃,地层压力41.98MPa,露点压力40.77MPa。

图6-37 塔中1井凝析气藏流体相图

2.塔北隆起英买力英买7-19下第三系凝析气藏

C2H6/C3H8 0.5~1.3 1.0~3.0 2.2~6.0 4.0~160 100C2H6/(C3H8+C4H10) 100C2H6+/CH4 20~80 50~200 170~400 300~10500 30~600 10~40 5~15 0.1~5 类 型 油 藏 油 …… 此处隐藏：3012字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……