气藏类型判断方法
第四章气藏动态分析-1详解
CQUST 概述
气井动态分析是气藏动态分析基础，主要内容： 1.收集每一口井的全部地质和技术资料，编制气井井史并绘制采气曲线； 2.已经取得的地震、测井、岩心、试油及物性等资料是气藏动态分析的重要依据， 这些资料需在气井上取得综合认识的基础上完成； 3.分析气井油、气、水产量与地层压力、生产压差之间的关系，找出它们之间的内 在联系和规律，并推断气藏内部的变化； 4.通过气井生产动态状况和试井资料推断井周围储层地质情况，并综合静态资料分 析整个气藏地质情况，判断气藏边界和驱动类型； 5.分析气井产能和生产情况，建立气井生产方程式，评价气井和气藏生产能力；
6.提供气藏动态分析工作所需的各项资料，包括地层压力、地层温度及流体性质变 化等。
二、气藏驱动方式的类型
油、气藏的驱动方式反应了促使油、气由地层流向井底的主要地层能量形式。
CQUST 概述
地层能量主要有：
1）在重力场中液体的势能； 2）液体形变的势能； 3）地层岩石变形的势能； 4）自由气的势能； 5）溶解气的势能。 1.气压驱动 特点：在气藏开发过程中，没有边、底水，或边、底水不运动，或水的运动速度 大大跟不上气体运动速度，此时，驱气的主要动力是气体本身的压能，气藏的储气 孔隙体积保持不变，地层压力系数P/Z与累积采气量Gp呈线性关系。图（6－7） 2.弹性水驱 特点：由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响就大，气 藏的储气孔隙体积要缩小，地层压力下降要比气驱缓慢。这种驱动方式称弹性水驱， 供水区面积愈大，压力较高的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 3.刚性水驱 特点：侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压 力能保持在原始水平上，这种驱动方式称刚性水驱。
CQUST
采
天然气藏类型及特征研究进展
天然气藏类型及特征研究进展摘要：气藏是指天然气在单一圈闭中的聚集。
单一的含义主要指受单一要素控制，在统一面积内具有统一的压力系统、统一的（油）气水边界。
气藏是天然气聚集的基本单元，不同类型气藏的形成条件、分布规律及勘探方法不同，所以正确的划分气藏类型对指导天然气的勘探开发工作至关重要。
前人对天然气藏类型及特征的研究主要依据于三个方面：圈闭、储层岩性、流体。
本文将对以上三方面的气藏类型及特征进行综合分析，并指出天然气藏特征研究的发展趋势。
关键词：天然气；类型；特征；研究1、以储层岩性为基础对气藏特征研究1.1碎屑岩储集层碎屑岩储集层是最主要的天然气储层，包括砾岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩以及未胶结或者胶结疏松的砂层。
其中以中、细砂岩和粗粉砂岩分布最广，储层物性也较好，世界上众多大气田的储集层都是碎屑岩。
1.2碳酸盐岩储集层碳酸盐岩储集层主要类型有三种：沉积型储集层，以生物礁、颗粒滩或礁/滩复合体为主体；成岩型储集层，以埋藏白云岩和热液白云岩为两种主要类型；改造型储集层，以溶蚀淋滤型碳酸盐岩储集层（风化壳）为主。
1.3非沉积岩储集层火山岩气藏储集层类型多，岩性比较复杂，一般可分为三类：熔岩类：即玄武岩、安山岩、英安岩、流纹岩。
火山碎屑岩类：凝灰集块岩、火山角砾岩、凝灰砾岩、砂屑凝灰岩和粉砂屑凝灰岩。
火山碎屑－沉积混合型岩石类：沉积火山碎屑岩和火山碎屑沉积岩。
除此之外，作为天然气聚集特殊类型的页岩储集层岩性成分方面具有如下特征：页岩多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩，或为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。
2、以流体为基础对气藏特征研究气藏中的流体特征主要包括流体的相态、压力、气水关系等三个方面。
2.1天然气的相态地壳中的天然气，依据存在的相态可以分为游离态、溶解态、吸附态和固态气水合物：1）游离态。
游离态的气藏气是指圈闭中具有商业价值的单独的天然气聚集，可以是非伴生气藏气，也可以是气顶气。
近几年国内外发现的深部凝析气藏往往含有许多重质组分，使流体出现复杂的气、液、固三相相变，巨厚的凝析气藏流体表现出近临界特征，甚至出现异常的流体分布状态。
油气藏类型、典型的相图特征和识别实例
两相区 气相区
当压力降到等于泡点压力时， 体系将出现第一批气泡，此压力 又称为该烃类体系的饱和压力， 所以泡点线又称为饱和压力线。
CCTb为 露 点 线，它是 气 相 区和两相区的分界线，该线代表 气 相 体 积 百 分 数 为 100 ％ ， 当 压 力升高到露点压力时，体系会出 现第一批液滴。
二、多组分系统的相态特征
50
地层压力，MPa 地层温度， ℃ 饱和压力， MPa 地面原油相对密度 气油比， m3/m3 体积系数 收缩率，%
150
50.81 125 33.69 0.779 767.4 3.183 68.6
250 温度(℃)
3、凝析气藏
三、典型的油气藏相图特征
气藏温度介于临界温度与临 界凝析温度之间。气藏压力位于 包络线之外，原始状态(点1)下 烃类体系以单相气体存在，为气 藏。
选择最佳分离条件。通常规定两级分离。第一级分别实验四个分离压力，
分离温度参照原油性质和油田分离器实际温度确定；第二级分离压力和
温度均为大气条件（油罐条件）。
四、油气藏流体物性分析
现场分离过程
矿场多级脱气流程示意如图所示。 图a为二级脱气，第二级平衡压力为大气 压力，第一级平衡压力高于第二级。图b 井 流 为三级脱气，此时第三级为大气压力， 第二级、第一级压力依次提高。
I点的压力即为油藏泡点 压力或饱和压力——饱和油 藏。
L点代表一个有气顶的油 藏。由于气、液两相的重力分 离作用，原始状态下气体积聚 于油藏构造高部位，形成气顶。
二、多组分系统的相态特征
油气藏的相图
凝析气藏： A点所代表的体系为凝析气藏，
它的特点是：原始地层压力高于临 界压力，而地层温度介于临界温度 与临界凝析温度之间，A点位于等 温反凝析区的上方。
油气藏类型判别方法
0～5.0
5.0～15
C2/C3
4～10
2.2～6.0
100C2/(C3+C4) 300～1500 170～400
100C2+/C1
0～5
5～15
带油环 凝析气藏
10～30 1～3
50～200 10～40
油藏 20～70 0.5～1.3 20～80 30～600
根据不同组分的摩尔含量作方框图
油气藏类型判别方法
（二）油气藏分类
埋藏深度（m）
浅层 | 中深层 | 深层 | 超深层
1500
渗透性（10-3μm2） 特低渗透 |
绝对渗透率
10
原油粘度（mPa·s) 低粘油 |
地层条件
5
2800 低渗透 |
50 中粘油 |
20
4000 中渗透 | 高渗透
500 高粘油 | 稠油
50
凝析油：相对密度小于0.8
挥发油：挥发性强、收缩性高，体积系数大于1.75
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75～275 深绿～黑色
重质黑油 0.85～1.00
＜50
40～80
＞225
黑褐色
油气藏类型判别方法
（一）油气藏类型判别—— 2.三元组成判别法
三元组成判别油气藏类型图
油气藏类型判别方法
（一）油气藏类型判别—— 2.三元组成判别法
凝析油 挥发油
常规黑油
天然气
重油
油气藏流体组成三角图
GEi
24056 i
油气藏类型判别方法
1.烃类流体判别法
油
2.三元组成判别法
气
3.相图判别法
藏
含水气藏液气比划分标准
含水气藏液气比划分标准
含水气藏的液气比是指气体和液体在地下储层中的比例。
液气比的划分标准可以从不同角度进行分类，以下是一些常见的划分标准：
1. 依据液气比大小划分：
低液气比气藏，液气比小于1，主要以天然气为主，液态烃含量较少。
中等液气比气藏，液气比在1~2之间，既含有天然气，又含有液态烃。
高液气比气藏，液气比大于2，主要以液态烃为主，天然气含量较少。
2. 依据气藏类型划分：
极干气藏，液气比小于0.1，几乎不含液态烃。
干气藏，液气比在0.1~1之间，主要以天然气为主。
湿气藏，液气比在1~2之间，含有较多的液态烃。
液体气藏，液气比大于2，主要以液态烃为主。
3. 依据地质特征划分：
油气藏，含有大量原油和天然气，液气比较高。
气藏，主要以天然气为主，液气比较低。
液态烃气藏，主要以液态烃为主，液气比较高。
4. 依据开采方式划分：
干气开发区，主要开发天然气，液气比较低。
液态烃开发区，主要开发液态烃，液气比较高。
这些划分标准可以根据液气比的大小、气藏类型、地质特征和
开采方式等方面进行分类，有助于对含水气藏的特征和开发潜力进行评价和分析。
天然气的地质特征与勘探方法
天然气的地质特征与勘探方法天然气是一种重要的能源资源，广泛应用于工业生产和生活中。
为了有效地开发和利用天然气资源，我们需要了解它的地质特征和勘探方法。
本文将从地质特征和勘探方法两个方面进行论述。
一、天然气的地质特征天然气是一种富含甲烷的气体，主要存在于地下的沉积岩层中。
其地质特征主要包括气藏类型、分布特征和形成条件等几个方面。
1. 气藏类型天然气主要存在于油气藏、气水藏和干气藏中。
油气藏是同时含有石油和天然气的气藏类型，气水藏则是含有天然气和地下水的气藏，而干气藏则是仅含有天然气的气藏。
2. 分布特征天然气分布广泛，主要分布在陆地和海洋地质环境中。
陆地气藏多分布于泥页岩、煤层和砂岩等地层中，海洋气藏则主要分布于海底沉积物中。
3. 形成条件天然气形成需要适宜的地质条件，主要包括有机质的丰富、沉积环境的适宜和地质构造的发育等因素。
有机质在适宜的温度和压力下经过热解反应形成天然气，而适宜的沉积环境和构造则提供了天然气形成和保存的条件。
二、天然气的勘探方法为了发现天然气资源，人们采用了多种勘探方法来进行油气勘探和勘探评价。
下面介绍几种常用的勘探方法。
1. 地质勘探方法地质勘探方法主要包括地表地质勘探和地下地质勘探两个方面。
地表地质勘探主要通过野外地质调查、地质剖面观测和地质地球化学等方法来获取地质信息，从而判断地下沉积岩层的可能性。
地下地质勘探则是通过地球物理测量（如地震勘探、重力勘探和电磁勘探等）和地球化学方法来检测地下气体的存在和分布情况。
2. 孔隙流体勘探方法孔隙流体勘探方法主要是通过钻探地下孔隙岩体，并利用岩心分析和流体测试等方法来判断孔隙中是否存在天然气。
常用的孔隙流体勘探方法包括岩心描述、岩心分析、孔隙度测定和渗透率测试等。
3. 地球化学勘探方法地球化学勘探主要是通过采集地下水和土壤中的气体样品，并进行气体成分分析和同位素测试等来判断地下是否存在天然气。
这种方法主要适用于气水藏和沿海地区。
4. 地震勘探方法地震勘探是一种重要的探测地下沉积岩层和气体的方法。
SYT 6168-1995 气藏分类
气藏分类SY/T6168—19951范围本标准规定了天然气藏单因素分类和多因素组合分类系列与指标，同时规定了组合分类的原则和命名方法。
本标准适用于天然气常规气藏、凝析气藏和非常规等气藏的分类。
3.1按气藏圈闭因素分类天然气藏按圈闭类型可分为四类十亚类，见表1。
3.2按储层因素分类3.2.1依据储层岩石类型划分。
见表2。
3.2.2依据储层物性划分，见表3。
按储层物性划分气藏类型时，应以试井资料求取得有效渗透率为主，绝对渗透率和孔隙度参数仅作参考使用。
尤其是非孔隙型储层，绝不能仅使用绝对渗透率进行划分。
表1 按圈闭因素划分表2 气藏按储层岩类的划分表3 气藏按储层物性的划分表4 气藏储渗空间类型特征表气藏按驱动方式可分为三类，其类型划分及特征见表5。
表5 气藏按驱动因素分类3.4按相态因素分类：按天然气藏地层条件下的压力—温度相态可分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水化物气藏五类。
3.4.1干气藏：储层气组成中部含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于95%，气体相对密度小于0.65。
3．4.2湿气藏：气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3 。
3.4.3凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力--温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。
在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出。
3.4.4水溶性气藏：烃类气体在地层条件下溶于地层水之中，形成的具有工业开采价值的气藏。
3．4.5水化物气藏：烃类气体与水在储层条件下呈固态存在，具有工业开采价值的气藏。
3.5凝析气藏的分类3.5.1按露点在压力—温度相图中的位置划分A）常规凝析气藏：储层温度距流体压力—温度相图的临界温度点较远，露点压力随凝析油含量增多而增高。
B）近临界态凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态。
第四章 气藏类型识别方法
第四章气藏类型识别方法深埋于地下的储集烃类物质的岩层统称为储集层，它通常又划分为含油层和含气层。
具有同一压力系统的含油层构成一个油藏，具有同一压力系统的含气层构成一个气藏。
油藏与气藏存在着一定的联系，又存在一定的区别。
两者之间的主要区别在于石油烃被人采到地面之后，液态原油与气态天然气的比例大小不同。
从油藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为原油）比例较大，而从气藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为凝析油）比例较小，甚至无液态烃（如干气气藏）。
这种区别归究于油藏与气藏中的烃类物质的组成组分存在明显的差异。
正由于这一差异导致油藏与气藏的开发开采方法存在显著的不同。
因此，在开发烃类储集层时，首先确定出油气藏类型是十分重要的。
对于气藏而言，通常又存在干气气藏、凝析气藏之分；或存在定容封闭性气藏、水驱气藏之分等。
在开发这些不同类型的气藏时，所采用的开发开采方案因气藏类型不同而不一样。
因此，在气田开发初期，识别出气藏类型，对制定气藏开发开采方案以及调整方案都具有十分重要的指导意义。
第一节气藏判断方法一、分类依据目前对油气藏的分类方法较多，归纳起来按其分类依据不同而异。
1．按产状进行分类就其产状而言，天然气分为伴生气和非伴生气。
如果气藏中原油含量极少，就称为非伴生气，也称为游离气（纯气田气）。
如果油藏中发现天然气，就称为溶解气或伴生气。
2．按组成进行分类根据天然气中C含量可将其分为干气（贫气）、富气（湿气）、凝析气藏等。
63．接压力系统进行分类根据气藏的压力系数（原始气藏压力除以静水压力）大小，可将气藏分为正常压力系统气藏和异常压力系统气藏（异常高压气藏和异常低压气藏，异常低压气藏非常罕见，而异常高压气藏常见）。
4．按流体分布进行分类根据气藏有无边底水侵人可将气藏分为定容封闭性气藏和水驱气藏（或按驱动方式可分，为气驱气藏和水驱气藏）。
5．按经济价值进行分类根据目前经济、技术条件能否进行工业性开采，将天然气藏分为常规天然气藏（气田气和油田伴生气）和非常规天然气藏（如水溶性气藏）。
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4.3.1 相图判别法
（1）判断方法
相图判别法根据各类油气藏相图特点和储层温度等温降压线位置(见图1)判别不同类型的油气藏。
对凝析气藏，若地层压力与露点接近或相等，往往可以预测凝析气藏是否有油环存在。
对于近临界态的凝析气藏或挥发性油藏，准确确定流体临界点是关键。
目前相态软件难以计算准确，最好采用实验方法来测定临界点。
图1 常见的流体类型相图
（2）判断结果
SN0114-19H井生产气油比为9000m3/m3，相图如下，根据相图可判断此气藏为常规凝析气藏。
图1 SN0114-19H井流体相图
4.3.2 液体体积与无因压力关系曲线判别法
（1）判断方法
根据具体油气藏流体相态实验所取得的液体体积百分比(相对于饱和压力点体积)与无因次压力(相对于饱和压力)的关系曲线形态和所处的位置(见图2)，可以大致判别油气藏类型。
图2 液体体积与无因压力关系曲线
（2）判断结果
SN0114-19H井生产气油比为9000m3/m3，根据液体体积与无因压力关系曲线判别法判断此气藏为常规凝析气藏。
图3 液体体积与无因压力关系曲线判别法
（3）凝析油含量与饱和压力曲线法
取井中产出的气和凝析油，在实验室中以不同气油比配制样品，分别测得各自的饱和压力，绘制成凝析油含量与饱和压力关系曲线(见图3)，据此判别油气藏类型。
图3中A点为前苏联卡拉洽坎纳克油气样实验数据点，产层流体条件为:T=880C ;p=59. 2MPa;CS+含量C5+=770g/ms。
被判定为非饱和的近临界态凝析气藏。
由此判断该气藏为常规凝析气藏。
（4）C5+含量和C1/C5+判别法
（（1）判断方法
该方法利用实验测得的C5+含量和C1/C5+的值判断凝析气藏是否含有油环，判断依据如下：
无油环C5+<1.75mol%或C1/C5>52
有油环C5+>1.75mol%或C1/C5<52
515
带油环C+C1/C5<52
由此可知该气藏带油环
（4）等级分类判别法
（1）判断方法
方法选用4项凝析气组分参数为特征参数(见表3)，具体判别时，根据参数值大小确定其等级数，然后以各参数的等级数之和(SP)作为判别标准。
判别标准为:
带油环φp> 11
无油环φ<9
混合带9<φ<11
（5）Z因子差别法
（1）判断方法
该方法利用实验测得的组分数据，按照下面公式计算判断凝析气藏是否含有油环，各计算式如下：
F=（C2+C3+C4）/C5+
Z1=0.88C5++0.99
C1
C5+
+0.97
C2
C3+0.99F
3.71
Z1=0.79C5++0.98
C1
C5+
+0.95
C2
C3+0.99F
3.71
判别标准为：
带大油环（或油藏）：Z1<17,Z2<17
带小油环：17<Z1<21,17<Z2<20.5 无油环：Z1>21,Z2>20.5
（6）产出液差别法
（1）判断方法
该方法只需在油气井测试时取得GOR 和c ρ (在最佳稳定条件下的油罐油密度)数据，即可求得r n (摩尔气油比)和i n ∑ (采出烃混合物组成的摩尔数之和)，进而按表4标准判别类型。
)/(1092.5GOR M nC k c c ρ=+
GOR V n g r g r /6.41..=
+
=5/6.41nC n r
+
++=∑5.6.41nC n n
g r i
54
.4150
.1035.1∑∑-+=
i i r n n n
式中
c ρ为稳定油罐油密度，g/c m3；
.c k M 为稳定油摩尔质量，g/mol ；
.r g V 为每产1m3稳定油罐油时油罐中分离出的气体体积，m3；
GOR 为现场实测稳定气油比（分离器气/油罐油），m3/ m3。
根据75个油气藏资料回归分析r n 和i n ∑间的经验关系式为：
1.3510.50
41.54
i r i
n n n +=
-∑∑
由此可知该气藏为无油环凝析气藏 （7）芳烃含量判别法
（1）判断方法
图9为据凝析油含量和小于200℃馏分中芳烃含量判别凝析气藏是否带油环的判别图，把待判别气藏数据点在图上即可判别类型。
如果数据点落于过渡带范围，需进一步研究。
由此可知该气藏为带油环凝析气藏
（8）方框图法
（1）判断方法
图5所示的4个正方形每条边分别为4个组分的含量参数坐标轴。
判别油气藏类型时，根据4个参数实际值，点到各坐标上，然后投影到对角线上。
若4个或3个点落在一个正方形内，由这个正方形所标明的油气藏类型就是所判别油气藏的类型。
图5 不同油气蔽类型方框图
（9）C2+含量判别法
（1）判断方法
图6是斯特罗塞尔斯基根据前苏联和其它国家34个盆地的含气系数(气态烃总和与全烃总和之比)与流体组成中C2+平均含量指标或C2平均含量指标绘制的关系曲线。
根据含气系数和C2+含量平均值，可以据图6初步预测储层流体属于哪一类型。
二、
C2+含量判别法
（1）判断方法
图6 含气系数与C2+含量关系曲线
（10）1ϕ参数判别法
（1）判断方法
利用井流物组分计算下面参数，然后进行是否含有油环判断。
+++++=54321321/)(/C C C C C C C ϕ
等式右边各参数分别为对应组分含量。
分类标准为： 450<1ϕ 气藏
80<1ϕ<450 无油环凝析气藏 60≤1ϕ≤80 带小油环凝析气藏 15<1ϕ≤60 带较大油环凝析气藏 7<1ϕ≤15 凝析气顶油藏 2.5<1ϕ≤7 挥发性油藏 1＜1ϕ≤2.5 普通黑油油藏
1ϕ≤1 高粘重质油藏
对于凝析气藏，3.8＜1ϕ＜7为凝析气藏中的含油层；在5＜1ϕ≤60范围，起小油环越大。
计算得到，1ϕ=60.22，由此可以判断气藏为带小油环的凝析气藏。
2.4.6 气藏类型划分
相图判别法根据各类油气藏相图特点和储层温度等温降压线位置判别不同类型的油气藏。
相图判别法的实质是根据相图的形态和储层温度等温降压线以及地面分离器条件所处的位置进行判别。
因此根据图2-4-12可以判断SN0114-19H 为凝析气藏。
按气油比和天然气中的凝析油含量，国际上较多的是按以下标准来划分不同类型的凝析气藏：
低含凝析油的凝析气藏：5000 m3/m3<GOR<18000 m3/m3
45g/m3<CN<150g/m3中等含凝析油的凝析气藏：2500 m3/m3<GOR<5000 m3/m3
150g/m3<CN<290g/m3高含凝析油凝析气藏：1000 m3/m3<GOR<2500 m3/m3
290g/m3<CN<675g/m3特高含凝析油的凝析气藏：600 m3/m3<GOR<1000 m3/m3
675g/m3<CN<1035g/m3按照上述标准SN0114-19H为低含凝析油的饱和或近饱和凝析气藏。