油气藏类型判别方法
简要介绍油气储藏及其分类
简要介绍油气储藏及其分类油气藏是聚集一定数量油气的圈闭，是油气在地壳中聚集的基本单位。
当油气聚集的数量足以供工业开采时，则称为工业性油气藏。
一个油气藏存在于一个独立的圈闭内，油气在其中具有一定的分布规律和统一的压力系统。
油气藏的分类可以从多个角度进行，主要包括以下几个方面：
储集层岩性：根据储集层的岩石类型，油气藏可分为砂岩油气藏、碳酸盐岩油气藏、火山岩油气藏、页岩油气藏等。
圈闭类型：圈闭是形成油气藏的必要条件，主要类型有断层遮挡油藏、岩性油气藏、地层不整合油气藏、潜山油气藏、地层超覆油气藏等。
孔隙类型：根据储集层的孔隙类型，油气藏可分为单一孔隙介质油气藏（如孔隙介质油藏）、双重介质油气藏（如裂缝-溶洞型介质油藏）、三重孔隙介质油气藏（如裂缝-溶洞-孔隙型介质油藏）等。
流体性质：油藏按原油密度大小分为轻质油藏、中质油藏和重质油藏等；气藏根据凝析油含量的多少细分为干气藏、湿气藏和凝析气藏。
此外，气藏还可按天然气组分中的酸性气体（主要是指H2S、CO2）含量来进行分类。
接触关系：根据油气藏与周围地层或水体的接触关系，可分为底水油藏、边水油藏、层状油藏、层状边水油藏等。
此外，油气藏还可按照纵向剖面上的生产层数分类，分为单层油气藏、多层油气藏；也可按照储层的形成方式分类，分为构造型油气藏、地层油气藏、岩性油气藏、混合型油气藏等。
总的来说，油气藏的分类是一个复杂而多元的过程，需要从多个角度进行综合考虑和分析。
以上信息仅供参考，如需更多油气储藏及其分类的详细信息和数据，建议查阅石油勘探开发领域的专业书籍或咨询相关领域的专家。
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
油气藏储层类型
按照《天然气可采储量计算方法》（SY/T 6098-2000）（表1）行业标准，当气藏处于开采初期或缺乏计算资料时，可根据该标准划定的气藏类型和相应的采收率取值范围，直接选取采收率值。
表1 天然气藏类型划分表Ⅰ类储层：这类储层孔～渗关系好，其孔隙度大于15%、平均渗透率4.50mD，岩石粒度较粗，为粗～中粒岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩，残余原生粒间孔发育。
压汞资料表明排驱压力低（＜0.074MPa），饱和度中值压力也较低（＜2.01MPa），喉道中值半径大（＞0.37μm），孔喉频带分布宽，最大进汞饱和度可达96.67%，反映粗大孔喉较多而且分选较好，生产已经证实为易采储层。
Ⅱ类储层：孔隙度在15%～10%之间、平均渗透率为0.35mD，岩性为中粒岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩，残余粒间孔及粒间溶孔较发育（表2-10），排驱压力和饱和度中值压力相对较低，喉道中值半径较大（0.07～0.67μm），孔喉频带分布宽，最大进汞饱和度可达98.50%，试油能获得工业油气流。
当有裂缝发育时可获高产，为可采储层。
Ⅲ类储层：孔隙度在10～6%、平均渗透率0.03mD，岩石为中～细粒岩屑长石砂岩，一般以粒间溶孔和粒内溶孔、杂基孔为主（表2-10），见石英次生加大。
排驱压力和饱和度中值压力较高，喉道中值半径较小（0.03～0.15μm），孔喉频带分布变窄，最大进汞饱和度可达96.74%，该类储层若钻遇裂缝或对储层进行加砂压裂改造，一般也可获得油气产能。
Ⅳ类储层：孔隙度小于6%、平均渗透率小于0.02mD，岩石为细～粉粒岩屑长石砂岩，孔隙类型一般以粒内溶孔、杂基孔为主（表2-10），排驱压力和饱和度中值压力高，分别大于2.21MPa和22.04MPa，喉道中值半径小（多数小于0.05μm），由于喉道狭小不能形成有效渗流通道，最大进汞饱和度仅达92.98%，为非储层。
气藏类型判断方法
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<52515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。
第三章第四节油气藏类型
岩性油气藏
岩性尖灭油气藏
沉积作用（相变）藏：
透镜体油气藏
透镜状或不规则状储集层四周被非渗透性岩层所
限或渗透性变差而构成圈闭中的油气聚集。
岩性油气藏
岩性尖灭和透镜体油气藏特征：
1）常成群成组出现； 2）圈闭形成早，生油层在周围，有优先捕获油气
2、发育地区：三角洲地区的三角洲平原亚相～三角洲前
缘亚相发育的同生正断层下降盘靠近断层一侧。
底辟拱升背 斜油气藏
披覆背斜 油气藏 滚动背斜 油气藏
3、油气藏特点：
（1）背斜一般较平缓；
（2）背斜范围较小，一般多为宽缓的不对称短轴背斜； （3）常发育在同生正断层的下降盘，靠近断层一翼陡， 远离 断层一翼平缓；
1、圈闭的成因：地层受侧向应力挤压
上隆弯曲形成圈闭。
2、圈闭的分布：褶皱区及其前缘带
基底隆升背 斜油气藏
底辟拱升背 斜油气藏 披覆背斜 油气藏
例如：天山褶皱带
龙门山褶皱带
3、油气藏特点：
（1）两翼地层倾角陡，且不对称； （2）闭合高度大，闭合面积小； （3）常被断层复杂化； （4）构造走向与盆地边缘褶皱方向一致； （5）油气藏常成排成带出现。
• 已提出的分类依据:
圈闭成因
油气藏形态
储集层岩性 流体性质 评论：只有根据圈闭成因对油气藏进行分类，才能充 分地反映各种不同类型油气藏的形成 条件，充分展示各 种类型油气藏之间的区别和联系。目前在勘探上常采用基 于圈闭成因的油气藏分类方案
提问：
•
1、什么是圈闭？
2、什么是油气藏？ 适于油气聚集成藏的场所称为圈闭 油气在单一圈闭中的聚集称为油气藏
4、典型实例
中国渤海湾盆地（多）黄骅坳陷 大港油田
6.1 油气藏的分类概述
第六章圈闭及油气藏的类型6.1 油气藏的分类概述一、分类概述世界上发现的油气藏数量众多、类型各异。
根据不同的需要和目的，提出了上百种油气藏分类方案。
主要分类依据：圈闭成因、油气藏形态、遮挡类型、储集层类型、储量及产量的大小、经济价值、烃类相态及流体性质。
一、分类概述根据经济价值：经济性油气藏、非经济性油气藏。
经济性油气藏：具有一定储量规模，现有经济和技术条件下，值得开采并能够开采的油气藏。
非经济性油气藏：现有经济和技术条件下，不值得开采或者无法开采的油气藏。
中国油气藏相态类型划分表 (据孙志道简化，1996)油气藏相态类型原始气油比(m3/t)相态地面原油特征典型的烃组成(mol,%)大类细分类储层地面颜色相对密度粘度(mPa.s) C1C5气藏干气藏无油气相气相无油无油无油96 0.0 湿气藏>1500 气相气液透明0.6 <1.0 91.6 0.94 凝析气藏>1000 气相气液透明-淡黄0.6~0.8 <1.0 87 4.6油气藏近临界态凝析气藏600~1000 气相气液黄-桔黄0.76~0.81 1.0~2.0 70.4 11 临界态油气藏526 气液气液黄-桔黄0.76~0.82 1.0~4.0 59.7 14.5 近临界态油藏(高挥发性)350~650 液相气液桔黄-浅绿0.76~0.82 1.0~1.0 64 19.7油藏轻质油藏10~350 液相气液浅绿-褐色0.76~0.83 5~10 35 38.3 常规油藏35~ 250 液相气液黑色0.83~0.87 10~30 49 44.7 轻度重质油藏<35 液相气液黑色>0.87 30~100 20 71 中度重质油藏微量气液相气液黑色0.9~1.0 100~4000重度重质油藏基本无气液相气液黑色>1.0 >400沥青质油矿无气无液固相固相黑色>1.0 >90层状层状块状不规则状•根据油气藏中储集层形态划分的油气藏类型示意图有缘学习更多＋谓ｙｇｄ３０７６或关注桃报：奉献教育（店铺）一、分类概述根据圈闭成因：（1）构造油气藏、地层油气藏、混合油气藏；（2）构造、地层、岩性、水动力、复合；（3）构造油气藏、非构造油气藏。
油气藏类型及油气田分类
油气藏类型及油气田分类圈闭油、气运移到储集层中以后，还不一定形成油气藏。
只有在运移的道路上遇到遮挡，阻止它继续前进时，才能集中起来，形成油、气藏。
这种由于遮挡而造成的适于油、气聚集的场所，通常称为圈闭。
圈闭的形成必须具备以下三个条件：一是储集层，是具有储集油、气空间的岩层；二是盖层，它是紧邻储集层的不渗透岩层，起阻止油气向上逸散的作用；三是遮挡物，它是指从各方面阻止油、气逸散的封闭条件。
上述三方面在一定地质条件下结合起来，就组成了圈闭。
在不同的地质环境里，可以形成各式各样的圈闭条件，根据圈闭成因，一般可将圈闭分为构造圈闭、地层圈闭和岩性圈闭三种类型。
油、气藏类型根据圈闭类型的不同，可以将油、气藏分为构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏三大类。
构造油气藏的基本特点是聚集油、气的圈闭是由于构造运动使岩层发生变形或变位而形成的，主要有背斜油、气藏和断层油、气藏。
地层油气藏是指地层圈闭中的油气聚集。
岩性油气藏是由于沉积环境变迁，导致沉积物岩性变化，形成岩性尖灭体和透镜体圈闭，在这类圈闭中形成的油气聚集。
常见的潜山油气藏是以地层圈闭为主，也有构造、岩性作用的复合成因的油气藏根据油气藏油层中有无固定隔层，可以将油气藏分为层状油气藏和块状油气藏。
层状油气藏是指油层呈层状分布，油气聚集受固定层位限制，上下都被不渗透层分隔的油气藏，各层具有不同的油（气）水系统。
块状油气藏是指油层顶部被不渗透岩层覆盖，而内部没有被不渗透岩层间隔，整个油层呈块状，具有统一油（气）水界面的油气藏。
根据地层中的原油性质，可以将油气藏分为稠油（重油）油藏、普通黑油油藏、挥发性油藏、凝析气藏和天然气藏。
稠油（重油）油藏是指地下原油粘度大于50毫帕秒（原油比重大于0.9，API重度小于25度）的油藏，液体颜色一般为粘稠黑色。
普通黑油油藏是指地下原油粘度低于50毫帕秒（原油比重在0.82～0.9之间，API重度在25～41度）的油藏，液体颜色一般为黑色。
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2800 | 50 | 20
4000 中渗透 | 高渗透 稠油
500 高粘油 50 |
挥发油：挥发性强、收缩性高，体积系数大于1.75 高凝油：凝固点大于40℃
油气藏类型判别方法
凝析气藏相态特征
凝析气藏是一种特殊类型的油气藏。
主要特征： 在原始状况下，地层中流体 以气相存在，而在开采过程 中，随着压力的降低，逐渐
（一）油气藏类型判别—— 2.三元组成判别法
凝析油 天然气 挥发油
常规黑油
重油
24056 i GEi Mi
油水气体当量： （ i=o，w）
油气藏流体组成三角图
油气藏类型判别方法
（一）油气藏类型判别—— 3.相图判别法
干气藏
等温降压过 程与露点线 相交
湿气藏
凝析气藏
常规油藏
1. 临界点向右偏转，泡点线逐渐向高温方向扩展，露点线则逐渐缩小。 2.两相区范围逐渐变大，液态含量等值线逐渐向高温高压区展开。
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 原油粘度（mPa· s) 低粘油 地层条件 凝析油：相对密度小于0.8 10 | 5 中粘油 低渗透
有密度较小的液态凝析油析
出，称为“反凝析现象”。 一般凝析油油质较好。
200 250 300 350 400 450
∞ ＞15000
无 无 透明～浅绿 草黄～深绿 深绿～黑色 黑褐色
0.78～0.80 1000～17000 0.82～0.85 0.72～0.90 0.85～1.00 250～1400 50～250 ＜50
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—— 5.方框图法
类型 C2+ C2 /C3 100C2 /(C3 +C4 ) 100C2+ /C1
气藏 0～5.0 4～10 300～1500 0～5
无油环 凝析气藏 5.0～15 2.2～6.0 170～400 5～15
带油环 凝析气藏 10～30 1～3 50～200 10～40
油气藏类型判别方法
1.烃类流体判别法
油 气 藏 判 别 方 法
2.三元组成判别法 3.相图判别法
4.液体体积百分数判别法
5.方框图法
油气藏类型判别方法
（一）油气藏类型判别——1.烃类流体判别法
油气藏烃类流体分类
指标 类型 干气藏 湿气藏 凝析气藏 轻质油藏 一般黑油 重质黑油 0.75 液烃地面 相对密度 气油比 C7+摩尔 百分数 极少 ＜2 2～15 10～20 15～40 40～80 气体 相对密度 0.6～0.65 0.65～0.85 0.65～0.85 0.65～0.85 平均 分子量 ＜20 ＜20 20～40 35～80 75～275 ＞225 烃类颜色
油气藏类型判别方法
（一）油气藏类型判别—— 4.液体体积百分数判别法
100
液体百分数（%）
黑油
80
挥发油
60
近临界挥发油
近临界凝析气
40
高含油凝析气
20
中低含油凝析气
0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 无因次压力和压力
液体体积百分数与无因次压力关系图
油气藏类型判别方法