油气藏开发分类之按油气藏流体性质分类

油气藏开发分类之按油气藏流体性质分类油气藏所储流体的性质包括：密度、黏度、凝固点及烃类、非烃类组分等，也有多种分类方法，最常用的是按密度分类，通常分为石油和天然气两大类。

国际上通用的分类方法是将油气藏按所产流体分为天然气藏、凝析气藏、挥发性油藏、稠油油藏、高凝油藏和常规原油油藏。

在自然条件下，储层流体又往往是两类流体甚至三类流体组成一个油气藏，如有气顶或凝析气顶的油藏，有油环或油垫的气藏或凝析气藏，有凝析气顶的挥发性油藏，有气顶的稠油油藏，有稠油环或油垫的气藏等。

一、天然气藏天然气藏定义为流体在地下储层中原始孔隙压力下呈气态储存，当气层压力降低时，气藏中的天然气不经历相变。

因而虽然许多天然气藏采出的流体在地面常温常压或低温下有液相析出(一般也称凝析油)，但只要在气藏温度条件下，压力降到气藏枯竭压力仍不会出现两相的，都属天然气藏。

用相图表示则气层温度一定大于临界凝析温度。

根据天然气中烃类组分，天然气有干气、湿气、富气、贫气等多种分类。

但大多数只是定性概念，没有定量界限，一般干气、湿气以天然气中戊烷以上重烃组分含量多少来区分。

富气、贫气以天然气中丙烷以上重烃组分含量多少来区分。

由于重烃比甲烷在相同体积下热值要成数倍地增加，且许多重烃都是石油化工的优质原料，故湿气、富气的经济价值比干气、贫气要高得多。

天然气藏的开发与油藏开发有很大的区别，首先是PW特性对开发特征有决定性的作用而不是像油藏那样起提高采收率的作用；其次是能量的补充一般起降低采收率的作用而不是像油藏那样起提高采收率的作用；以及稀有气体、二氧化碳、硫化氢、氮气含量的不同对气体集输处理及经济价值评价的差异极大，还有水化物形成条件对气井开采和集输的影响等。

天然气的开发一般都是采用天然能量开发，其采收率与驱动类型有很大关系，封闭式气藏及弱水驱气藏其采收率可以超过强水驱气藏的一倍。

除了从地质条件上分析其驱动类型外，更重要的是通过开采过程的生产动态来判断驱动类型，故一般气田开发都要经过一到两年的初步开发取得足够的生产动态资料后，才能编制正式的开发方案。

二、凝析气藏凝析气藏定义为流体在地下储层中原始孔隙压力下呈气态储存，但随着储层流体不断被采出，整个气藏压力不断下降(这是一个等温过程)，当压力下降到某一点(露点)时，液体将从储层气体中凝析出，因此，在此之后，储层中将存在两相流体饱和度。

如果气藏压力进一步下降，一部分凝析液会再次气化，但直到枯竭压力，气藏中仍保持两相流体的存在。

在相图上，气层温度介于临界点及临界凝析温度之问。

对于凝析气藏，十分重要的是较精确地取得流体组分及相图，以及确定气藏有无挥发油油环及黑油油环。

在试验求得P-V关系、上下露点压力及在降压排气过程中各种压力下气体和液体的体积和组分变化，就可以计算出精确的相图，可以了解在凝析气藏开采过程中烃类物质的反凝析量以及井流物的组成变化情况，预测枯竭式开采条件下的气藏开发动态和最终采收率。

有的凝析气藏由于有边底水能量的补充，在一定的采气速度下可使气层压力维持在某一压力下，如该压力高于上露点压力，则气藏开采动态和采收率估算相对简单，相似于水驱下的一般气藏的动态，如该压力低于上露点压力，则只在上露点压力到该压力之间有反凝析作用发生，以后就相似于水驱下的一般气藏的动态。

对于地层压力高于上露点压力很多或凝析油含量较低(<3009／L)的凝析气田一般采用消耗压力方式开发，其开发动态是在气藏压力降到露点压力前凝析油含量、组分不变，降到露点压力后，进入反凝析阶段凝析油含量迅速下降，组分变轻，初期下降快，后期下降缓。

产能不仅受压力下降的影响，而且由于凝析油的析出，形成两相流，气相渗透率也要下降，所以产能下降更快。

在压力降到下露点压力后，进入蒸发阶段，凝析油含量又稍有上升，组分稍有变重，但一般已接近废弃压力，处于开采末期。

三、挥发性油藏挥发性油藏定义为地下原始油藏压力下呈液态储存，但随着储层流体不断被采出，油藏在压力下降到某一点(泡点)时，气体从液相中析出，由于原始状态下液相流体溶解气量很大，故随着气体的析出，液相体积大幅度收缩。

整个过程从定性上看与常规原油的界限比较难以划分，一般以体积系数与体积收缩的特性来确定。

挥发性油的体积系数应在1．75以上，其收缩特性是压降初期收缩快而压降后期收缩慢，收缩率与无因次压力关系曲线呈凹形。

而常规原油则在压降初期收缩慢而压降后期收缩快，收缩率与无因次压力关系曲线呈凸形。

由这个特性可知，挥发油对压力是特别敏感的，压力稍有下降原油体积就会收缩很多，相同残余油饱和度情况下，原油采收率就会明显地下降。

挥发性油藏最重要的特征之一是溶解气油比高，原油中轻组分含量高，因而体积系数大，而且在压力下降的前期体积系数下降很快，采用溶解气驱开发在压力降到泡点压力后，气油比急剧升高，产量大幅度下降，原油体积明显收缩，采收率将是很低的，即使以后再注水恢复压力，原油体积也不可能再膨胀。

所以挥发性油藏一般都要尽量采用早期保持压力的开采方式。

除了极少数边底水能量特别充足的挥发性油藏可以利用边底水能量将油层压力保持在泡点压力附近外，大多数挥发性油藏将采用早期注气或注水来保持油藏压力。

由于挥发油的轻组分很高，注气形成混相驱的可能性较大，混相驱由于没有界面张力可以达到很高的驱油效率，所以混相条件也是挥发性油藏进一步描述的重点之一。

相当多的挥发性油藏仍然采用注水保持压力的开发方式，特别是对那些层数多、非均质较严重、挥发性相对较弱、混相压力较高的油藏更是如此。

因为有利的流度和油水黏度比可以获得较高的波及体积和采收率，经济效益往往更优于混相驱。

对于油藏原油黏度低于水的油田，注水的不均匀推进可以由黏度来自动调整，所以层间渗透率差异和层系划分、油层内纵向及平面非均质等将不是开发方案研究的主要问题，而吸水能力远远低于采油能力则是注水开发这类油田的主要问题，特别是当油层渗透率较低，润湿性为亲水型，相渗透率曲线上水相端点渗透率相当低时则更为突出。

挥发性油藏只要在泡点压力以上补充能量保持压力开发，其动态特征一般是稳产期较长。

注水开发的无水期长，无水采收率高；混相驱则气油比稳定开采期长。

一旦油井见水或见注入气后，含水率或气油比将迅速上升，产量将明显下降，使总的开发期短而采收率高。

四、稠油油藏稠油指黏度大的原油，但在国外相当多的文献用的是“重油”这个名称，是用美国API 重度标准来区分的。

一般来说原油重度与原油黏度有较好的相关性，但重度是指地面脱气原油的性质，黏度一般是指油层条件下的性质，而且因组分、金属离子含量、溶解气量、油层温度等不同，仍有许多不完全一致之处，因而稠油比重油从名称上更为确切。

对稠油的定义及稠油的分类标准，我国石油勘探开发科学研究院刘文章作了很好的研究，这个分类标准与联合国训练研究所(UNITAR)推荐的分类标准也一致，同时考虑到近年来热采技术的改进而作了一些修改，并将温度改为以摄氏度度量，也是必要的和适合我国国情的。

以油层条件下原油黏度为50mPa·S作为稠油的起点是因为当油层条件下原油黏度超过50mPa·S后，不仅依靠天然能量开采的采收率很低，而且在注水条件下，由于油水黏度比过大，黏性指进(非活塞性)将十分严重，不仅驱油效率和采收率低，而且耗水量大，经济效益必然也差。

由于稠油的高压物性样品很难取，故在不能取得高压物性资料情况下也可以用油层温度下的脱气原油黏度为l00mPa·S来代替，这不仅是因为一般稠油溶解气的能力低，所溶气体大部为干气，气油比一般不超过10，稠油热采的深度一般也小于1500m，油层条件下不脱气油的黏度大于50mPa·S，脱气后在相同温度下黏度大致为大于l00mPa·S。

这也与联合国训练研究所(UNITAR)的标准达成一致。

至于稠油内部的分类，首先是将UNITAR分类中的重油即相当于普通稠油分为两个亚类，以便分出对于在开采方式上是常规开采(注水开发)还是热采需要作进一步评价比较的部分。

在UNITAR分类的沥青(>10000mPa·s)中，刘文章又根据热采技术的新发展细分为特稠油和超稠油两类，特稠油是在油藏其他条件如井深、厚度、孔隙度、含油饱和度和渗透率等条件很好的条件下目前注蒸汽技术仍有可能经济开发的，而超稠油才是必须采取特殊的非常规的蒸汽驱技术。

稠油油藏的进一步描述重点是确定是否采用热采及热采的工艺技术经济条件评价。

热采的筛选标准包括油藏埋藏深度、热能利用效率条件、注汽和产液能力三个方面。

油藏埋藏越深，油藏压力也越高，注汽时井底压力必须大于油藏压力，而压力越高，蒸汽干度就越不容易提高。

即使油层压力已经降低，但汽柱压力大，井底压力与井口压力差增大，井口至井底的干度差也必然增大，井底干度也不会高。

而且井越深，井筒热损失也增大。

一般热采深度都不超过1500m。

对于埋藏深度太浅的稠油油藏，注汽时易形成水平裂缝造成汽窜，所以一般要求深度大于150m。

油藏热能利用效率是指注入蒸汽所携带的热能有多少用于加热原油以降低黏度，而其余的热能则用于加热岩石骨架、地层水、夹层和围岩。

孔隙度越高，含油饱和度越高，纯厚比越大，单层厚度越大，则热能利用效率就越高，反之热能利用效率就越低。

由于上述因素与热能利用效率的关系并非线性关系，所以虽然可以互相补偿，但每一项也都有一个极限值，在此极限值以下即使其他条件好，也不会有好的热能利用效率和经济效益。

通用的标准大致是单层厚度不小于6m，孔隙度不小于20％，含油饱和度不小于50％，纯油层厚度与总砂岩厚度之比不小于0.5。

注汽和产液能力条件包括油层厚度、渗透率、油藏原油的黏度。

注汽能力过低，蒸汽流速慢，热量就会在井筒等部位大量损失，热量带不进去，或要很高压力才能注进去，又会使蒸汽干度下降，注汽后要尽快将原油采出，以免温度扩散到围岩而损失，就要求热采稠油油藏有好的产液能力，所以热采稠油油藏除厚度在热能利用效率中已有要求外，渗透率一般都是达西级的，油藏原油黏度不超过10000mPa·s，且黏度随温度的升高而下降很快。

这三者之间可以相互补偿，厚度特别大和渗透率特别高时，热采的原油黏度界限可以适当提高。

上述三个方面仅仅是一个是否适用于热采的筛选标准，由于经济评价还要受自然地理条件、油价及距市场远近等因素影响，所以达到筛选标准的油藏或单项条件大多数能达到筛选标准的油藏，是否适于热采仍要专门作经济评价。

在确定热采后，进一步的描述将是储层及原油的热力学，如原油的黏一温曲线，储层、顶底板和夹层及原油的比热、导热系数等。

储层非均质性的描述和正确估计是稠油热采的一个关键问题。

由于稠油和蒸汽的黏度差别太大，所以在吞吐和蒸汽驱中，非均质性必然是不断扩大的，造成蒸汽的指进和过早的窜流，而在模拟计算中往往估计不足，造成整个热采寿命比设计的大大缩短，采收率大幅度降低。