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）。
气藏评价标准
气藏经营管理水平评价试行技术规范2007年12月气藏经营管理水平评价技术规范一、各类气藏涵义1、干气藏储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5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＞95%，气体相对密度＜0.65。
2、湿气藏在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50 g/m 3。
3、凝析气藏在初始条件下流体呈气态，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，凝析油含量一般＞50 g/m 3。
4、中高渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。
5、低渗断块砂岩气藏是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。
6、断块砂岩气顶是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。
=油气叠加总面积含气面积系数含气面积7、低渗块状砂岩干气藏是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。
8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。
9、深层低渗砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。
10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。
11、超深层砂岩凝析气藏是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。
12、低渗致密砂岩岩性气藏是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。
油气藏类型判别方法
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
石油地质学—油气藏类型分析
世界第二大油田（主要含油 层为中白垩统瓦拉砂岩及布尔 干砂岩，孔隙度25％～30％， 单井平均日产油量达1350t，可 采储量90亿吨 ）。
此外，在北美墨西哥湾、
原苏联恩巴地区、西非部分地
区的许多背斜油气藏，也都属
于这类。
石油地质学—油气藏类型分析
￭第二节 构造油气藏
4、披覆背斜油气藏 圈闭成因：古地形突起和差异压实作用有关 圈闭的分布：地台区 油气藏特点：
统； 2）钻井中常发生钻具放空，泥浆漏失、井喷现象； 3）室内实测岩芯渗透率与试井测定结果相差极大； 4）单井初产量高，递减快，井间产量相差悬殊；高产井、低
产井、干井交叉出现； 5）井间干扰明显。 6）裂缝的发育和分布，控制了油气的富集程度。
石油地质学—油气藏类型分析
￭第二节 构造油气藏
2、构造裂缝油气藏类型 根据储层岩性划分
1）圈闭核部为坚硬的块状岩石突起； 2）背斜形状一般为穹隆状，顶平翼稍陡，反映古突起形状 ； 3）圈闭的闭合度向上逐渐减少； 4）两翼倾角向下逐渐变陡。 如：渤海湾盆地 济阳坳陷 孤岛油田 基底：奥陶系石灰岩或白云岩 翼部：下第三系
顶部：上第三系馆陶组及明化镇组
形成较大规模的披石盖油地构质学造—油。气藏类型分析
石油地质学—油气藏类型分析
￭第二节 构造油气藏
3、底辟拱升背斜油气藏
如：江汉盆地 王场油田 走向北西，两翼近对称，隆起幅度高达800m。在剖面上，地层倾角
上缓下陡，上部仅200，下部达60—700。地下核部为盐岩隆起。
石油地质学—油气藏类型分析
￭第二节 构造油气藏
3、底辟拱升背斜油气藏
中东地区科威特布尔干油田
1）两翼地层倾角平缓； 2）圈闭的闭合高度小，闭合面积大，常呈穹窿状； 3）断层较少且以张性断层为主； 4）油气藏连片、成带，形成大型 隆起或长垣； 5）圈闭形成时间早。 是聚集油气、形成大油气田的有利的地区。 如：松辽盆地—大庆长垣莎尔图油田
气藏描述研究内容
气藏描述研究内容
1. 气藏的类型到底有哪些呢？比如说，就像不同性格的人一样，气藏是不是也各有特点呀！我们得好好研究研究，像碳酸盐岩气藏，砂岩气藏等等，这些类型可都很关键啊！
2. 气藏的分布规律是怎样的呀？哎呀，这就好比宝藏藏在哪里，我们得仔细找找，是不是有的地方多，有的地方少，这里一团那里一块的呀！
3. 气藏的储层特征重要不重要呢？那当然了呀！就像房子的结构一样，储层好不好直接影响气藏的质量呢，这可得搞清楚！
4. 气藏的压力情况咋样呢？嘿，这压力就像是给气藏加的一把力，对气的流动影响可大了，不研究明白怎么行！
5. 气藏的温度也不能忽视吧？哇塞，温度就像给气藏设定的一个环境条件，忽冷忽热可不行，得好好琢磨琢磨呀！
6. 气藏的流体性质多有趣呀！这不就像是气藏的“脾气”嘛，是暴躁还是温和，了解了才能更好地相处呀！
7. 气藏的产能到底有多大呢？哎呀，这可关系到能收获多少成果呀，就像种庄稼，得知道能收多少粮食一样重要！
8. 气藏与周边地质环境的关系复杂不复杂呢？这可不好说呀，就像人和社会一样，相互影响着，可得研究透！
9. 气藏描述的研究真的太重要啦！不研究怎么能搞清楚气藏的这些方方面面呀，只有都弄明白了，我们才能更好地开发利用气藏呀！
我的观点结论：气藏描述研究内容非常广泛且至关重要，只有深入探究每一个方面，才能全面掌握气藏的情况，为合理开发利用奠定坚实基础。
气藏工程知识点总结
气藏工程知识点总结一、气藏的基本特征1. 气藏类型气藏根据气体在储层中的状态不同，主要可以分为上盖气藏和非上盖气藏两种类型。
上盖气藏是指气体在储层中主要以气态存在，非上盖气藏是指气体在储层中主要以液态存在。
2. 气藏的分布气藏的分布主要受地质构造、岩性、孔隙度、渗透率等因素影响，一般来说，气藏主要分布在盆地、隆起带、断裂带等地质构造上。
3. 气藏储层的特征气藏储层的主要特征包括渗透率、孔隙度、孔隙结构、孔隙分布、岩石力学性质等。
二、气藏勘探1. 气藏勘探方法气藏勘探的方法包括地质勘探、地球物理勘探、地球化学勘探以及综合勘探等多种方法。
其中，地球物理勘探是气藏勘探的主要方法之一，包括地震勘探、电磁勘探、重力勘探等。
2. 气藏勘探技术气藏勘探技术主要包括勘探目标确定技术、数据采集技术、储层描述技术、勘探地球物理技术、勘探地球化学技术等。
三、气藏开发1. 气藏开发方法气藏的开发方法主要有常规开采、增产技术、次生采收技术以及新型开发技术等。
2. 气藏开发技术气藏的开发技术包括地面设施建设技术、地下储气库建设技术、气体输送技术、油气分离技术、储气技术等。
四、气藏监测1. 气藏监测方法气藏监测的方法主要包括地面监测、地下监测、地下水化学监测、微震监测以及气体监测等。
2. 气藏监测技术气藏监测技术包括地面监测技术、地下监测技术、地下水化学监测技术、微震监测技术以及气体监测技术等。
五、气藏保护1. 气藏保护方法气藏保护的方法主要包括水保护、环保措施、防漏技术以及地下水保护等。
2. 气藏保护技术气藏保护技术包括水利工程技术、环保工程技术、地下水修复技术以及地下水监测技术等。
综上所述，气藏工程是一个涉及领域较为广泛的综合性科学领域，需要结合地质学、地球物理学、地球化学、岩石力学等多种学科知识，才能够有效地进行气藏的勘探、开发、监测和保护工作。
未来，随着能源需求的不断增加和能源结构的不断优化，气藏工程领域的研究和应用将会更加重要，也会有更多的新技术和新方法不断涌现，以满足人们对气体资源的需求。
气藏
ＳＹ／ ６ ８－３９９ Ｔ １６ ５
表 ５ 气藏驱动因素分类
亚 类 类
驱
按能量分
动
特
征 压降 曲线 夹角
４ ０ ５ ＞４ ５＇ ４００ ５ － ０＇ Ｊ ＞ ５ ０＇ Ｘ９ ００
按水体类型分 气驱气藏
水驱指数
（ ＥＤ（ Ｗ ）
０
压 降曲线 斜率变化 无变化 末端微 翅 后期上 翘 中后 期上翘 平 直线
式中 ：ＷＱ 曰 ７ 积水侵量，１０３ ０ ； ｍ
ＷＥ － 司（ 驱指数； Ｄ］
Ｇ－ 累积产气量，１ ｍ； Ｐ 了 ３
Ｗ ， ０ ３ Ｐ 积产 量 １ｍ； 水 ０
Ｂ－ ， 然气体积系数，量纲为１ Ｎ 天 的量； Ｂ－ 地层水体积系数，量纲为１ 一 的量。
Ｓ Ｔ６１ ９ 凝析气藏相态特征确定技术要 ０－ ４ Ｙ／ １ 求
３ 天然气藏单因素分类系列及指标 单 因素分类是 以影响气 藏开发某 一主要特征 为依据 的气藏分类，该特征可用 不同因素或指标进行
定性或定量的 表述，并各自形成系列 。该分类结 果可以 单独 使用，也是划分亚类的依据，并成为组合
特
类
征 均质性
相对均质 较 均 一 不均 不均 不均 不均
储集 空间 孔隙型 裂缝 孔隙型
孔隙
渗滤通道 喉道
储 集能力
大 较大 大 一小 刁、 小
以孔隙为主 以孔洞为主 孔隙裂缝 裂缝
喉道裂缝
裂缝喉道 裂缝 裂缝
裂缝 仔Ｌ 洞型 孔隙一裂缝型
裂缝型
３ 按驱动因素分类 ． ３ 气藏按驱动方式可分 为三 类，其类型划分及特征 见表 ５ ．
增多而增高． ｂ 杰凝析气藏：在 初始储层条件下 流体呈气 态。储层温度 从露点线一侧 接近储层流 体的 ）诉临界
不同类型气藏动态特征
二、不同类型气藏动态特征
1、裂缝-孔隙型气藏动态特征
孔隙是主要的储集空间，裂缝是主要的渗流通道，低渗孔隙中的流体通过 高渗裂缝流向井底。
裂缝——孔隙地层模型示意图
（1）井间连通范围大，气井产量稳定性好 虽然孔隙介质渗透性较差，但均连通，整个气藏为统一 水动力学系统，形成所谓“整装”气藏。井间连通为同一压力 系统表现为： 1）气藏初期完井的气井折算压力一致 将初期完井的气井在投产前获得的稳定关井压力，折算 到一个统一海拔高度后有几乎相同的折算压力。 2）井间干扰明显 干扰试井是气藏井间连通最直接的证实，这类气藏大多 有明显的反映，差别仅在于气藏渗透性能的不同而引起的出现 反映的时间长短。 3）天然气的理化性质基本一致 （2）含气面积清晰，气水界面规则 裂缝-孔隙型气藏由于其储集空间主要是孔隙，因而与均 质砂岩气藏一样，都具有确定的含气面积和基本规则气水界面。
（3）边水一般不活跃，大多呈气驱特征
这类气藏多具有边水，且为封闭有限水体，边水能量有限；同时， 这类气藏在翼部和边部由于构造较为平缓，裂缝相对不发育，因而渗透 性差，边水侵入困难。所以，这类气藏大多表现为气驱特征，可视为气 驱气藏。
某气藏压降储量图
（4）开采过程中高低渗透区之间出现明显的压降漏斗
3、裂缝－孔洞底水气藏动态特征
裂缝－孔洞型储层其储集空间以孔隙为主，其次为洞穴和裂缝，孔、洞、缝互相穿 插。气藏具有底水，原始气水界面在气藏各个部位基本一致。由于孔、洞、缝的不均 匀分布，造成底水不均匀侵入，增大了气藏开发的难度。 （1）气井出水类型多 由于气藏各井、各井区孔、洞、缝的发育程度和组合方式的差异，导致各井出水 情况和水侵特征不同。这种类型气藏出水气井分为三类：底水沿微细裂缝和孔隙侵入 井底的出水气井，称为慢型出水气井或水锥型；底水沿大缝大洞上窜至井底的出水气 井，称为快型出水气井或纵窜型；底水沿平缝或高渗孔洞层横向侵入井底的出水气井， 称为横侵型出水气井。 1)水锥型 井下存在着大量微细裂缝且呈网状分布，测井解释呈双重介质特征。微观上底水 沿裂缝上窜，宏观上呈水锥推进，类似于均质地层的水锥。 这类井产水量小且上升平缓，大多出现在气藏低渗地区，对气井生产和气藏开采 的影响不大。
气藏的分类——精选推荐
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。
井流物分析技术在油气藏类型识别中的应用
202020 年 第 5 期油气藏类型识别是油气藏开发过程中计算油气储量、选择开发方式、制定开发技术政策的关键，查清流体类型对油气藏开发具有重要意义。
井流物指的是从油气井中产出的流体物质，实验室采用气相色谱分析原油和天然气的组成，根据油气组成数据计算井流物。
本文依据井流物分析结果，以油田实例介绍了经验统计法中的四参数判别法、油中C -C 正构烷烃含量判断、三角图法判断法、Φ１参数判别法在油气藏类1430型确定中的应用。
在油气勘探开发过程中，油气藏类型识别是计算油气储量、选择开发方式的关键，[1,3]查明油气藏类型对油气田开发具有重要意义。
目前油气藏类型判别方法包括相态研究方法和经验统计方法两大类。
经验统计方法是通过统计已知的大量油气藏地层流体组成[1]及特征参数寻找出不同油藏类型的规律性特征，进而指导油气藏类型的识别。
采用经验统计法识别油气藏，仅需要对现场取得的油气样品进行相态实验、流体地面物性测试、流体组成检测等相关实验分析之后，就可初步判别其油气藏类型，因此本文依据井流物分析结果，以油田实例介绍了经验统计法中的四参数判别法、油中C -C 正构烷烃含量1430判断、三角图法判断法、Φ１参数判别法在油气藏类型确定中的应用。
1 实验部分1.1 仪器与试剂2台美国Agilent 6890气相色谱仪；高纯N （99.999%），高纯H （99.999%），高纯22空气（99.999%）。
1.2 色谱条件原油烃组成分析：HP-1毛细管色谱柱（60 m×0.32 mm×0.25 μm）；载气为高纯氮-1气，柱流量1 mL·min ；进样口温度350℃；色谱柱升温程序：初始柱温40 ℃，保持时-1间2 min，以6 ℃·min 升温速率升至325 ℃，保持时间30 min；进样模式为分流进样，进样量1 μL，分流比为72:1；检测器：FID，温度350 ℃。
气组成分析：填充柱及HP-PONA柱（50 m×0.2 mm×0.50 μm）；载气为高纯氮气和高纯氢气；进样口温度：120 ℃；阀进样，进样量0.5 ml；程序升温模式：初始柱温50 -1-1℃，保持3 min，以10 ℃·min 升温速率升至80 ℃，保持时间4 min，以25 ℃·min 升温速率升至150 ℃，保持5 min；检测器为FID和TCD，温度150 ℃。
多种地震属性定量判别气藏
内含气饱和度为64%时AVO合成记
录响应。由此可得出如下结论，当
存在薄气层，中含气饱和度时，也
能引起“亮点”现象，但不能引起
明显相位反转。
陆9井合成地震记录
陆9井合成阻抗记录
气层
汇报提纲
一． 问题提出 二．研究思路及技术路线 三．气藏的判别标准与预测结果
气藏的判别标准与预测结果
由上述油气藏的多种地震属性特征及各种AVO合成地
气藏的地震属性特征分析
振幅类地震属性
亮点
亮点
陆良地区陆2-2井相对振幅剖面
陆良地区正常的声波时差 380μs/m、密度为 2.07g/cm3，当地层含气 时，声波时差明显增高， 陆2-2井含气井段纵波时 差高达700μs/m，密度值 降低为1.97g/cm3，所以 与上覆盖层及下覆地层形 成很大的波阻抗差，因此， 当地层含气时，能产生强 反射地震振幅，在地震剖 面上能形成“亮点”现象。
气藏的AVO合成地震记录响应
陆2-2井
气 层
气层纵波、泥质含量、密度、孔隙度、横波、泊松比
水层密度、泊松比、横波、纵波
气藏的AVO合成地震记录响应
陆2-2井合成地震记录
图是陆良地区大嘴子气藏陆2－2井
AVO合成地震记录。大嘴子气藏位于
陆良东南部，为一典型的茨营组构造
型气藏，二层单层气藏厚度分别为6.5Biblioteka 气藏的AVO合成地震记录响应
当储层内孔隙度一定时，不同的含油气饱和度造成不同 的纵波速度、密度及泊松比响应，而横波速度保持不变。 AVO流体替换技术是利已知测井声波、密度及伽玛等测 井曲线，储层的孔隙度，泥质含量，含油气饱和度，地 层水矿化度，地温等参数，估算出当储层孔隙内含纯水 及各种不同的含油气饱度时的纵波、密度及泊松比曲线， 再利这些曲线合成不同含油气饱和度情况下的AVO合成 地震记录，用以研究当储层孔隙内含不同流体及不同饱 和度时的地震波属性特征，这样可以定量研究储层含油 气后的地震波属性特征。
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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。